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

O abastecimento do Togo em produtos petrolíferos depende de importações, num contexto marcado por constrangimentos logísticos e pela dependência dos mercados internacionais de refinação.

O Togo está entre os primeiros países africanos a receber produtos refinados da Dangote Oil Refinery, novo ator privado nigeriano no setor, que tem acelerado a sua expansão no mercado regional desde o início de 2026.

De acordo com dados recentes divulgados por vários meios de comunicação, a refinaria exportou 12 carregamentos de produtos petrolíferos refinados, representando cerca de 456 mil toneladas, para cinco países africanos, incluindo o Togo. Estas entregas ocorreram após a refinaria atingir a sua capacidade máxima de produção, estimada em 650 mil barris por dia em fevereiro de 2026.

Esta evolução surge num contexto em que vários países africanos enfrentam custos elevados de importação e riscos de escassez, em grande parte devido às tensões geopolíticas no Médio Oriente.

De facto, a África importa a maioria dos seus produtos petrolíferos refinados, nomeadamente gasolina e gasóleo, devido à limitada capacidade local de refinação, apesar de ser exportadora de petróleo bruto. Na África Ocidental, as importações provêm principalmente da Europa, especialmente do corredor Amesterdão-Roterdão-Antuérpia, bem como da Ásia.

A refinaria Dangote, que produz combustíveis em conformidade com a norma Euro 5, ambiciona tornar-se um fornecedor importante na sub-região, podendo beneficiar das atuais perturbações das cadeias globais de abastecimento.

Em Lomé, poucos detalhes foram divulgados sobre estas primeiras aquisições de hidrocarbonetos. Esta operação insere-se numa lógica de diversificação das fontes de importação e de segurança do abastecimento de combustíveis. A proximidade com a Nigéria permite também reduzir os prazos logísticos e os custos de transporte.

Além disso, as capacidades de reexportação do porto de Lomé para os países do Golfo da Guiné abrem perspectivas para o Togo na redistribuição regional de produtos petrolíferos.

A longo prazo, esta evolução poderá contribuir para a reestruturação dos fluxos de abastecimento energético no continente, historicamente dependente das importações da Europa.

Segundo Noumory Sidibé, diretor-geral da CI-Énergies, a Costa do Marfim não enfrenta um défice de produção elétrica. As perturbações observadas derivam antes das limitações da rede de distribuição, pressionada pelo rápido aumento da procura e por episódios de calor excecional.

O diretor-geral da CI-Énergies, Noumory Sidibé (foto), anunciou na segunda-feira, 23 de março, o lançamento de um plano de investimento de 700 mil milhões de FCFA (cerca de 1,2 mil milhões de dólares) destinado a reforçar a rede elétrica na Costa do Marfim.

Em declarações à Nouvelle Chaîne Ivoirienne (NCI), explicou que este programa visa prioritariamente a melhoria da qualidade da eletricidade, através da modernização e do reforço da rede de distribuição.

«Estes projetos já começaram a ser implementados e vocês irão constatar, no mais tardar na próxima semana, obras de grande envergadura a serem realizadas no distrito de Abidjan e também em várias localidades», afirmou Sidibé. Salienta, no entanto, que os efeitos não serão imediatos, devido aos prazos técnicos necessários à execução.

Uma rede sob pressão, apesar da produção suficiente

Nas últimas semanas, os cortes de eletricidade observados em vários bairros do Grande Abidjan suscitaram preocupações. Segundo o dirigente, a situação não se deve a um défice de produção. «A capacidade instalada é suficiente para cobrir a procura nacional», assegura, apontando antes para os limites da rede de distribuição.

A rede sofre, de facto, sobrecargas pontuais, agravadas por picos de calor incomuns que provocam um aumento significativo do consumo elétrico. Em fevereiro de 2026, a procura cresceu 14% em relação ao ano anterior, correspondendo a um excesso estimado de 300 MW.

«Exploramos a rede ao limite das suas capacidades», reconheceu o diretor-geral, acrescentando que esta situação torna o sistema particularmente vulnerável ao menor incidente técnico. Para ele, esta tensão deve-se em parte às escolhas estratégicas feitas nos últimos anos, nas quais o Estado marfinense privilegiou uma política de acesso alargado à eletricidade.

Graças, nomeadamente, ao Programa Eletricidade Para Todos (PEPT), lançado em 2014, quase 500 000 novos assinantes foram ligados à rede, permitindo elevar a taxa de eletrificação de 34% em 2011 para 98% em 2025, com mais de 6 600 localidades recentemente servidas em 15 anos, contra 2 800 em 50 anos.

