Fragilizada pelos ataques repetidos às suas infraestruturas energéticas, a Ucrânia está a redefinir a sua estratégia de gás para se adaptar a um contexto duradouramente constrangido.

Após conversações realizadas segunda-feira, 23 de março, entre o presidente Volodymyr Zelensky e o seu homólogo Daniel Chapo, a Ucrânia estuda a possibilidade de importar gás natural liquefeito (GNL) de Moçambique. O projeto seria baseado numa lógica de benefício mútuo: Kiev procura garantir novos fornecimentos energéticos, enquanto Maputo poderia receber apoio ucraniano nas áreas de segurança e tecnologia.

Esta iniciativa ocorre num contexto em que o norte de Moçambique, que concentra a maior parte dos recursos gasíferos do país, continua afetado por uma insurgência islâmica.

Sistema gasífero ucraniano debilitado

O plano surge também num ambiente de grande degradação do sistema gasífero ucraniano. Segundo a Naftogaz, as infraestruturas da empresa pública sofreram mais de 1.700 ataques russos desde 2022, afetando diretamente a produção nacional, que caiu para cerca de metade da capacidade.

Antes do conflito, a Ucrânia supria a maior parte do consumo com produção interna. A redução destas capacidades obrigou o país a aumentar as importações, sobretudo durante os picos de procura no inverno. Nesse sentido, a Ucrânia já diversificou as fontes, desenvolvendo importações de GNL, principalmente provenientes dos United States.

Diversificação energética com Moçambique

Moçambique surge como uma opção complementar, dispondo de importantes recursos gasíferos explorados pelo projeto Mozambique LNG, com capacidade prevista de 13 milhões de toneladas de GNL por ano, reforçando o papel do país no mercado global de gás.

No entanto, a opção enfrenta riscos de segurança. A província de Cabo Delgado, onde se situa o projeto, permanece frágil apesar da melhoria associada ao envio de forças ruandesas. A retirada destas tropas, devido à falta de financiamento sustentável da European Union, gera incerteza quanto à estabilidade da região.

Obstáculos jurídicos e financeiros também pesam sobre o projeto. A TotalEnergies enfrenta processos em França relacionados com operações de segurança em 2021, o que limita alguns financiamentos. O custo do projeto aumentou para 24,5 bilhões de dólares, frente aos 20 bilhões iniciais, embora a TotalEnergies mantenha a meta de produção para 2029.

Apesar destes desafios, grande parte do financiamento está assegurada e quase todo o volume futuro já está contratualizado, principalmente para a Ásia e a Europa. As discussões entre Kiev e Maputo permanecem preliminares, sem volumes nem calendário definidos, mas refletem um interesse mútuo entre segurança energética para a Ucrânia e valorização dos recursos para Moçambique.

Olivier de Souza

No Ruanda, apesar da taxa de acesso à eletricidade ter atingido 85,4% no final de 2025, segundo o Rwanda Energy Group, o fornecimento continua insuficiente, e várias iniciativas estão em curso para reforçar a distribuição.

O país lançou um programa de reforço da rede elétrica para reduzir os cortes de energia que afetam regularmente a qualidade do abastecimento. A iniciativa prevê a aquisição e instalação de 290 transformadores em todo o território, de acordo com informações divulgadas pela imprensa local em 18 de março.

Estes equipamentos, que ajustam a tensão da eletricidade entre as linhas de transporte e os consumidores finais, serão instalados prioritariamente em zonas urbanas de elevada procura. Segundo o governo, citado pela imprensa, a implementação faz parte de um programa de modernização da rede elétrica previsto para 18 meses.

O projeto inclui trabalhos nas infraestruturas de distribuição: cerca de 357 km de linhas de média tensão serão reabilitados ou construídos, e quase 1.600 km de redes de baixa tensão serão reforçados para melhorar a cobertura local.

