Apesar de taxas de acesso elevadas em meio urbano, a qualidade e a fiabilidade dos serviços de água e de eletricidade continuam a ser um desafio no Gabão, sobretudo nas zonas rurais, que permanecem amplamente subatendidas.

O Banco Mundial anunciou, na quinta-feira, 5 de fevereiro, a aprovação de um financiamento de 150 milhões de dólares americanos, destinado a apoiar um projeto de melhoria do acesso aos serviços básicos no país.

O financiamento é concedido pelo Banco Internacional para a Reconstrução e o Desenvolvimento (BIRD) e insere-se no âmbito do «Access to Basic Services and Performance Improvement Project (PASBAP)». A operação visa modernizar os serviços de água e de eletricidade, melhorar a qualidade e a fiabilidade das prestações existentes e reforçar a viabilidade financeira dos operadores, integrando simultaneamente objetivos de adaptação e de mitigação face às alterações climáticas.

Segundo o Banco, 90 % da população urbana gabonesa tem acesso a serviços básicos de água e 94 % à eletricidade, mas estes níveis continuam a ser afetados por interrupções frequentes e por uma qualidade de serviço considerada insuficiente. Em contrapartida, nas zonas rurais, as taxas de acesso são significativamente mais baixas, situando-se em 55 % para a água e 29 % para a eletricidade. O país enfrenta ainda uma quase inexistência de infraestruturas de saneamento e de tratamento de lamas fecais, o que acarreta riscos acrescidos de contaminação dos recursos hídricos.

Prevê-se que o projeto beneficie cerca de 535 000 pessoas. O PASBAP coloca igualmente a tónica na resiliência climática e na implementação de soluções de baixo carbono, nomeadamente nas zonas rurais e periurbanas.

A operação está alinhada com o Plano Nacional de Desenvolvimento do Gabão 2025–2032, com o quadro de parceria com o país do Banco Mundial, bem como com a Estratégia da Água do Grupo e a iniciativa Mission 300, que visa alargar o acesso à eletricidade em África até 2030. Note-se, no entanto, que o Gabão, ao contrário de vários países da África Central e Ocidental, ainda não publicou o seu Compact Energy, documento que identifica os desafios, oportunidades e objetivos para o acesso universal à eletricidade no âmbito da Mission 300.

Abdoullah Diop

Face às limitações das redes elétricas, as trajetórias de eletrificação em África assentam cada vez mais em soluções solares, chamadas a desempenhar um papel mais importante ou até tão relevante  quanto as centrais de grande escala ligadas à rede.

As soluções de eletrificação descentralizada ocupam um lugar crescente nas estratégias de acesso à eletricidade em África. Dois relatórios recentes, publicados pelo Global Solar Council (GSC) e pela Agência Internacional da Energia (AIE), destacam esta ascensão e mostram que estas soluções respondem a constrangimentos concretos relacionados com o estado das redes e com os custos elevados das alternativas, nomeadamente o gasóleo.

Segundo o GSC, no seu relatório Africa Market Outlook for Solar PV: 2026–2029, publicado no início de fevereiro, a energia solar distribuída representa pelo menos 44% das instalações solares em África em 2025, uma percentagem considerada subestimada devido às dificuldades de recenseamento.

Durante muito tempo dominado por grandes projetos ligados à rede, o mercado evolui agora para sistemas instalados diretamente em residências, empresas ou sob a forma de mini-redes. Esta evolução, segundo a organização, é impulsionada pela descida do preço dos painéis solares, pela melhoria das baterias e pelo aumento da procura de eletricidade num contexto de redes instáveis e de tarifas em alta.

Estas conclusões convergem com a análise da AIE sobre o acesso à eletricidade em África. A agência indica que a maioria dos agregados familiares ainda não ligados à rede vive a mais de 30 km da mesma — por vezes a mais de 100 km — ou em zonas rurais pouco povoadas. Nestas condições, a extensão da rede revela-se frequentemente complexa e dispendiosa. No seu cenário ACCESS, a AIE estima que cerca de 55% dos novos acessos à eletricidade até 2035 dependerão de soluções descentralizadas.

