Embora dependa em grande parte da hidroeletricidade, a Zâmbia continua a diversificar a sua matriz energética para garantir o abastecimento. Esta evolução traz, contudo, novos desafios relacionados com a integração de energias variáveis na rede nacional.

Um novo projeto de produção de eletricidade verde com uma capacidade de 100 MW vai ser implementado na Zâmbia. O acordo, celebrado entre a DZGM Energy Resources e a Zesco Limited, prevê a injeção desta energia na rede nacional.

O Ministério da Energia anunciou, no sábado, 28 de março, a assinatura deste contrato de compra de eletricidade (PPA), que abre caminho ao lançamento de um projeto híbrido combinando energia eólica e solar.

Presente na reunião, o Ministro da Energia, Makozo Chikote (imagem, ao centro), sublinhou «a importância de aumentar a produção de eletricidade e melhorar a fiabilidade do abastecimento».

Romper com a dependência da hidroeletricidade

Na Zâmbia, o sistema elétrico continua a basear-se largamente na hidroeletricidade, que representa mais de 80% da produção, segundo dados do National Energy Compact for Zambia. Esta dependência expõe o país e o seu sistema elétrico às variações climáticas. A seca observada em 2024 causou uma redução significativa da produção, pressionando o abastecimento elétrico durante vários meses.

Para responder a este desafio, as autoridades multiplicam os projetos solares para reforçar a capacidade de produção e melhorar a segurança energética. Em setembro de 2025, a Africa GreenCo e a Serenje Energy celebraram um acordo preliminar relativo a um contrato de compra de eletricidade para a central solar de Lusanje, com uma capacidade de 25 MW.

No final de janeiro, o projeto solar de 20 MW do Natural Resources Development College (NRDC), em Lusaca, foi inaugurado. Em fevereiro, o Ministério da Energia assinou um acordo de implementação com a Goldenray Energy para o desenvolvimento de uma central solar de 118 MWp em Sinazongwe, na província do sul.

Um desafio de estruturação

O projeto assinado com a DZGM insere-se na estratégia do país, detalhada no seu “Integrated Resource Plan (IRP)” de 2024, que visa diversificar a matriz energética e reduzir a dependência da hidroeletricidade, principal fonte de abastecimento.

Introduce a utilização de uma solução híbrida combinando energia eólica e solar. Este tipo de instalação permite distribuir melhor a produção ao longo do dia e reduzir as variações associadas a uma única fonte.

No entanto, à medida que a quota de energias variáveis aumenta, a questão do reforço das infraestruturas elétricas torna-se central, para gerir simultaneamente a procura e uma oferta mais intermitente.

Abdoullah Diop

Em muitos países africanos, o acesso à eletricidade continua limitado, sobretudo nas zonas frágeis afetadas por conflitos, onde residem 60% das pessoas não ligadas à rede elétrica. Este financiamento destina-se a ultrapassar os obstáculos ao lançamento de projetos fora da rede nessas regiões.

O Conselho de Administração do Banco Africano de Desenvolvimento aprovou, na quarta-feira, 25 de março, um financiamento de 5,65 milhões de USD para um projeto que visa eletrificar zonas pobres e isoladas com soluções solares descentralizadas. Segundo informações divulgadas no site oficial da instituição, trata-se de uma subvenção reembolsável através do Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA).

No detalhe, a operação pretende lançar um novo mecanismo de financiamento climático destinado a apoiar a implementação de mini-redes em Estados frágeis da África subsaariana. O Nordic Development Fund aporta um cofinanciamento equivalente, elevando o montante total do dispositivo para 11,3 milhões de USD.

“ A falta de acesso a capital para a eletrificação rural continua a ser um obstáculo importante para o acesso universal à energia no continente africano, sobretudo nos países afetados por conflitos e fragilidade. Este é o tipo de estímulo de mercado necessário para avançar os objetivos da Missão 300 ”, afirmou João Duarte Cunha, diretor da Divisão de Fundos para Energias Renováveis e do Fundo SEFA, no BAD.