Kigali atribui os cortes recorrentes à pressão crescente sobre a rede, devido ao aumento do número de lares ligados e à maior demanda nos centros urbanos, além de infraestruturas envelhecidas.

O projeto integra programas apoiados por parceiros internacionais, como o World Bank e o Asian Infrastructure Investment Bank, sem divulgação do custo total até o momento.

Segundo os responsáveis, estes investimentos visam estabilizar a distribuição elétrica até a entrada em operação de novas capacidades de produção previstas para 2027. «As carências de eletricidade continuam a ser uma preocupação», afirmou Jimmy Gasore.

300 milhões de dólares mobilizados e programa nuclear em preparação

O Ruanda mobiliza vários financiamentos internacionais para desenvolver o setor elétrico e expandir o acesso à energia. Em fevereiro de 2026, a African Development Bank e a Asian Infrastructure Investment Bank comprometeram 300 milhões de dólares em projetos de energia limpa no país.

O financiamento inclui um mecanismo de desembolso condicionado a resultados mensuráveis em eletrificação.

Paralelamente, o Ruanda prossegue a diversificação da sua matriz energética. Segundo uma missão de revisão integrada de infraestrutura nuclear (INIR) conduzida pela International Atomic Energy Agency em meados de março, o país avançou na preparação de um programa nuclear civil. A missão avaliou 19 áreas, incluindo quadro regulatório, segurança nuclear e desenvolvimento de competências, para apoiar países interessados em incluir o nuclear na sua matriz energética.

As autoridades planeiam desenvolver capacidade nuclear, visando a primeira instalação no início da década de 2030.

Abdel-Latif Boureima

Face a um défice energético que ainda afeta cerca de metade da sua população, a CEDEAO recorre à China para acelerar o financiamento de projetos estimados em mais de 36 mil milhões de dólares.

A CEDEAO iniciou discussões com a Energy China International (CEEC), na segunda-feira, 16 de março de 2026, em Abuja, com o objetivo de explorar vias de colaboração no desenvolvimento de infraestruturas elétricas na África Ocidental.

O encontro, que contou também com a participação de representantes do West African Power Pool (WAPP), permitiu analisar vários portfólios de projetos, as capacidades técnicas da empresa chinesa, bem como os mecanismos de financiamento para acelerar a implementação de infraestruturas energéticas regionais.

Entre os projetos abordados figuram iniciativas estruturantes de interligação elétrica entre vários Estados-membros, incluindo a Costa do Marfim, o Gana, a Nigéria e o Senegal. Estes projetos inserem-se no plano diretor energético regional (2019–2033), que prevê a execução de 75 projetos prioritários, com um custo total estimado em 36,39 mil milhões de dólares.

As discussões incidiram igualmente sobre as oportunidades de financiamento associadas a estes projetos. A CEDEAO procura atrair mais investidores para colmatar o défice de infraestruturas. Estas iniciativas visam partilhar as capacidades de produção e melhorar a estabilidade do fornecimento de eletricidade na região.

Um setor energético sob pressão

A África Ocidental continua a enfrentar um défice energético significativo. A capacidade instalada (26 GW em 2020, segundo a IRENA) permanece insuficiente para uma população estimada em 401,9 milhões de habitantes, grande parte da qual concentrada na Nigéria.

As disparidades entre países continuam acentuadas. Em 2023, a taxa média de acesso à eletricidade nos países da CEDEAO situava-se em 61,6 %, mas descia para 32,1 % nos Estados da Aliança dos Estados do Sahel, nomeadamente Burkina Faso, Mali e Níger.

Apesar dos progressos registados nos últimos anos, a eletricidade disponível continua pouco fiável. As redes de transporte e distribuição permanecem pouco desenvolvidas, enquanto as capacidades de produção ficam aquém da procura crescente, impulsionada pela urbanização e pelo crescimento demográfico.

As interrupções frequentes, os elevados custos de produção e a dependência de energias fósseis fragilizam igualmente as economias da região. Neste contexto, os projetos de interligação promovidos pelo WAPP surgem como soluções estruturantes para otimizar a utilização dos recursos disponíveis e promover a integração regional.