A AIE sublinha igualmente que estes sistemas estão agora integrados nos planos nacionais de vários países africanos, incluindo Burkina Faso, Etiópia, Gana, Madagáscar e Mauritânia. O financiamento continua a ser um desafio, mas os custos diminuíram significativamente. O custo das mini-redes baixou cerca de 35% por kWp em cinco anos, graças à redução dos preços dos painéis solares e das baterias, confirmando as conclusões do GSC.

Considerados em conjunto, os dois relatórios mostram que as soluções descentralizadas — em particular a energia solar — se afirmam como uma resposta concreta e sustentável no contexto africano, onde cerca de 600 milhões de pessoas ainda não têm acesso à eletricidade.

Abdoullah Diop

Um erro do regulador obriga a Eskom a cobrar 3,4 mil milhões de USD aos consumidores residenciais, aumentando as tarifas de eletricidade, enquanto algumas indústrias pesadas continuam a beneficiar de reduções.

Na África do Sul, as faturas de eletricidade dos consumidores residenciais vão aumentar quase 18,36 % em dois anos, após uma decisão da agência nacional de regulação da energia (NERSA) que autorizou o distribuidor público Eskom a recuperar 3,4 mil milhões de USD de receitas adicionais. Os aumentos das tarifas de consumo elétrico serão, assim, de 8,76 % em 2026/27 e de 8,83 % em 2027/28, em vez dos 5,36 % e 6,19 % inicialmente previstos.

Isto resulta de um erro de cálculo cometido pela NERSA durante a determinação plurianual das tarifas da Eskom. Em janeiro de 2025, o regulador subestimou os custos da empresa pública, causando um défice teórico de 6,7 mil milhões de USD. Para compensar a diferença, as duas partes acordaram a recuperação de 3,4 mil milhões de USD junto dos consumidores residenciais, sem consulta pública.

Este procedimento foi contestado pela ONG AfriForum e levado à justiça. No seu julgamento de 21 de dezembro de 2025, o tribunal indicou que «a NERSA estava claramente constrangida pelo seu erro. O seu objetivo ao concluir este acordo era, pelo menos em parte, evitar que o seu erro fosse sujeito a exame público». O tribunal criticou ainda o compromisso: «a ausência de qualquer explicação sobre a forma como o montante de 3,4 mil milhões de USD foi determinado deixa a desagradável impressão de que este compromisso não passava de uma estimativa aproximada».

Reinício do processo

Após esta decisão judicial, a NERSA retomou o processo de forma pública. Publicou um documento de consulta a 30 de dezembro de 2025 e recalcou a base regulatória dos ativos de produção da Eskom, usando os mesmos dados da proposta inicial. A 8 de fevereiro de 2026, confirmou o mesmo montante de 3,4 mil milhões de USD a recuperar, distribuído em três fases: 748 milhões USD em 2026/27, 1,44 mil milhões USD em 2027/28 e 1,19 mil milhões USD em 2028/29.

É importante notar que os custos da Eskom aumentaram ao longo de duas décadas, devido, entre outros fatores, à inflação, má gestão e uma elevada massa salarial. Segundo o economista Dawie Roodt, «o regulador não dispõe de nenhum mecanismo de mercado fiável para determinar o preço justo da eletricidade, deixando a Eskom repercutir os custos adicionais nos consumidores». Desde 2008, os preços da eletricidade multiplicaram-se por oito, e os aumentos previstos agravam a pressão sobre as famílias.

Reduções para algumas indústrias pesadas

Este aumento ocorre num contexto em que a NERSA concedeu recentemente reduções às indústrias pesadas mais consumidoras de energia. Dois produtores de ferrocromo, Samancor Chrome e Glencore-Merafe, beneficiam de uma redução temporária de 35,6 % nas suas tarifas, de 135 para 87 cêntimos de rands (0,08 $ para 0,05 $) por quilowatt-hora, com suspensão do mecanismo take-or-pay. O objetivo é evitar o encerramento de fundições e a perda de milhares de empregos num setor fragilizado pelos elevados custos energéticos.