Aproveitar os P-REC para a eletrificação fora da rede

O mecanismo baseia-se nos certificados de energia renovável para a paz (P-REC), desenvolvidos pela organização americana Energy Peace Partners. Permite aos desenvolvedores de mini-redes operando em países frágeis ou afetados por conflitos — onde o acesso à eletricidade continua limitado — vender antecipadamente os certificados ligados à sua futura produção de energia renovável. Em contrapartida, beneficiam de financiamento antecipado, facilitando a implementação dos projetos.

O sistema agrega estes certificados para os revender a empresas internacionais comprometidas com objetivos de sustentabilidade. O modelo visa gerar receitas em divisas fortes nos mercados onde o acesso a financiamento é limitado.

O dispositivo será implementado pela Camco Clean Energy, um gestor de fundos especializado em clima e impacto ambiental. Abrangerá 14 países africanos, incluindo a República Democrática do Congo, o Níger e o Mali. Espera-se a instalação de 71 MW de capacidade renovável e a realização de cerca de 240 000 novas ligações, beneficiando 856 000 pessoas, segundo o BAD.

De acordo com a Energy Peace Partners, o mercado internacional de certificados de atributos energéticos representa cerca de 1 mil milhão de USD. Os P-REC visam orientar este mercado para projetos situados em zonas com elevada necessidade de eletricidade e difícil acesso a financiamento. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), 80% das pessoas sem acesso à eletricidade vivem na África subsaariana, sendo cerca de 60% dos agregados familiares afetados residentes em Estados frágeis ou sujeitos a conflitos.

Esta nova iniciativa integra-se ainda na Missão 300, liderada pelo BAD e pelo Banco Mundial, que visa conectar 300 milhões de pessoas à eletricidade em África até 2030.

Abdoullah Diop

As relações energéticas entre Argel e Abidjan baseavam-se até agora em iniciativas dispersas, sem um quadro global para coordenar as atividades petrolíferas e de gás.

A Argélia e a Costa do Marfim deram um passo importante na cooperação em hidrocarbonetos. No sábado, 28 de março, em Argel, os dois países assinaram um acordo destinado a abranger toda a cadeia de valor da indústria do petróleo e do gás natural.

Segundo informações da Algérie Presse Service (APS), o documento estabelece o enquadramento para a implementação de projetos conjuntos. O objetivo é «abrir amplas perspetivas» para cada segmento do setor petrolífero e gasífero, incluindo exploração, produção, transformação e comercialização.

O acordo prevê também mecanismos de transferência de competências, programas de formação e apoio técnico, não apenas nos setores de petróleo e gás, mas também em mineração, detalha o meio de comunicação público.

A assinatura decorreu durante a visita oficial do ministro marfinense das Minas, Petróleo e Energia, Mamadou Sangafowa-Coulibaly, ao país do Norte de África. Em conjunto com o seu homólogo argelino, Mohamed Arkab, definiram, através deste acordo, um quadro estruturante para as interações entre administrações e empresas dos dois países.

Esta iniciativa reflete a vontade de Argel de desenvolver parcerias energéticas com países africanos. Um precedente ocorreu com o Burkina Faso, que em meados de fevereiro de 2026 assinou com a Argélia um memorando de entendimento abrangendo hidrocarbonetos, energia, mineração e formação.

Este quadro prevê, entre outros pontos, o abastecimento do Burkina Faso com produtos petrolíferos, o desenvolvimento do comércio de gás liquefeito de petróleo, o reforço das capacidades de armazenamento e distribuição, assim como intercâmbios de experiência e know-how.

Mamadou Sangafowa-Coulibaly destacou o interesse de Abidjan em apoiar-se na experiência argelina para desenvolver a sua indústria de hidrocarbonetos. Este interesse surge num contexto em que a Costa do Marfim tem registado um aumento da atividade petrolífera desde 2021, impulsionado pelas descobertas dos campos offshore Baleine e Calao pelo grupo Eni.

Localizados em águas profundas, estes campos totalizam mais de 2,5 mil milhões de barris de crude e recursos gasíferos significativos, com uma produção nacional prevista para aumentar fortemente até 2027-2028.