A China, um parceiro-chave no financiamento de infraestruturas na África Ocidental

A aproximação à Energy China International (CEEC) insere-se numa dinâmica mais ampla de cooperação entre a CEDEAO e a China. Nas últimas duas décadas, Pequim afirmou-se como um parceiro central no desenvolvimento de infraestruturas na África Ocidental.

O comércio entre a China e África atingiu 348 mil milhões de dólares em 2025, um aumento de 17,7 % em relação a 2024. Este crescimento foi amplamente impulsionado pelas exportações chinesas, que ultrapassaram os 225 mil milhões de dólares, face a 123 mil milhões de dólares de importações africanas.

De acordo com o Boletim Económico China-África 2024, produzido pelo Global Development Policy Center, entre 2000 e 2022, os credores chineses concederam cerca de 170,08 mil milhões de dólares em empréstimos aos Estados africanos, principalmente através do Banco de Exportação e Importação da China e do Banco de Desenvolvimento da China, tornando a China o principal credor bilateral do continente. No mesmo período, as empresas chinesas anunciaram 112,34 mil milhões de dólares em investimento direto estrangeiro em novos projetos e realizaram 24,60 mil milhões de dólares em investimentos através de fusões e aquisições em África.

Ainda segundo o Global Development Policy Center, cerca de 34 % dos empréstimos concedidos ao continente foram direcionados para o setor da energia (ou seja, 52,4 mil milhões de dólares), maioritariamente para energias fósseis (51 %), enquanto as energias renováveis representaram apenas 2 % dos financiamentos.

Neste contexto, vários países da África Ocidental tornaram-se parceiros privilegiados da China, com os quais esta tem intensificado os seus investimentos. O país asiático pretende tirar partido desta posição para reforçar a sua presença no setor das infraestruturas.

Carelle Yourann (estagiária)

Num contexto marcado por tensões cambiais e pela necessidade de relançar a produção energética, o Cairo regulariza a sua situação financeira perante os seus parceiros internacionais do setor petrolífero e gasífero.

O Egito anunciou o pagamento de 1,3 mil milhões de dólares de atrasados devidos às empresas petrolíferas estrangeiras até junho, confirmando uma aceleração do calendário de pagamentos num esforço para cumprir os seus compromissos financeiros. A informação foi divulgada no domingo, 22 de março, pelo site english aawsat.

As autoridades egípcias indicaram que estes pagamentos se inserem num processo mais amplo de redução das dívidas acumuladas junto dos atores internacionais do petróleo e do gás. O total dos atrasados tinha atingido cerca de 6,1 mil milhões de dólares no final de junho de 2024, na sequência de restrições prolongadas ao acesso a divisas estrangeiras. Desde então, o governo realizou vários pagamentos, com o objetivo de reduzir progressivamente o saldo para níveis mais sustentáveis. Segundo as orientações anteriores, um saldo residual de cerca de 1,2 mil milhões de dólares deveria permanecer na data inicial de vencimento.

A aceleração anunciada altera, portanto, este calendário, num contexto em que os pagamentos mensais aos parceiros estrangeiros estão agora melhor integrados na gestão orçamental. Esta evolução assenta numa melhoria relativa da disponibilidade de divisas, facilitada pelo aumento das reservas cambiais e por ajustes macroeconómicos.

As autoridades retomaram progressivamente o controlo do ritmo dos pagamentos, após um período durante o qual os desequilíbrios externos tinham levado ao adiamento de algumas obrigações.

O reembolso das dívidas energéticas responde a um duplo objetivo. Por um lado, trata-se de reforçar a confiança dos investidores estrangeiros, a fim de encorajar a retoma das atividades de exploração e perfuração. Por outro, o objetivo é aumentar a produção doméstica de hidrocarbonetos, que registou um recuo desde o pico alcançado em 2021, limitando a capacidade de fornecimento local e aumentando o recurso às importações, nomeadamente de gás natural liquefeito.

