Desde setembro de 2025, a ReconAfrica consolidou a sua carteira de ativos petrolíferos africanos, até então limitada ao Botsuana e à Namíbia, com o bloco offshore Ngulu no Gabão, onde estão previstos trabalhos de prospeção de hidrocarbonetos pelo menos até 2029.

Seis meses após a oficialização da sua entrada no Gabão através do bloco Ngulu (anteriormente C-7), a ReconAfrica avançou na exploração das águas territoriais do país, realizando a análise e interpretação de dados sísmicos disponíveis no local.

Segundo informações divulgadas pela companhia na quinta-feira, 26 de março, estes trabalhos em curso têm como objetivo compreender melhor a estrutura geológica do subsolo deste perímetro, com uma área de 1.214 km². Ao final das operações, a empresa espera identificar estruturas que possam conter hidrocarbonetos.

Embora, neste momento, nenhum projeto de perfuração tenha sido oficialmente anunciado, a companhia aposta nos resultados destas avaliações técnicas para reduzir as incertezas sobre o potencial da concessão e definir possíveis alvos de perfuração.

Estas operações decorrem em conformidade com as condições operacionais previstas pelo contrato de partilha de produção (PSC) e pelo acordo de joint venture assinados pela ReconAfrica em setembro passado com o Estado gabonês e a Gabon Oil Company (GOC).

O contrato prevê uma primeira fase de exploração com duração de quatro anos a partir de setembro de 2025. Este período pode ser prorrogado uma única vez por um período equivalente, caso os trabalhos continuem. O quadro contratual permite posteriormente avançar para fases de avaliação e produção.

A ReconAfrica comprometeu-se a realizar um programa mínimo de trabalhos durante este período inicial. Segundo a empresa, estes compromissos incluem estudos atualmente em curso para compreender melhor o subsolo, bem como o processamento de dados sísmicos já disponíveis. A companhia prevê perfurar pelo menos um poço na concessão. De acordo com as suas próprias estimativas, o custo destes trabalhos será de cerca de 19 milhões de dólares ao longo de quatro anos.

Abdel-Latif Boureima

Face às tensões no abastecimento de crude e à subida dos preços mundiais, a Nigéria reforça as entregas à refinaria Dangote, que continua dependente de importações para satisfazer as suas necessidades.

Na Nigéria, a empresa pública de petróleo (NNPC) aumentou as suas alocações de crude à refinaria do Dangote Group para o mês de maio, passando de cinco para sete carregamentos, segundo fontes citadas pela Reuters, na terça-feira, 31 de março.

Esta decisão surge num contexto em que a refinaria ainda não recebe os volumes necessários para operar à plena capacidade. Continua a depender, em parte, de importações de crude para completar as suas necessidades.

Além disso, a refinaria teve de se adaptar a um ambiente de mercado marcado por forte volatilidade. Perante a subida dos preços internacionais do petróleo, procedeu a vários ajustamentos sucessivos dos seus preços de venda de combustíveis, continuando, ao mesmo tempo, a assegurar o abastecimento do mercado interno.

Neste quadro, a refinaria também absorveu parte do aumento dos custos, de modo a limitar o impacto sobre os consumidores e garantir a continuidade da distribuição.

Um alinhamento com os interesses da NNPC e do Estado

Este aumento das alocações insere-se numa lógica de apoio ao mercado interno. Ao abastecer mais a refinaria local, a NNPC contribui para reduzir a dependência do país das importações de produtos refinados.

Isto permite igualmente limitar a pressão sobre as finanças públicas associada aos subsídios e às importações de combustíveis. Ao processar parte do crude localmente, a Nigéria reforça a sua capacidade de estabilizar o mercado energético e de garantir o seu abastecimento.

Ao mesmo tempo, esta configuração oferece à NNPC uma maior margem de manobra para arbitrar entre os volumes destinados à exportação e os orientados para o mercado doméstico.

Apesar deste aumento, a situação continua condicionada por vários fatores estruturais, nomeadamente o nível de produção nacional e as capacidades logísticas de abastecimento.

A capacidade da refinaria para operar a pleno regime dependerá da sua aptidão para garantir volumes suficientes de crude, num contexto em que a concorrência internacional pelas cargas permanece elevada. A evolução destas alocações será, portanto, um indicador-chave do equilíbrio entre política energética, constrangimentos de produção e gestão orçamental na Nigéria.

Olivier de Souza

Enquanto a Líbia procura maximizar a exploração petrolífera, aposta no potencial de hidrocarbonetos no mar, uma área considerada pouco explorada pelas autoridades.