A assinatura deste acordo ocorre num momento em que a Argélia intensifica iniciativas para aplicar a sua experiência energética internacionalmente. Conforme noticiado pela Agência Ecofin, o grupo público Sonelgaz criou recentemente uma subsidiária dedicada, Sonelgaz International, encarregada de expandir as atividades fora do território nacional e desenvolver parcerias em vários mercados.

Abdel-Latif Boureima

A Namíbia depende quase inteiramente das importações de petróleo. Os stocks atuais cobrem entre um e dois meses de consumo nacional, segundo o Ministério da Energia.

O governo namibiano anunciou um aumento dos preços dos combustíveis a partir de abril, no âmbito do ajuste mensal de preços. O litro de gasolina subirá 2,50 dólares namibianos (0,14 dólares americanos), enquanto o gasóleo, de todos os tipos, aumentará 4 dólares namibianos por litro. A decisão foi divulgada na sexta-feira, 27 de março, pelo Ministro da Indústria, Minas e Energia, Modestus Amutse.

Segundo o responsável, este aumento deve-se principalmente às tensões geopolíticas no Médio Oriente, envolvendo os Estados Unidos, Israel e o Irão. Esta situação contribuiu para a subida dos preços internacionais do petróleo, dos custos de transporte e dos seguros, fenómeno acentuado pela depreciação do dólar namibiano face ao dólar americano. Entre 1 e 23 de março de 2026, a taxa de câmbio média situou-se em 16,62 dólares namibianos por dólar americano, contra 16 dólares namibianos em fevereiro de 2026.

Para limitar o impacto sobre famílias e empresas, o governo anunciou uma redução temporária de 50% nos impostos sobre os combustíveis entre abril e junho de 2026, enquanto o Fundo Nacional de Energia (“National Energy Fund”) assumirá cerca de 500 milhões de dólares namibianos por mês para absorver parte dos custos adicionais.

“O objetivo é mitigar a volatilidade dos preços e assegurar a estabilidade dos preços domésticos dos combustíveis”, declarou o ministro Amutse.

Esta decisão surge num contexto em que a Namíbia continua totalmente dependente das importações de produtos petrolíferos, na ausência de refinarias nacionais. O consumo anual do país é estimado em 1,1 mil milhões de litros, dos quais cerca de 70% gasóleo e 30% gasolina, de acordo com dados governamentais.

O ministro assegurou, no entanto, que os stocks atuais de combustível permitem cobrir entre um e dois meses de consumo nacional e apelou à população para evitar compras por pânico e armazenagem excessiva, lembrando que a revenda não autorizada é ilegal e que o combustível deve ser manuseado com segurança.

Charlène N’dimon

As cargas de petróleo da África subsaariana ocupam um lugar central no mercado mundial, abastecendo principalmente a Ásia e a Europa com brutos leves e com baixo teor de enxofre, muito procurados pelos refinadores.

Os produtores de petróleo da África subsaariana estão a abrandar as suas vendas e a reter várias cargas, segundo informações divulgadas na sexta-feira, 27 de março, pela Reuters, citando quatro comerciantes de crude diretamente envolvidos no mercado.

De acordo com estas fontes, cerca de vinte cargas previstas para carregamento em abril estão disponíveis, mas os vendedores não se apressam a concluir as transações, apesar de uma procura ainda presente. Alguns produtores optam assim por adiar as suas vendas ou por direcionar parte do crude para o refino local.

Como consequência desta situação, os fluxos de exportação parecem estar a abrandar. As cargas nigerianas, angolanas ou congolesas são disponibilizadas, mas as negociações demoram mais tempo do que o habitual.

Paralelamente, alguns tipos de petróleo bruto estão a negociar-se a preços superiores às referências do mercado. O bruto nigeriano Bonny Light, por exemplo, está a ser comercializado cerca de 7,5 dólares acima do Brent que, segundo dados do site Investing.com, apresenta esta segunda-feira um preço de venda em torno de 108 dólares por barril.

Esta situação ocorre enquanto o estreito de Ormuz, por onde passa cerca de 20% do petróleo mundial, permanece fechado, perturbando os fluxos globais de hidrocarbonetos e reduzindo a oferta disponível no mercado. Neste contexto, alguns vendedores preferem adiar as suas vendas na expectativa de preços mais elevados.