A continuação deste processo dependerá da capacidade do país em manter um nível suficiente de reservas em divisas. A trajetória dos investimentos no setor petrolífero e gasífero constituirá igualmente um indicador-chave, tal como a evolução da procura energética interna.

Olivier de Souza

Em junho de 2025, a Afentra tinha anunciado a assinatura de um acordo para adquirir participações detidas pela Etu Energias nos blocos petrolíferos offshore 3/05 e 3/05A, uma operação então sujeita a condições suspensivas.

A Afentra reviu o seu processo de aquisição de participações nos blocos petrolíferos offshore 3/05 e 3/05A em Angola, após a intervenção da empresa pública Sonangol na transação inicial com a Etu Energias. A empresa britânica anunciou esta evolução num comunicado publicado no site da Bolsa de Londres na quinta-feira, 19 de março.

Em junho de 2025, a Afentra tinha, de facto, assinado um acordo de compra com a Etu Energias referente a participações nesses dois blocos marítimos. Estes blocos em produção são operados pela Sonangol. Durante o processo de venda, a Sonangol decidiu participar na aquisição dos interesses cedidos.

Após esta decisão, a operação foi reestruturada. A Sonangol, a Afentra e a Maurel & Prom passam agora a adquirir conjuntamente as participações detidas pela Etu. Estas participações representam 10% no bloco 3/05 e 13,33% no bloco 3/05A, segundo o comunicado da Afentra.

O novo acordo, que substitui o firmado em junho de 2025, permite à Afentra adquirir 3,33% no bloco 3/05 e 3,66% no bloco 3/05A. A finalização da transação permanece sujeita a várias condições, incluindo a aprovação das autoridades angolanas. Num comunicado separado, a Maurel & Prom confirmou igualmente a sua participação na operação, indicando que adquirirá também uma parte dos interesses cedidos pela Etu Energias nos dois blocos.

Até ao momento, nenhum calendário preciso de encerramento foi comunicado pelas empresas envolvidas na transação. Uma vez finalizada, a Sonangol continuará a ser a operadora dos blocos, em parceria com a Afentra, a Maurel & Prom e a NIS Naftagas.

Em detalhe, a empresa pública petrolífera de Angola deterá 39,34% de participação no bloco 3/05. Os interesses restantes do bloco distribuem-se da seguinte forma: 33,33% para a Afentra, 23,33% para a Maurel & Prom e 4% para a NIS Naftagas.

No que diz respeito ao bloco 3/05A, a Sonangol manterá 39,34%, enquanto a Afentra deterá 24,99%, a Maurel & Prom 30,33% e a NIS Naftagas 5,33%.

Implantação gradual da Afentra no offshore angolano

Este desenvolvimento em torno dos blocos 3/05 e 3/05A é descrito por Paul McDade, CEO da Afentra, como ilustrando «uma estratégia disciplinada para construir um portfólio de ativos geradores de caixa em África». Insere-se numa série de aquisições realizadas pela Afentra em Angola nos últimos anos.

Em julho de 2022, a Agência Ecofin reportou a conclusão, pela empresa, de um acordo com a companhia croata INA para adquirir participações adicionais ainda nos blocos 3/05 e 3/05A. Esta transação permitiu à Afentra, nessa altura, reforçar já a sua posição nestes blocos.

Além disso, em outubro de 2025, a Afentra obteve a aprovação das autoridades angolanas para entrar no bloco offshore 3/24. Este bloco contém recursos estimados em cerca de 130 milhões de barris de petróleo e 400 mil milhões de pés cúbicos de gás. Segundo a Sonangol, o bloco, com uma área de 545 km², está localizado próximo dos blocos 3/05 e 3/05A, numa zona onde já foram identificadas várias descobertas petrolíferas.