Na Líbia, a companhia petrolífera estatal (NOC) anunciou, na quinta-feira, 26 de março, a assinatura de um protocolo de entendimento com a multinacional americana Chevron para realizar um estudo sobre o bloco NC146, localizado ao largo da costa do país.

O acordo consiste concretamente em realizar uma análise técnica e geológica desta área. O objetivo da Chevron será avaliar o potencial de hidrocarbonetos do local. A longo prazo, estes trabalhos visam reforçar as reservas nacionais de hidrocarbonetos. Nesta fase, não há atividade de perfuração nem decisão de investimento em curso.

O presidente da NOC, Masoud Suleman, indica que o bloco NC146 continua amplamente inexplorado. Ele menciona “indicadores geológicos encorajadores” que podem conduzir a descobertas, sem fornecer uma estimativa numérica dos recursos. A Chevron irá trazer a sua experiência em exploração offshore, bem como tecnologias em conformidade com os padrões internacionais.

A assinatura deste acordo insere-se numa dinâmica de relançamento da exploração petrolífera na Líbia, particularmente ao largo da costa. A companhia indica querer desenvolver novas áreas offshore e mobilizar parceiros internacionais para apoiar estes esforços, enquanto um novo ciclo de concursos de licenças está em preparação.

Offshore: novo motor de relançamento petrolífero

Na sequência do acordo assinado com a Chevron para estudar um bloco no mar, Trípoli reativa uma orientação seguida há vários meses a favor do offshore. Em junho de 2025, a Agência Ecofin relatou que as autoridades líbias colocaram o desenvolvimento petrolífero no mar no centro da sua estratégia energética.

Segundo informações da NOC publicadas em janeiro de 2026, a Líbia iniciou a perfuração de um primeiro poço de exploração em águas profundas, apresentado como um marco inédito no país. Esta operação representa um avanço técnico num segmento até então pouco desenvolvido.

A companhia nacional sublinha que o projeto foi conduzido em parceria com atores internacionais, mobilizados pela sua experiência técnica. A necessidade destes parceiros justifica-se pelas exigências tecnológicas e financeiras próprias das operações em offshore profundo, indica a mesma fonte.

Os resultados das atividades da Chevron deverão determinar os próximos passos, incluindo uma eventual passagem para trabalhos de exploração mais avançados, segundo as informações divulgadas.

A produção petrolífera líbia situa-se atualmente em cerca de 1,4 milhões de barris por dia. As autoridades visam um aumento para aproximadamente 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026, de forma a compensar o declínio de alguns campos terrestres. Neste contexto, foi assinado, no final de janeiro de 2026, um acordo de 25 anos com as multinacionais TotalEnergies e ConocoPhillips.

Abdel-Latif Boureima

Face a restrições persistentes, Angola procura reforçar o desempenho do seu setor elétrico, nomeadamente através de esforços de modernização e melhoria da gestão da rede.

Angola quer apoiar-se na experiência técnica do Brasil em matéria de energia para modernizar o seu setor elétrico. Segundo informações divulgadas a 25 de março pela Agência Angola Press (ANGOP), os dois países reforçaram a cooperação durante uma missão oficial angolana em Brasília.

Esta missão resultou, entre outros, na assinatura de um protocolo de entendimento abrangendo todo o setor, da produção à distribuição. O documento enquadra uma cooperação centrada no planeamento do sistema elétrico. Neste contexto, prevê a partilha de experiências em organização setorial e elaboração de políticas públicas.

O protocolo detalha também modalidades de reforço de capacidades técnicas. Segundo a ANGOP, inclui ações de formação, mecanismos de transferência de competências e cooperação entre instituições públicas, com especial enfoque na gestão e regulação do setor. Além disso, o acordo abrange infraestruturas, nomeadamente a modernização das instalações existentes de produção, transporte e distribuição de eletricidade.

Fundamentalmente, este protocolo permanece um instrumento de cooperação. Define um quadro de colaboração e identifica eixos de trabalho comuns, sem vincular formalmente as partes a obrigações de execução ou a investimentos específicos nesta fase. A sua implementação dependerá da celebração de acordos subsequentes para concretizar os projetos definidos entre as partes.

Recurso alargado a parceiros

A iniciativa com o Brasil insere-se numa estratégia mais ampla de diversificação de parcerias no setor elétrico. Segundo o guia setorial do Departamento de Comércio dos Estados Unidos (2024-2025), a China continua a ser um parceiro central de Angola, nomeadamente no financiamento e construção de infraestruturas energéticas.