Como consequência destas perturbações, os custos do transporte marítimo aumentam significativamente. Este aumento encarece o preço final das cargas africanas para os compradores. Na Ásia, principal destino do crude da África subsaariana, alguns refinadores recorrem a fornecimentos considerados mais competitivos.

A oferta de petróleo da África subsaariana situa-se entre 2,6 e 2,7 milhões de barris por dia, segundo a Agência Internacional de Energia (AIE). Na semana passada, Fatih Birol, diretor da instituição, mencionou possíveis novas liberações de stocks estratégicos, afirmando que o bloqueio desta passagem estratégica continua a ameaçar a segurança energética mundial.

Abdel-Latif Boureima

O Egito enfrenta um ambiente económico sob pressão, marcado por tensões geopolíticas que pesam sobre a oferta global dos mercados energéticos mundiais.

No Cairo, o governo egípcio decidiu abrandar alguns projetos públicos com elevado consumo de combustível por um período inicial de dois meses. O anúncio foi feito no sábado, 28 de março, pelo primeiro-ministro Moustafa Madbouly, durante uma conferência de imprensa no âmbito do Conselho de Ministros.

A medida visa prioritariamente os projetos que exigem grandes quantidades de gasóleo, segundo declarações oficiais. É acompanhada por uma redução de 30% no consumo de combustível dos veículos públicos. Algumas administrações irão também aplicar dias de teletrabalho para limitar as deslocações.

Durante a conferência, Moustafa Madbouly precisou que estas medidas têm como objetivo conter o consumo nas atividades públicas mais intensivas em energia. «O governo não tem outra escolha senão implementar esta decisão», declarou o primeiro-ministro.

Este dispositivo insere-se numa série de ajustes temporários, segundo o governo egípcio. Até ao momento, as autoridades não indicaram se estas restrições poderão ser prolongadas para além do período anunciado.

Estas decisões surgem num contexto de fortes tensões nos mercados de energia ligadas à guerra no Médio Oriente. No relatório Oil Market Report de março de 2026, a Agência Internacional de Energia (AIE) indica que a guerra no Médio Oriente «cria a maior perturbação da oferta de petróleo na história do mercado mundial», devido, nomeadamente, a bloqueios no abastecimento.

Um quadro macroeconómico ainda frágil

Esta restrição nas despesas públicas ocorre num ambiente económico já pressionado. O Egito continua envolvido num programa alargado de financiamento com o Fundo Monetário Internacional (FMI). Num comunicado oficial publicado em fevereiro de 2026, a instituição validou a continuação do acordo Extended Fund Facility, no valor de 8 mil milhões de dólares, aprovado em dezembro de 2022 e prolongado até 15 de dezembro de 2026.

As margens de manobra externas continuam, contudo, estreitamente ligadas ao nível das reservas cambiais. Numa publicação de 4 de março de 2026, o Banco Central do Egito indica que as reservas internacionais líquidas atingiram 52,75 mil milhões de dólares no final do mês de fevereiro, um nível considerado excecional.

Em 25 de março de 2026, durante trocas oficiais citadas pelo Ahram Online, o presidente Abdel Fattah al-Sissi e o primeiro-ministro Moustafa Madbouly destacaram a importância de garantir as reservas em divisas face às evoluções económicas em curso.

Esta situação ocorre num momento em que o país enfrenta importantes compromissos financeiros externos. Numa análise publicada em novembro de 2025, a Capital Economics indica que o Egito deverá enfrentar um serviço da dívida externa estimado em 27 mil milhões de dólares em 2026.

Várias instituições sublinham igualmente vulnerabilidades persistentes. Numa nota de 17 de março de 2026, o think tank Atlantic Council menciona um risco de desequilíbrio da balança de pagamentos caso os preços do petróleo se mantenham elevados.

Abdel-Latif Boureima

Desde o início da guerra no Sudão, através do qual transitam as suas exportações de petróleo, o Sudão do Sul enfrenta dificuldades no seu setor petrolífero, que constitui a base da sua economia.