Abdel-Latif Boureima

Impulsionadas pelas tensões geopolíticas, pelas perturbações nas rotas marítimas e pela subida dos preços do petróleo, a volatilidade dos mercados e as restrições de abastecimento intensificam-se, levando vários países africanos a explorar alternativas.

Países como o Gana, a África do Sul e o Quénia estão agora a voltar-se para a refinaria do grupo Dangote, na Nigéria, para garantir o seu abastecimento de combustíveis, segundo o jornal nigeriano The Nation, que cita fontes próximas do processo.

Esta reorientação ocorre num contexto em que o barril de Brent ultrapassou os 100 dólares, atingindo picos em torno dos 120 dólares nos últimos dias, impulsionado pela escalada das tensões entre os Estados Unidos, Israel e o Irão. As perturbações no estreito de Ormuz, um ponto estratégico para o transporte mundial de petróleo, agravam as limitações da oferta no mercado.

Entrando em produção em 2024 após vários atrasos e um investimento significativo, a refinaria com capacidade de 650 mil barris por dia afirma-se como uma alternativa para países africanos historicamente dependentes das importações de produtos refinados provenientes do Médio Oriente. Vários Estados iniciaram negociações para contratos de fornecimento a médio prazo, com o objetivo de garantir volumes num contexto de incerteza.

No entanto, cerca de três quartos da produção da refinaria destinam-se ao mercado interno nigeriano, o que limita os volumes disponíveis para exportação. Apesar desta restrição, a procura regional continua a crescer, impulsionada pela necessidade de fontes de abastecimento mais próximas.

Uma dependência posta à prova pela crise energética

Esta dinâmica reflete uma vulnerabilidade estrutural do continente. Muitos países africanos importam grande parte dos seus produtos refinados, apesar de serem produtores de petróleo bruto, com uma dependência particularmente elevada na África Oriental, onde cerca de 75% das importações provêm do Médio Oriente. A ausência de reservas estratégicas alinhadas com os padrões internacionais aumenta ainda mais a exposição a ruturas no abastecimento.

Neste contexto, o surgimento de capacidades regionais de refinação representa uma resposta parcial aos desafios de dependência logística e comercial. O papel da refinaria de Aliko Dangote ilustra a crescente importância dos atores privados na estruturação da oferta energética no continente. Desde o início da crise, a refinaria tem ajustado os seus preços em função das flutuações internacionais, absorvendo parcialmente os aumentos para limitar o impacto no mercado nigeriano.

A curto prazo, a concorrência entre compradores africanos deverá permanecer elevada para aceder a volumes limitados. A médio prazo, o aumento das capacidades locais poderá reduzir parte da dependência das importações, sem, contudo, eliminar totalmente o défice regional. As estratégias nacionais deverão, assim, continuar a combinar diversificação de fontes, gestão de stocks e acordos bilaterais. A persistência das tensões geopolíticas continuará a ser um fator determinante para a evolução dos fluxos e dos preços, enquanto o desenvolvimento das infraestruturas de refinação em África poderá gradualmente reconfigurar os circuitos de abastecimento no continente.

Paralelamente, alguns Estados terão de reforçar as suas capacidades de armazenamento para aumentar a resiliência face a choques externos e gerir melhor os períodos de tensão.

Olivier de Souza

A Rússia apoia-se cada vez mais nos registos de navios africanos para manter a sua frota fantasma e continuar a exportar petróleo apesar das sanções norte-americanas. O que antes parecia ser uma táctica pontual de evasão de sanções transformou-se num mecanismo estruturado destinado a preservar os seus rendimentos energéticos. É o que revela o Robert Lansing Institute num estudo que documenta a amplitude e a sistematização destas práticas.

Segundo esta análise, mais de metade dos casos documentados de falsas matriculações em alto-mar estão ligados a jurisdições africanas. Em detalhe, 83 navios reivindicaram uma matrícula nas Comores, enquanto que nos Camarões, o tonelagem registada no registo marítimo aumentou 126% em um ano, em grande parte devido à chegada de petroleiros associados a esta frota.