Também foi aprovada uma redução de 6 % no preço do gás para apoiar indústrias dependentes da Sasol Gas, nomeadamente nos setores químico, petroquímico e de produção de combustíveis. O complexo industrial de Secunda consome cerca de 120 milhões de gigajoules de gás por ano, essenciais para os seus fornos e instalações.

Olivier de Souza

 Vários países do Norte de África lançaram iniciativas para desenvolver a cadeia de valor do hidrogénio verde. No Marrocos, assim como no Egito, os progressos têm sido mais rápidos, com etapas concretas já alcançadas.

O chefe do governo marroquino, Aziz Akhannouch, recebeu na quinta-feira, 5 de fevereiro, em Rabat, representantes de investidores nacionais e internacionais cujos projetos foram selecionados no âmbito da “Oferta Marrocos” de hidrogénio verde. O encontro resultou na assinatura de contratos preliminares de reserva de terrenos, marcando uma nova etapa na implementação dos projetos escolhidos.

Os contratos assinados referem-se à mobilização de terrenos públicos nas regiões do sul do país, num enquadramento contratual destinado a regular a utilização das áreas para projetos integrados que abrangem a produção de eletricidade renovável, a eletrólise e a transformação do hidrogénio verde.

Esta etapa dá seguimento ao anúncio feito em março de 2025, quando o governo marroquino oficializou a seleção de cinco consórcios empresariais para desenvolver projetos de hidrogénio verde, representando um investimento total estimado em 319 mil milhões de dirhams (≈ 35 mil milhões de USD). Os consórcios selecionados incluem atores internacionais e nacionais, como Ortus, Acciona, Nordex, Taqa, Cepsa e o grupo marroquino Nareva, com foco na produção de amoníaco verde e de combustíveis industriais.

Segundo informações oficiais da “Oferta Marrocos”, cada projeto terá uma área de terreno de até 30 000 hectares. Mais amplamente, o reino identificou cerca de 1 milhão de hectares para o desenvolvimento do hidrogénio verde, sendo que a primeira tranche de 300 000 hectares está a ser progressivamente disponibilizada.

Com esta iniciativa, o Marrocos posiciona-se como um futuro hub energético estratégico, pronto para exportar amoníaco verde e outros derivados para a Europa e outros mercados estratégicos.

Abdoullah Diop

Segundo o seu operador, a refinaria de Al‑Sarir estava em plena manutenção maior das suas instalações. Localizada a este da Líbia, esta refinaria está entre as cinco maiores do país em termos de capacidade.

A refinaria de Al‑Sarir, situada a este da Líbia, retomou a sua capacidade de produção após a conclusão de uma manutenção maior realizada nas suas instalações. O anúncio foi feito na quarta-feira, 4 de fevereiro, pela Arabian Gulf Oil Company (Agoco), subsidiária da National Oil Corporation (NOC), que opera o local.

Detalhadamente, os trabalhos incidiram principalmente sobre a unidade de destilação de crude, o coração do processo de refinação. Esta revisão de grande envergadura exigiu uma paragem planeada das operações para proceder a intervenções mecânicas e técnicas profundas. Segundo a Agoco, a manutenção foi finalizada a 21 de janeiro de 2026, abrindo caminho à fase de reinício.

A instalação foi, posteriormente, sujeita a uma série de testes técnicos destinados a verificar a segurança e o bom funcionamento dos equipamentos. De acordo com a empresa, a introdução do crude na unidade de destilação começou às 10h53, marcando o regresso gradual da refinaria às suas operações normais.

A retomada das operações ocorreu num contexto de condições meteorológicas difíceis, marcadas nomeadamente por tempestades de areia, assim como por várias limitações técnicas. Apesar destes fatores, a Agoco reporta que esta importante operação de manutenção decorreu sem incidentes.

«Esta retoma reflete a eficácia dos quadros nacionais, a precisão do planeamento e do acompanhamento pelo comité supervisor, e o compromisso com as normas de segurança e de qualidade, apoiando a estabilidade das operações, a fiabilidade das instalações de refinação e a sustentabilidade da produção», declarou a empresa num post no Facebook.