O governo sul-sudanês procura reforçar a produção de petróleo, apoiando-se em investimentos adicionais face à subida dos preços do crude. Esta estratégia foi divulgada durante uma conferência de imprensa de Chol Deng Thon (foto), subsecretário do Ministério do Petróleo do Sudão do Sul, realizada na quarta-feira, 25 de março.

«O aumento da produção continua no centro da nossa agenda», afirmou o responsável, sublinhando que a valorização do preço do barril reforça a importância deste objetivo. Ele indicou ainda que o ministério manteve várias reuniões com as empresas operadoras para coordenar as operações, apesar das limitações logísticas relacionadas com as tensões no Médio Oriente.

Segundo Chol Deng Thon, a produção petrolífera sul-sudanesa passou recentemente de cerca de 95 000 para quase 100 000 barris por dia. Uma evolução que contrasta com os dados da U.S. Energy Information Administration (EIA), que mostram que o Sudão do Sul produziu em média cerca de 79 000 b/d em 2024, contra pouco mais de 146 000 b/d em 2023.

O Estado atribui este progresso recente à entrada em operação de novos poços nos blocos 3 e 7, situados no Estado do Alto-Nilo, nomeadamente no campo de Al Nahal, onde o poço W8 produz cerca de 5 440 barris por dia. A operadora Dar Petroleum Operating Company indica ter perfurado 16 poços desde a retoma das atividades em outubro de 2025, dos quais 12 já estão em produção.

Uma retoma sob restrições

A retoma das atividades petrolíferas iniciada em outubro de 2025 ocorre enquanto as perturbações provocadas pelo conflito no vizinho Sudão afetam as infraestruturas de exportação do crude sul-sudanês. Em maio de 2025, a Agence Ecofin noticiou que as exportações do país foram fragilizadas por um ataque dirigido que danificou um oleoduto estratégico ligando os campos petrolíferos ao Porto-Sudão, principal ponto de exportação situado no Sudão.

Neste contexto, os dirigentes sul-sudaneses iniciaram esforços para assegurar as instalações petrolíferas e garantir a continuidade dos fluxos. Em dezembro de 2025, foi alcançado um acordo com o governo do Sudão e as Forças de Apoio Rápido (FSR) para reforçar a proteção das infraestruturas e permitir a retoma das exportações em condições seguras.

Paralelamente, o Sudão do Sul iniciou a revitalização de alguns campos petrolíferos em declínio com o apoio de parceiros internacionais. Em junho de 2025, as autoridades sul-sudanesas concordaram com a China National Petroleum Corporation (CNPC) em apoiar a retomada da produção de certos campos maduros.

Esta cooperação visa o redesenvolvimento e a otimização das capacidades existentes, através de um plano técnico que abrange os blocos 1, 2, 3, 4 e 7, onde se concentra a maior parte do potencial de produção do país.

Estas iniciativas procuram restaurar progressivamente as capacidades de produção após as perturbações registadas. Segundo os números do Tesouro Público francês, publicados em setembro de 2025, a renda petrolífera representa 95 % das exportações e gera 90 % das receitas públicas.

Abdel-Latif Boureima

Há cerca de uma semana, um oleoduto associado à exploração do campo de Al-Sharara, o maior jazigo petrolífero da Líbia, incendiou-se. Embora o fogo tenha sido controlado, foi aberta uma investigação para determinar a sua origem.

Na Líbia, surgiram novos elementos no âmbito da investigação iniciada há pouco mais de uma semana pelas autoridades, com o objetivo de identificar as causas de um derrame de crude num oleoduto associado à exploração do campo petrolífero de Al-Sharara.

Na quarta-feira, 25 de março, o Ministério do Interior do Governo de Unidade Nacional indicou que «um projétil aéreo do tipo M-62, de fabrico russo», bem como «fragmentos de um foguete de calibre 130 mm», foram encontrados durante as investigações, conduzidas, nomeadamente, pelas suas equipas especializadas em desminagem.