Sanções norte-americanas confrontadas com limites operacionais

Para os Estados Unidos, estes registos complicam várias dimensões-chave da aplicação das sanções: o acompanhamento das rotas marítimas, a identificação dos beneficiários finais, a verificação dos seguros e a aplicação de sanções secundárias. Quanto mais estes navios operam sob pavilhões com transparência limitada, mais difícil se torna impor custos financeiros diretos a Moscovo.

Assim, a Rússia não se limita a manter as suas exportações. Evidencia também os limites dos dispositivos de sanções, apoiando-se em falhas nos sistemas de matrícula marítima e na governação do transporte marítimo internacional.

Alguns registos africanos enquadram-se cada vez mais numa lógica comercial. Oferecem ambientes caracterizados por supervisão limitada, estruturas de propriedade pouco transparentes e recurso a pavilhões de conveniência, o que dilui a responsabilidade dos Estados do pavilhão. Para os operadores ligados à Rússia, o objetivo é explorar estas margens do sistema marítimo internacional para manter as suas atividades.

O fenómeno insere-se também no funcionamento de registos frequentemente abertos a armadores estrangeiros e operando como serviços comerciais. Neste contexto, os requisitos de controlo podem variar, facilitando mudanças rápidas de pavilhão e a integração de navios em circuitos mais difíceis de rastrear, especialmente quando mudam frequentemente de identidade ou de operador.

Togo, entre pavilhão de conveniência e hub regional de redistribuição

O Togo aparece igualmente neste ecossistema. Segundo o Robert Lansing Institute, o país dispõe de um registo acessível e está associado a práticas de pavilhões de conveniência. É ainda identificado como uma plataforma de redistribuição de combustíveis a baixo custo em África, um ponto destacado em 2025 por Aliko Dangote, que alertava para os efeitos destes fluxos nos mercados regionais e na concorrência que exercem.

Neste contexto, o recurso a pavilhões africanos constitui uma alavanca operacional para a frota fantasma russa. Uma vez matriculados sob jurisdição estrangeira, os navios tornam-se mais difíceis de atingir, sendo qualquer ação dependente da intervenção do Estado do pavilhão e de uma cooperação administrativa frequentemente demorada.

Olivier de Souza

Num contexto de alta dos preços do ouro, a Newcore Gold acelerou o desenvolvimento do seu projeto Enchi, no Gana, aumentando a base de recursos minerais indicados para 1,5 milhão de onças, em comparação com as 743.500 onças anteriormente reportadas.

Este crescimento resulta dos sondagens realizadas entre 2024 e 2025 e abrange os quatro depósitos do projeto: Boin, Sewum, Nyam e Kwakyekrom. Além disso, existem 626.000 onças classificadas como recursos inferidos, com menor nível de confiança, enquanto os recursos indicados oferecem base sólida para planeamento futuro e estudos económicos.

Com esta atualização, a empresa está bem posicionada para avançar com a estudo de pré-viabilidade (PFS), esperado até final de junho, fornecendo os primeiros indicadores de viabilidade econômica para uma potencial exploração industrial do projeto.

Segundo Luke Alexander, presidente da Newcore, «alcançar este marco em Enchi é motivo de orgulho e antevemos um ano intenso, com o estudo de pré-viabilidade e sondagens de exploração, visando maximizar o valor do projeto para todas as partes interessadas».

A conversão dos recursos atuais em reservas exploráveis exigirá estudos adicionais após a PFS, passo crucial para que o projeto atinja o estatuto de mina operacional, com os trabalhos de exploração a prosseguir, apoiados por uma recente captação de 10 milhões de dólares canadenses (7,3 milhões USD).

Aurel Sèdjro Houenou

O rápido progresso no acesso à eletricidade acompanha uma transformação do sistema elétrico queniano, que, dominado pelas energias renováveis, enfrenta novos desafios relacionados com a gestão da rede.