Al-Sarir, uma das cinco refinarias da Líbia

Segundo informações publicadas pela PetroGas Libya, empresa de serviços petrolíferos e de gás baseada em Trípoli, a Líbia reivindica uma capacidade de refinação de aproximadamente 380 000 barris por dia, um nível significativamente superior ao consumo nacional de produtos petrolíferos, estimado entre 227 000 e 235 000 b/d, segundo várias fontes concordantes.

Paralelamente, o país continua fortemente dependente das importações, avaliadas em cerca de 258 000 barris por dia em 2024, ou mais de 41 milhões de litros por dia, de acordo com um estudo da The Sentry publicado em novembro de 2025.

Al-Sarir, com uma capacidade de 10 000 b/d, situa-se, juntamente com Brega (10 000 b/d) e Tobruk (20 000 b/d), entre as refinarias designadas como de destilação simples «topping plants», ao lado de Ras Lanuf (220 000 b/d) e Zawiya (120 000 b/d), segundo a U.S. Energy Information Administration (EIA).

Como reportado pela Agência Ecofin, em janeiro de 2026, a NOC planeia aumentar a capacidade de refinação de crude da Líbia para 660 000 b/d, enquanto o país visa, paralelamente, uma produção petrolífera de 1,6 milhão b/d até ao final de 2026.

Abdel-Latif Boureima

Num contexto africano marcado por níveis de acesso à eletricidade ainda baixos, alguns países estão a progredir rumo ao objetivo de cobertura universal, apoiando-se nos seus recursos internos.

Segundo o relatório “Electricity 2026”, publicado em fevereiro pela Agência Internacional de Energia (AIE), o Senegal está no bom caminho para alcançar o acesso universal à eletricidade já em 2029. Este objetivo está inscrito no seu Energy Compact, publicado no âmbito da iniciativa Mission 300, que prevê um aumento anual da taxa de acesso de 2,9 %, permitindo ao país atingir a cobertura total um ano antes do prazo global definido pelo ODS7, em 2030, que se refere ao acesso à energia.

Este objetivo ambicioso assenta numa base sólida. Em 2024, 84 % da população senegalesa tinha acesso à eletricidade, uma taxa entre as mais elevadas da África Subsaariana. Segundo a AIE, a cobertura é agora total nas zonas urbanas, enquanto as zonas rurais apresentam uma taxa de acesso de 66 %.

Para atingir o acesso universal, a agência antecipa uma transformação profunda do mix energético. A parcela do gás natural na produção de eletricidade deverá passar de menos de 1 % em 2025 para cerca de 30 % em 2030, refletindo a introdução rápida do gás num sistema historicamente dominado pelo gasóleo. Paralelamente, a eletricidade proveniente de energias renováveis deverá atingir 22 % em 2030, um aumento de cerca de 10 pontos percentuais em relação a 2025.

Esta evolução do mix baseia-se em vários projetos já operacionais ou em desenvolvimento. Entre eles, destaca-se uma central solar de 16 MW, equipada com um sistema de armazenamento de 10 MW/20 MWh, colocada em serviço em 2025, assim como o início da construção do projeto NEO Kolda, que combina 60 MW solares e 20 MW para 72 MWh de armazenamento. A AIE cita também a conversão a gás natural da central de Bel Air, com uma capacidade de 335 MW, anteriormente alimentada a gasóleo pesado, com o objetivo de abastecer-se futuramente com gás doméstico.

Paralelamente a esta transformação, a agência salienta que o consumo de eletricidade cresceu 22 % em termos anuais em 2025 e que deverá aumentar cerca de 8 % ao ano no período 2026–2030, confirmando a urgência de integrar capacidades adicionais.

Abdoullah Diop

Namíbia bloque aquisição da TotalEnergies e Petrobras em licença offshore devido a incumprimento de aprovação regulatória

O anúncio da TotalEnergies e da Petrobras sobre a aquisição de participações numa nova licença offshore na Namíbia confrontou-se com a recusa das autoridades, que lembram que qualquer transação petrolífera deve seguir um processo de aprovação rigoroso, num contexto de reforma do quadro legal do setor.