«Estes elementos foram encontrados nas proximidades da válvula n.º BT-13, situada ao longo do traçado de um oleoduto pertencente à empresa Al-Sharara, em direção à refinaria de Zawiya», lê-se num comunicado publicado pela Agência de Notícias da Líbia (LANA).

Nenhuma responsabilidade foi definida até ao momento pelas autoridades líbias. Não foram divulgados detalhes sobre a origem dos projéteis nem sobre qualquer ligação direta com o incêndio, enquanto a investigação prossegue para determinar as circunstâncias exatas.

Segundo relatou a Agência Ecofin, esta investigação decorre após um derrame seguido de incêndio no oleoduto que liga o campo petrolífero de Al-Sharara – o maior jazigo de petróleo da Líbia, com uma produção superior a 300.000 barris por dia – à refinaria de Zawiya.

Uma das consequências deste incidente foi a suspensão da exploração do campo petrolífero de Al-Feel, que fornece entre 80.000 e 90.000 barris por dia. Esta medida resultou da mobilização do seu oleoduto para transportar o crude proveniente de Al-Sharara, segundo engenheiros citados pela Reuters.

Este tipo de incidente insere-se numa série de perturbações já documentadas em torno do campo de Al-Sharara. Em agosto de 2017, o The Libya Observer relatou que grupos armados interromperam a produção para exercer pressão política e económica.

Em junho de 2020, a Argus Media também relatou paralisações devido a infiltrações armadas no local. Nestas situações, a National Oil Corporation (NOC) redirecionou os fluxos para manter a exportação de crude, provocando a suspensão temporária de outros campos.

Segundo o Tesouro francês, os hidrocarbonetos representaram dois terços do PIB líbio e 97% das receitas do Estado, correspondendo a 23,3 mil milhões de dólares em 2023.

Abdel-Latif Boureima

Após a revogação da licença da sua mina, reassigned à empresa pública Nimba Mining, a EGA anunciou em 2025 a intenção de processar a Guiné. No entanto, as duas partes terão iniciado discussões para chegar a um acordo e evitar litígios.

Alguns meses depois de perder o controlo da sua mina de bauxita na Guiné, o grupo Emirates Global Aluminium (EGA) ainda não deu seguimento às ameaças de retaliação contra o Estado. Embora tenham sido mencionadas negociações para evitar um eventual processo, as hipóteses de se chegar a um acordo permanecem incertas.

Opções exploradas para compensar a EGA

Em julho de 2025, as autoridades guineenses revogaram a licença de exploração da mina da EGA, no contexto de um litígio persistente relacionado com a construção de uma refinaria de alumina no local. Esta decisão, que precedeu a transferência do ativo para a companhia pública Nimba Mining, provocou fortes protestos por parte do grupo emirático, que na altura mencionou a possibilidade de iniciar “todas as ações legais” contra Conacri.

Mais tarde, em dezembro, a Reuters noticiou negociações entre as duas partes para um acordo amigável. As conversas centravam-se na criação de um mecanismo que permitisse à EGA continuar a abastecer-se de bauxita da mina. Embora os contornos desta opção permaneçam vagos, outra via surgiu recentemente.

De acordo com uma atualização publicada na quinta-feira, 26 de março, as autoridades guineenses estão a explorar acordos de compra de bauxita com comerciantes e compradores terceiros. Estes mecanismos incluiriam pagamentos adiantados, que poderiam servir para compensar a EGA. Nesta fase, não houve comunicação oficial e, mesmo que a iminência de um acordo tenha sido anunciada, continua dependente da finalização de certos detalhes técnicos.

Para além disso, as condições impostas pela EGA permanecem desconhecidas, nomeadamente o montante da indemnização exigida pela perda da mina, que era outrora um ativo essencial do seu portfólio. Considerado um dos principais sítios de bauxita do país, o ativo em questão terá beneficiado de mais de mil milhões de dólares em investimentos sob a gestão da EGA, com expedições que podiam atingir 14 milhões de toneladas por ano.

Processos judiciais já em curso

Primeiro exportador mundial de bauxita, a Guiné tem multiplicado nos últimos anos as medidas para reforçar o seu controlo sobre este setor estratégico para a sua economia. Embora esta abordagem responda à vontade de maximizar receitas em prol do desenvolvimento, a sua implementação não ocorreu sem tensões. Para além do litígio com a EGA, várias empresas que operam no país já iniciaram processos de arbitragem internacional para obter compensação.