O sistema elétrico do Quénia baseia-se amplamente em energias renováveis, num contexto de forte expansão do acesso à eletricidade. É o que revela o relatório “Integrating Variable Renewable Energy in Kenya”, publicado em março de 2026 pela Agência Internacional de Energia (AIE).

Segundo a análise da organização intergovernamental, o país dispõe de mais de 3,5 GW de capacidade instalada. Em 2025, a geotermia representava 26% desta produção, seguida da hidroeletricidade (24%), solar (12%) e eólica (12%). As centrais térmicas completavam a oferta com 26%.

A predominância das energias verdes é ainda mais evidente na produção elétrica, já que quase 90% da eletricidade disponível provém de fontes renováveis. A AIE indica ainda que a taxa de acesso à eletricidade aumentou de 37% em 2013 para 79% em 2025, com 100% de cobertura urbana. O país pretende atingir acesso universal até 2030, no âmbito da estratégia “Vision 2030”.

Integração ainda limitada

A AIE sublinha, contudo, que, para além da sua contribuição significativa para os objetivos de desenvolvimento energético, o aumento da produção de energias renováveis variáveis, como solar e eólica, levanta desafios de estabilidade, fiabilidade e resiliência da rede. Esta situação reforça a necessidade de sistemas de armazenamento de energia e de serviços auxiliares aprimorados, capazes de assegurar a estabilidade e o bom funcionamento da rede.

«O sistema elétrico do Quénia encontra-se atualmente na fase 3 de integração das energias renováveis variáveis, o que indica que estas têm uma influência crescente no funcionamento da rede, especialmente durante períodos de elevada produção eólica», lê-se no documento.

O relatório divide a integração das energias renováveis variáveis em 6 etapas, sendo as fases 1 a 3 correspondentes a uma integração limitada, gerível através de melhorias operacionais. O Quénia encontra-se, assim, numa fase intermédia, que deverá manter-se até 2030. Neste estágio, as soluções renováveis variáveis já influenciam a operação da rede, por exemplo, durante picos de produção eólica.

Abdoullah Diop

A Pancontinental Energy opera a concessão petrolífera PEL 87 na Bacia do Orange com 75% de participação, em parceria com a Custos Investments (Pty) Ltd (15%) e a NAMCOR (10%). A empresa procura acelerar a exploração desta área de interesse, onde foram identificados vários campos petrolíferos.

A Pancontinental obteve uma prorrogação de 12 meses do seu bloco offshore PEL 87, localizado ao largo da Namíbia. A informação foi divulgada na quarta-feira, 18 de março, através de um comunicado à Bolsas de Valores da Austrália (ASX).

Com esta extensão, a validade do bloco de 10.970 km², concedido pelas autoridades namibianas, é prolongada até janeiro de 2027.

Segundo a empresa, a prorrogação permitirá prosseguir as atividades do projeto na Bacia do Orange, sendo acompanhada de compromissos da Pancontinental, que deverá:

• Realizar um estudo de impacto ambiental (EIA);
• Reprocessar e interpretar dados sísmicos 3D disponíveis;
• Perfurar um poço exploratório durante este período.

O diretor-geral da Pancontinental, Iain Smith, afirmou que a decisão permite à empresa concentrar-se na procura de um parceiro para um eventual acordo de farm-in, com o objetivo de avançar com o projeto até à perfuração o mais rapidamente possível.

Atrair um investidor continua a ser o principal desafio desta extensão do PEL 87. Até ao momento, os esforços da Pancontinental e dos seus parceiros não resultaram em acordo.

Em março de 2025, negociações avançadas com a empresa Woodside Energy foram interrompidas. Estava em discussão um acordo que permitiria à Woodside adquirir até 56% de participação no bloco, conforme reportado pela Agence Ecofin. Desde então, nenhum novo acordo com parceiro industrial foi anunciado para o PEL 87.

Abdel-Latif Boureima