A Namíbia suspendeu o reconhecimento da aquisição pela TotalEnergies de uma participação na licença de exploração offshore PEL104, por falta de submissão formal do dossiê e validação prévia pelas autoridades competentes.

TotalEnergies e Petrobras anunciaram ter adquirido cada uma 42,5% da licença PEL104, localizada no bloco de Lüderitz, na costa sudoeste do país, junto à Maravilla Oil and Gas e à Eight Offshore Investments Holdings. O perímetro cobre cerca de 11.000 km² e a TotalEnergies deveria tornar-se operadora. A finalização da transação estava condicionada às aprovações regulatórias e ao acordo dos parceiros. Após a operação, o consórcio seria composto por TotalEnergies (42,5%), Petrobras (42,5%), a companhia nacional Namcor (10%) e Eight Offshore Investments Holdings (5%).

Primazia do processo de aprovação

As autoridades namibianas indicaram, num comunicado de domingo, 8 de fevereiro, que não tinham sido informadas da operação conforme as exigências legais. O Ministério da Indústria, Minas e Energia afirmou ter tomado conhecimento do anúncio apenas minutos antes da sua divulgação. A presidência enfatizou que nenhuma transação pode ser considerada válida sem submissão e análise oficial segundo o procedimento estatutário. O governo recordou que qualquer transferência ou aquisição de participação numa licença petrolífera requer autorização prévia do ministro competente.

Esta posição surge enquanto a Namíbia avança com uma reforma profunda do setor energético, visando a primeira produção comercial de petróleo e reforçando o seu sistema de regulação. O Ministro da Energia, Modestus Amutse, apresentou um projeto de lei que altera a legislação sobre exploração e produção petrolíferas, criando uma unidade de regulação upstream sob a autoridade da presidência. A reforma pretende modernizar o quadro jurídico, reforçar a transparência fiscal, ampliar regras sobre conflitos de interesse e impor novas obrigações de conteúdo local.

O bloqueio da operação PEL104 reflete a determinação das autoridades em garantir o cumprimento estrito da lei vigente. A continuação do projeto dependerá agora do respeito pelos procedimentos previstos na nova legislação, tornando-se um teste para a aplicação do futuro quadro regulatório do setor petrolífero namibiano.

Esta operação integra a estratégia mais ampla da TotalEnergies na Namíbia. Em dezembro de 2025, o grupo tornou-se operadora da licença offshore PEL83 no bloco do Orange, após acordo com o grupo português Galp, prevendo um reequilíbrio de participações em várias licenças marítimas. No final de janeiro, dirigentes da TotalEnergies e da Galp foram recebidos em Windhoek pela presidente Netumbo Nandi-Ndaitwah, apresentando o andamento dos projetos sem anunciar novos investimentos.

Segundo a consultora Wood Mackenzie, a produção do país poderá ultrapassar 500.000 barris por dia nos próximos dez anos graças às descobertas do bloco do Orange, exigindo cerca de 4 mil milhões de dólares de investimento anual no início da próxima década.

Olivier de Souza

Diante da persistente fraqueza da demanda por diamantes naturais, a De Beers continua ajustando sua estratégia operacional. O grupo, que obtém a maior parte de sua produção do Botswana, já havia revisado para baixo suas metas de produção global em 2025.

Enquanto o mercado de diamantes naturais permanece geralmente deprimido, a De Beers continua a adotar uma postura de prudência em 2026. Em seu relatório operacional publicado na quinta-feira, 5 de fevereiro, o grupo, ativo principalmente no Botswana, anunciou que agora visa uma produção entre 21 e 26 milhões de quilates este ano, contra uma faixa inicial de 26 a 29 milhões.

Esse novo ajuste prolonga o reequilíbrio de seu plano operacional, após a revisão já realizada em 2025. “As previsões de produção para 2026 foram revisadas para 21-26 milhões de quilates [contra 26-29 milhões de quilates anteriormente], devido ao contexto difícil do mercado de diamantes brutos. A De Beers continua monitorando a evolução deste mercado para ajustar sua produção à demanda”, indicou a companhia em nota.