Esta expansão rápida aumentou mecanicamente a pressão sobre infraestruturas por vezes dimensionadas ao limite, expondo a rede a riscos elevados de saturação, acrescentou.

Um setor em mutação, desafios persistentes

Desde a liberalização do setor em 2014, o sistema elétrico marfinense baseia-se num modelo que envolve múltiplos atores, da produção à distribuição. O país impõe-se hoje como um dos mercados energéticos mais dinâmicos da África Ocidental, com a ambição de se tornar um hub regional até 2030.

Apesar destes avanços, persistem disparidades, nomeadamente em algumas zonas rurais ainda insuficientemente servidas. O crescimento sustentado da procura continua a pressionar as infraestruturas existentes, tornando indispensáveis novos investimentos.

Importa referir que o Projeto de Desenvolvimento e Reabilitação da Rede Elétrica da Costa do Marfim (PRODERCI) permitiu melhorar o desempenho do sistema, com a eficiência a passar de 78,78% em 2015 para 83,7% em 2024, segundo dados governamentais. O tempo médio de corte também foi reduzido, de 44 horas e 38 minutos em 2015 para 17 horas e 54 minutos em 2021, antes de subir para 26 horas e 13 minutos em 2024 devido às recentes perturbações.

Charlène N’dimon

Num contexto de tensões persistentes no Médio Oriente, o conflito envolvendo o Irão está a reconfigurar os equilíbrios energéticos globais e a reavivar as preocupações quanto à estabilidade dos abastecimentos, bem como aos efeitos macroeconómicos associados.

Reunidos em Houston, durante a conferência CERAWeek, na segunda-feira, 23 de março, vários dirigentes de grandes companhias petrolíferas expressaram preocupações quanto aos efeitos duradouros do conflito nos mercados energéticos e na economia mundial. Referem perturbações prolongadas da oferta, enquanto a administração norte-americana, pela voz do secretário da Energia dos Estados Unidos, Chris Wright, mantém uma leitura mais moderada dos riscos nesta fase.

O encerramento do estreito de Ormuz constitui o principal ponto crítico. Esta via marítima estratégica assegura habitualmente o trânsito de cerca de 20% dos fluxos mundiais de petróleo e gás. A sua perturbação, combinada com os danos sofridos por algumas infraestruturas energéticas regionais, limita a oferta disponível nos mercados internacionais. Neste contexto, o Brent mantinha-se em torno dos 99 dólares por barril na segunda-feira, apesar de uma correção associada a sinais de distensão diplomática.

Para Patrick Pouyanné, diretor executivo da TotalEnergies, as consequências ultrapassam o mercado petrolífero. O responsável sublinha que as perturbações afetam também outras cadeias de abastecimento, nomeadamente as ligadas ao hélio, indispensável à fabricação de semicondutores e a determinados usos médicos. Esta análise alarga o impacto do conflito ao conjunto da economia industrial.

No mesmo sentido, Sultan Al Jaber, à frente da companhia petrolífera nacional de Abu Dhabi (ADNOC), considera que o aumento dos preços da energia abranda o crescimento mundial e eleva o custo de vida. Refere efeitos visíveis tanto nos agregados familiares como nos setores produtivos, das indústrias às explorações agrícolas. Por seu lado, Mike Wirth, dirigente da Chevron, considera que as atuais tensões ainda não estão totalmente refletidas nos preços futuros, o que sugere um ajustamento progressivo dos mercados.

Mas Washington modera

Perante estes sinais, as autoridades norte-americanas adotam uma posição mais prudente. O secretário da Energia, Chris Wright, considera que os preços do petróleo ainda não atingiram um nível suscetível de afetar significativamente a procura, apesar de uma subida acentuada dos preços dos combustíveis.

O responsável destaca as medidas adotadas por Washington para conter as tensões, nomeadamente o recurso às reservas estratégicas e a reorientação de certos fluxos petrolíferos para mercados específicos.

Segundo analistas do JPMorgan, as perturbações observadas já se traduzem em escassez de petróleo bruto e de produtos refinados na Ásia. Por outro lado, o BNP Paribas reviu em alta as suas previsões de inflação para 2026, incorporando os efeitos do aumento dos custos energéticos na economia.