Ao mesmo tempo, Luanda multiplica cooperações técnicas e financeiras com outros países. Segundo informações divulgadas em novembro de 2025 pela Agência Ecofin, foram assinados acordos com a Alemanha na área da energia. Os Estados Unidos intervêm também através de financiamentos do Exim Bank para projetos solares e de acesso à eletricidade, segundo o GTReview.

Paralelamente, iniciativas específicas são desenvolvidas com outros atores europeus. Portugal, através do seu operador de redes energéticas Redes Energéticas Nacionais (REN), apoia projetos de eletrificação rural, segundo comunicação publicada em novembro de 2025.

Uma rede fragilizada por perdas elevadas

Apesar destes esforços, o sistema elétrico angolano continua marcado por um acesso ainda limitado e por restrições estruturais persistentes. Segundo dados do Banco Mundial, 51,1% da população tinha acesso à eletricidade em 2023.

Neste contexto, as capacidades de produção aumentam, sem contudo suprir totalmente as necessidades. O guia setorial publicado em 2024-2025 pelo Departamento de Comércio dos EUA indica uma capacidade instalada estimada entre 6,2 e 6,3 GW, inferior à meta de 9,9 GW definida no plano “Angola Energia 2025”.

Para além das capacidades de produção, o desempenho da rede continua a ser um desafio central. Um relatório do Banco Mundial publicado em 2025 no âmbito do Electricity Sector Improvement Project mostra que as perdas técnicas e comerciais oscilaram historicamente entre 40% e 55%.

Neste panorama, vários projetos estruturantes estão em curso. Segundo o Global Energy Monitor, a central de Caculo Cabaça (2,17 GW) deverá entrar em operação entre 2026 e 2027, enquanto a central de Laúca (2,07 GW) está operacional desde 2023.

Abdel-Latif Boureima

Numa Etiópia com uma taxa de eletrificação de cerca de 55%, a energia solar fora da rede impõe-se como uma das soluções mais eficazes para expandir o acesso à eletricidade, sobretudo nas zonas rurais, onde a extensão da rede pública é considerada demasiado dispendiosa.

A Sun King, um dos líderes mundiais em energia solar off-grid, anunciou um investimento de 150 milhões de USD no deployment de unidades solares domésticas e inversores solares na Etiópia até 2030. Este investimento foi formalizado através de um protocolo de entendimento assinado entre a empresa, sediada em Nairobi (Quénia), e a Comissão Etíope de Investimentos (EIC), durante o fórum “Invest in Ethiopia 2026”, realizado nos dias 26 e 27 de março em Adis Abeba.

Nos termos deste acordo, a Sun King deverá criar uma filial local e montar uma equipa de profissionais nas áreas de negócios, operações e engenharia em Adis Abeba, bem como uma rede de agentes locais que irão implementar e assegurar a manutenção de soluções solares nas comunidades rurais e periurbanas menos servidas do país.

A abordagem de financiamento e distribuição da empresa, que ambiciona equipar mais de 2 milhões de agregados familiares e empresas, será adaptada ao contexto etíope, garantindo tanto uma ampla cobertura como preços acessíveis. A Comissão Etíope de Investimentos comprometeu-se a fornecer à Sun King apoio completo e acompanhamento acelerado para a implementação das suas operações, incluindo assistência na obtenção de licenças de investimento e comerciais, bem como contactos diretos com atores-chave do setor público e privado.

Os investimentos previstos apoiam o Plano Nacional de Eletrificação da Etiópia e o programa “Missão 300”, uma iniciativa conduzida em conjunto pelo Banco Mundial e pelo Banco Africano de Desenvolvimento, visando expandir o acesso à eletricidade a 300 milhões de pessoas no continente africano até 2030.

Na Etiópia, a taxa nacional de eletrificação situa-se em cerca de 55%, com disparidades muito acentuadas entre áreas urbanas e rurais. O governo prevê aumentar esta taxa para aproximadamente 75% a 80% até 2030, através da expansão da rede central e do deployment de soluções off-grid, que deverão então servir até 30% da população, segundo as previsões da companhia pública Ethiopian Electric Power (EEP).

A Sun King desenvolve um modelo integrado que combina produção solar, equipamentos de alta eficiência energética, instalação e financiamento dos clientes, nomeadamente através de um modelo “Pay-As-You-Go” (PAYG), permitindo adquirir unidades solares mediante pagamentos parcelados ao longo de 12 a 24 meses via serviços de mobile money.

A empresa afirma ter passado de 10.000 kits solares entregues por mês em 2017 para mais de 330.000 por mês atualmente, com o objetivo de atingir um milhão de kits por mês até 2030, para responder às necessidades energéticas de cerca de 200 milhões de pessoas.

Walid Kéfi

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