Nos últimos anos, a demanda mundial por diamantes naturais caiu significativamente, principalmente devido à crescente concorrência dos diamantes sintéticos. A De Beers busca se adaptar a essa evolução ajustando suas metas de produção aos níveis de demanda do mercado. Em 2025, o grupo já havia anunciado uma revisão de seu plano, visando uma produção entre 20 e 23 milhões de quilates, contra uma faixa inicial de 30 a 33 milhões.

Embora essa meta tenha sido atingida, com 21,6 milhões de quilates finalmente declarados, resultou em uma queda de 12% na produção anual. No Botswana, onde a De Beers explora principalmente as minas de Jwaneng e Orapa, o grupo registrou uma redução de 16% na produção. Na Namíbia, o resultado das operações ficou 7% abaixo em relação ao ano anterior. Apenas a mina sul-africana de Venetia registrou um aumento (3%), enquanto a produção canadense também caiu 7%.

Embora a abordagem da De Beers seja uma prudência assumida, ela não é isenta de consequências para os países anfitriões, especialmente o Botswana, cuja economia depende historicamente das receitas da exploração de diamantes. Para 2025, as autoridades preveem assim o segundo ano consecutivo de contração econômica (-3%), em um contexto de queda nos volumes de diamantes comercializados.

Resta observar a evolução das dinâmicas do mercado em 2026 e suas potenciais implicações para os planos da De Beers. Paralelamente, a companhia prepara a cisão de sua empresa-mãe, Anglo American, no âmbito da reestruturação anunciada por esta última em 2024.

Aurel Sèdjro Houenou

As atividades da BW Energy no Gabão ocupam um lugar importante no seu portefólio petrolífero. O país acolhe ativos offshore-chave da empresa e contribui de forma significativa para os volumes produzidos pelo grupo.

A produção petrolífera da BW Energy no Gabão aumentou em 2025. Segundo os resultados operacionais publicados na quarta-feira, 4 de fevereiro, pela companhia com sede na Noruega, situou-se em cerca de 24.400 barris por dia em média, contra 20.400 barris por dia em 2024, representando um aumento de aproximadamente 20 % em termos anuais.

De acordo com a empresa, esta produção provém principalmente da licença offshore de Dussafu, onde a BW Energy detém 73,5 % de participação, em conjunto com a Panoro Energy (17,5 %) e a Gabon Oil Company (GOC), que detém o restante. No último trimestre de 2025, a produção líquida atribuível à BW Energy, proveniente dos seus ativos gaboneses, situou-se em cerca de 22.400 barris por dia.

Além disso, a produção no Gabão foi afetada no final de 2025 pelo calendário de levantamento das cargas, uma vez que alguns volumes produzidos só foram comercializados no início deste ano. Estes atrasos, indica a companhia, não alteraram os volumes produzidos ao longo do exercício.

Ao nível do grupo, a produção líquida atingiu 2,3 milhões de barris no quarto trimestre de 2025, correspondendo a uma média de cerca de 25.200 barris por dia. Este aumento dos volumes não se refletiu, no entanto, nas receitas, que caíram para 123,8 milhões de dólares, contra 233,5 milhões de dólares um ano antes, devido, nomeadamente, a preços do petróleo mais baixos.

BW Energy prossegue o desenvolvimento dos seus ativos no Gabão

Este desenvolvimento ocorre enquanto a BW Energy multiplica iniciativas para reforçar a sua produção petrolífera no Gabão. No início de fevereiro de 2025, a companhia anunciou a intenção de expandir as suas atividades petrolíferas offshore, visando novos blocos situados nas proximidades da licença de Dussafu. Segundo a empresa, estas zonas apresentam interesse devido à continuidade geológica com os campos existentes e à presença de infraestruturas já em funcionamento.

Esta estratégia de expansão concretizou-se, em março, com o anúncio da descoberta de um campo de petróleo offshore, denominado Bourdon, na licença de Dussafu. O poço de exploração foi perfurado a uma profundidade total superior a 4.000 metros, de acordo com as informações divulgadas pela companhia.