É o caso, por exemplo, da Axis Minerals, outra empresa emirática também visada pela revogação de licença. No âmbito do seu recurso junto do Centro Internacional para a Resolução de Disputas Relacionadas com Investimentos (CIRDI), exige 28,9 mil milhões de dólares de indemnização ao Estado guineense. Mais recentemente, a Falcon Energy juntou-se a este movimento, solicitando cerca de 100 milhões de dólares pelo que considera uma expropriação ilegal do seu projeto de grafite Lola.

Neste momento, estes processos ainda se encontram nas fases iniciais, com as etapas preliminares em curso. Para a Guiné, que provavelmente terá de se defender, evitar um cenário semelhante com a EGA poderá revelar-se determinante, uma vez que estes litígios podem prolongar-se por vários anos e gerar custos jurídicos significativos para as partes envolvidas.

Aurel Sèdjro Houenou

Nigéria: com uma produção média de 1,64 milhão de barris por dia de petróleo bruto e condensados em 2025, o país, principal produtor africano, não atingiu os seus objetivos.

No Nigéria, os produtores de petróleo agora obtêm autorizações em apenas algumas horas para reativar poços inativos, em vez de várias semanas anteriormente, segundo informações divulgadas na quarta-feira, 25 de março, pela Bloomberg.

Estas licenças são emitidas pela Comissão Reguladora de Petróleo Upstream da Nigéria (NUPRC), a autoridade que supervisiona as atividades de exploração e produção, de acordo com responsáveis próximos ao regulador.

Especificamente, trata-se de um procedimento direcionado a zonas de interesse onde poços de petróleo já foram perfurados, mas permanecem abandonados ou não explorados. Também abrange ativos já identificados onde parte das infraestruturas já existe.

Este procedimento acelerado permitirá uma retomada mais rápida da produção em poços já perfurados, num contexto marcado pela vontade das autoridades de mobilizar ativos existentes e aumentar a produção nacional.

Este desenvolvimento integra-se numa dinâmica já observada em alguns operadores. A empresa local Seplat Energy planeia reativar 50 poços inativos em 2026. No ano passado, a companhia já havia reativado 49 poços relacionados com o portfólio de ativos adquiridos junto da ExxonMobil.

Conjunto de medidas para apoiar a exploração petrolífera

Esta aceleração das autorizações administrativas integra um conjunto de medidas implementadas pelas autoridades nigerianas para facilitar as operações petrolíferas. Num comunicado publicado este mês, o regulador upstream afirmou que “a era das licenças dormentes acabou”, referindo-se a licenças atribuídas, mas não desenvolvidas.

A instituição lembrou que o quadro regulamentar do Petroleum Industry Act (PIA) impõe aos detentores de licenças a obrigação de valorização dos ativos. Esta orientação insere-se numa vontade mais ampla de reforçar a disciplina contratual no segmento upstream. A NUPRC indicou que pretende garantir que os ativos petrolíferos atribuídos contribuam efetivamente para a produção nacional de hidrocarbonetos.

Num outro comunicado publicado em janeiro de 2026, a NUPRC oficializou uma orientação estratégica destinada a melhorar o funcionamento do setor upstream. O documento enfatiza uma execução mais eficiente das atividades petrolíferas e manifesta também uma vontade de transparência no tratamento dos processos submetidos pelos operadores.

No mesmo documento, o regulador sublinha a necessidade de uma melhor coordenação entre os intervenientes do setor, em particular entre a administração e as companhias petrolíferas. Indica que estes ajustes visam tornar os processos regulatórios mais claros e rápidos.

Durante a conferência CERAWeek, que começou na segunda-feira, 23 de março, Bashir Bayo Ojulari, diretor da NNPC Ltd, afirmou que o Nigéria pode aumentar rapidamente a sua produção petrolífera em mais 100.000 barris por dia, face a potenciais tensões na oferta global.

Abdel-Latif Boureima