Por fim, os esforços coordenados da Agência Internacional de Energia (AIE) para mobilizar reservas estratégicas não conseguiram estabilizar de forma duradoura os mercados. A evolução do conflito, bem como eventuais progressos diplomáticos, continuarão a ser determinantes nesta fase, enquanto a capacidade de restaurar infraestruturas e garantir a segurança dos fluxos energéticos influenciará diretamente a trajetória dos mercados globais.

Olivier de Souza

Num contexto de concorrência crescente no mercado mundial dos isótopos médicos e de envelhecimento das infraestruturas nucleares, Pretória procura assegurar a sua posição num nicho estratégico de elevado valor acrescentado, ligado à saúde.

A África do Sul planeia a construção de um novo reator nuclear de investigação, segundo uma declaração de Loyiso Tyabashe, diretor executivo da Nuclear Energy Corporation of South Africa (NECSA), numa entrevista concedida à Reuters e divulgada na terça-feira, 24 de março. O projeto deverá ser objeto de um concurso público previsto entre abril e junho de 2026.

De acordo com os detalhes fornecidos pelo responsável desta empresa pública encarregue de gerir as atividades nucleares civis do país, o reator previsto terá uma capacidade entre 20 e 30 megawatts (MW) e deverá entrar em funcionamento entre 2032 e 2033. O orçamento do projeto não foi divulgado.

A instalação será concebida como um reator de investigação multifuncional, destinado a usos não associados à produção de eletricidade. Será utilizada para a produção de isótopos médicos, nomeadamente o molibdénio-99 (Mo-99), um elemento utilizado no diagnóstico de determinadas doenças, como o cancro.

A Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA) cita regularmente a África do Sul entre os principais produtores mundiais de Mo-99, graças sobretudo ao reator Safari-1. Colocado em funcionamento em 1965, este reator situado em Pelindaba, na província de North West, constitui uma das principais infraestruturas de produção de isótopos do país.

«Queremos operar em paralelo para consolidar a nossa presença no mercado dos isótopos e evitar qualquer interrupção, pois, uma vez que os clientes se vão embora, perdem-se», declarou Tyabashe. Para o efeito, a NECSA pondera um contrato do tipo chave na mão ou engineering, procurement and construction (EPC), confiando a um único prestador a conceção e a execução do projeto.

Esta abordagem visa controlar os custos e os prazos, sendo que países como a Rússia, a China, a Coreia do Sul, os Estados Unidos ou a Argentina são apontados como potenciais candidatos ao concurso.

Este projeto insere-se num programa mais amplo de relançamento do nuclear na África do Sul, que inclui também o desenvolvimento de pequenos reatores modulares (SMR). Vários países africanos manifestam interesse por esta tecnologia, como o Ruanda e o Egito. A África do Sul continua a ser o único país africano a dispor de uma central nuclear comercial em funcionamento.

Abdel-Latif Boureima

BP e XRG (ADNOC) estão ativas no Egito através da joint venture Arcius Energy Energy, que reúne a BP e a sua parceira XRG, prepara-se para lançar uma campanha de exploração de gás ao largo do Egito. Segundo informações publicadas sexta-feira, 20 de março, pelo Upstream Online, a joint venture planeia perfurar dois poços de exploração.

As operações deverão ser conduzidas com uma plataforma de perfuração dedicada, mobilizada para atuar em blocos situados no Mediterrâneo oriental, com o objetivo de identificar novas reservas de gás natural numa área já em produção. O calendário operacional não foi detalhado.

Criada em 2024, a Arcius Energy integra os ativos de gás da BP no Egito e os da XRG, veículo internacional de investimento da ADNOC. A empresa concentra-se no gás natural egípcio, combinando desenvolvimento de campos existentes e exploração offshore.

O portfólio da Arcius inclui participações não operadas em duas concessões principais: Shorouk Block (10 %), que abriga o campo Zohr Field, e North Damietta Block (100 %), que inclui o campo Atoll Field. Vários outros blocos de exploração completam o conjunto, incluindo North El Tabya (operado pela Arcius), Bellatrix-Seti East e North El Fayrouz.

Em novembro de 2025, a joint venture assinou um acordo vinculativo para adquirir o campo de gás e condensados Harmattan Field, sujeito à aprovação regulatória final. O desenvolvimento prevê a perfuração de três poços de produção e a instalação de uma plataforma offshore fixa, com um gasoduto submarino de cerca de 50 km a ligar o campo às instalações de tratamento em terra, perto de Port Said, com a primeira produção prevista para 2028.

Abdel-Latif Boureima