O Bourdon está atualmente a ser estudado com vista a uma decisão final de investimento (FID). Esta etapa condiciona o eventual início das obras necessárias à sua entrada em produção. Todas estas iniciativas integram a trajetória de desenvolvimento do grupo. A BW Energy indicou, nomeadamente, que prossegue com o objetivo de atingir uma produção de cerca de 40.000 barris por dia a médio prazo, apoiando-se nos seus ativos no Gabão.

Abdel-Latif Boureima

O projeto deverá contribuir para a estabilidade das receitas gasistas, apoiando-se em infraestruturas partilhadas e numa produção racionalizada.

O Camarões e a Guiné Equatorial assinaram na terça-feira, 3 de fevereiro, um acordo de unitização do campo gasífero transfronteiriço Yoyo-Yolanda, um passo jurídico decisivo para a exploração conjunta de um reservatório estimado em 2 500 mil milhões de pés cúbicos de gás natural. Este acordo combina as duas licenças de exploração situadas de ambos os lados da fronteira marítima numa única unidade de produção comum.

Este dispositivo insere-se no tratado bilateral assinado em 2023 pelos dois Estados para permitir o desenvolvimento conjunto das reservas de hidrocarbonetos no Golfo da Guiné. O tratado foi ratificado pelos parlamentos nacionais e depositado no Secretariado-Geral das Nações Unidas em janeiro de 2025, garantindo assim o seu caráter irrevogável.

Partilha de recursos: 84 % para Yoyo e 16 % para Yolanda

A unitização permite explorar um mesmo reservatório transfronteiriço segundo regras técnicas, contratuais e operacionais harmonizadas. Visa evitar uma produção concorrente entre os dois países e assegurar a partilha dos volumes. Estudos conjuntos estabeleceram uma chave de repartição de 84 % dos recursos para o bloco Yoyo, no lado camaronês, e 16 % para o bloco Yolanda, no lado equato-guineense.

O plano de desenvolvimento centra-se no bloco Yoyo, que acolhe a infraestrutura principal do projeto. Prevê a instalação de uma plataforma de tratamento no perímetro do contrato de partilha de produção de Yoyo, bem como a perfuração de três poços de desenvolvimento. Na prática, o acordo permite aos operadores Noble Energy e Chevron realizar operações de perfuração e produção de ambos os lados da fronteira marítima num quadro industrial único. As atividades são organizadas como se se tratasse de um único campo, com coordenação técnica comum.

O gás produzido será transportado por dois gasodutos distintos. O primeiro ligará o campo ao centro de tratamento de Bipaga, no sul do Camarões. O segundo alimentará o complexo industrial de Punta Europa, na ilha de Bioko, na Guiné Equatorial, utilizando as infraestruturas existentes do campo Alen.

A Chevron foi designada operadora técnica do projeto. O investimento global necessário ao seu desenvolvimento está avaliado em 4 mil milhões de dólares. Segundo Jim Swartz, diretor-geral da Chevron para a Nigéria e a região da África Central, Yoyo-Yolanda é central na estratégia do grupo, visando apoiar o abastecimento de longo prazo em gás natural liquefeito e valorizar as infraestruturas existentes em Alen e Punta Europa, no lado equato-guineense. O projeto deverá ainda alimentar as capacidades industriais de liquefação já instaladas em Punta Europa, na Guiné Equatorial.

Para os dois países, a unitização do campo Yoyo-Yolanda surge num contexto de pressão sobre as finanças públicas ligadas aos hidrocarbonetos. O envelhecimento dos campos, a volatilidade dos preços internacionais e a instabilidade do dólar afetam as receitas petrolíferas. O projeto surge como um instrumento de estabilização das receitas gasistas a médio e longo prazo, através da partilha das infraestruturas e da otimização da produção.

Continuam em curso discussões entre os dois Estados e o operador sobre a lei aplicável à unidade de produção e as modalidades da regulamentação cambial. Estes arbitramentos são apresentados como determinantes para garantir os fluxos financeiros provenientes da exploração do reservatório.

Olivier de Souza