Colocado em operação em 2005, Bonga é um dos principais campos petrolíferos offshore da Nigéria, com uma capacidade de produção de cerca de 225.000 barris por dia e um papel central na exportação de crude proveniente de águas profundas.

A Nigéria irá enfrentar uma redução temporária dos seus volumes de exportação de cerca de 225.000 barris por dia durante várias semanas. Este desenvolvimento, noticiado na segunda-feira, 2 de fevereiro, está relacionado com uma manutenção programada na unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) que opera o campo petrolífero offshore de Bonga.

“Esta manutenção programada visa reduzir interrupções imprevistas, melhorar a eficiência operacional e reforçar a resiliência global do ativo”, declarou Ronald Adams, diretor-geral da Shell Nigeria Exploration and Production Company Ltd (SNEPCo), operador do site.

“Prevemos retomar a produção em março, assim que os trabalhos de manutenção forem concluídos com sucesso”, acrescentou, especificando que esta operação também abrange a produção de gás natural associado, estimada em cerca de 150 milhões de pés cúbicos por dia.

Bonga, projeto estratégico do offshore nigeriano em águas profundas

Desenvolvido no bloco offshore OML 118, o campo de Bonga inclui vários poços produtores ligados por condutas e equipamentos instalados a mais de 1000 metros de profundidade no fundo do mar, de acordo com os dados técnicos do projeto.

O FPSO Bonga foi projetado para armazenar até dois milhões de barris de petróleo antes de serem carregados em navios shuttle destinados à exportação. O crude é exportado diretamente do site offshore, sem passar por instalações terrestres.

Um desenvolvimento petrolífero adjacente, chamado Bonga South West-Aparo, deverá ser implementado após mais de dez anos de incertezas. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou que a SNEPCo lançou novamente um concurso para a fornecimento de uma unidade FPSO para este projeto, com capacidade alvo de cerca de 150.000 barris por dia quando totalmente desenvolvido.

No final de janeiro, o presidente nigeriano Bola Tinubu aprovou incentivos específicos ligados a investimentos para acelerar este projeto offshore em águas profundas, situado a cerca de 120 km da costa. Segundo a presidência, estas medidas não constituem incentivos sectoriais gerais, mas estão condicionadas a novos investimentos e ao aumento efetivo da produção.

As autoridades expressaram o desejo de que o projeto alcance uma decisão final de investimento (FID) até meados de 2027. Nos últimos meses, reiteraram a ambição de elevar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027, contra 1,64 milhão de barris por dia de petróleo bruto e condensados produzidos em média nos primeiros onze meses de 2025, segundo dados oficiais. Também flexibilizaram as condições financeiras do concurso lançado em dezembro de 2025, que abrange 50 blocos petrolíferos e gasíferos.

Abdel-Latif Boureima

Durante muito tempo pilar do sistema elétrico da Zâmbia, a hidroeletricidade mostra hoje os seus limites face às incertezas climáticas. Neste contexto, as autoridades aceleram a diversificação do mix energético, com a energia solar como principal alavanca para reforçar a segurança do abastecimento.

Na Zâmbia, a diversificação do mix elétrico impõe-se agora como uma resposta direta às limitações do sistema hidroelétrico, que durante muito tempo sustentou o fornecimento de eletricidade do país e ainda fornece a maior parte da energia. Esta orientação materializou-se mais uma vez na quinta-feira, 29 de janeiro, com a inauguração pela Kiyona Energy Limited, filial da ZESCO, de um projeto solar fotovoltaico de 20 MW no campus do Natural Resources Development College (NRDC), em Mutendere, na capital Lusaca.

O projeto visa reforçar o fornecimento de eletricidade à rede nacional num país ainda marcado pela seca de 2024, que reduziu significativamente a produção hidroelétrica e, consequentemente, a oferta de eletricidade durante vários meses.

Desenvolvida num antigo aterro reabilitado, esta nova central será ligada à rede nacional. Segundo informações divulgadas durante a cerimónia, 2 MW da capacidade serão dedicados diretamente ao NRDC, garantindo fornecimento contínuo ao campus. O custo do projeto e a sua estrutura de financiamento não foram, no entanto, revelados.

Esta iniciativa integra uma dinâmica mais ampla liderada pela Kiyona Energy. Em meados de janeiro, a empresa adjudicou um contrato de compra de eletricidade à Bluesun Solar Zambia para um projeto solar distinto de 26 MW, representando um investimento estimado entre 22 e 26 milhões de dólares, com entrada em operação comercial prevista ainda este ano. A filial da ZESCO prevê também desenvolver até 300 MW de projetos de energias renováveis até 2028.

A vontade de reforçar a fiabilidade do fornecimento elétrico é determinada diretamente pelas autoridades do país. Durante a inauguração do projeto, o ministro da Energia, Makozo Chikote, declarou:

“Reconhecemos que, embora a hidroeletricidade nos tenha servido bem durante décadas, a variabilidade climática recordou-nos a urgência de diversificar o nosso mix energético e reforçar a segurança energética nacional.”

Abdoullah Diop

Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão

Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.

Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.

Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico

O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.

O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.

Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.

Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.

Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais

A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.

Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.

O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.

Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.

Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.

A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.

Reação política e continuação do projeto

Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.

Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.

A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.

Abdoullah Diop

Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão

Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.

Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.

Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico

O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.

O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.

Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.

Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.

Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais

A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.

Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.

O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.

Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.

Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.

A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.

Reação política e continuação do projeto

Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.

Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.

A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.

Abdoullah Diop

Desde há várias semanas que se registam tensões sociais no setor dos hidrocarbonetos no Gabão, evidenciadas pelo depósito de um pré-aviso de greve pelos sindicatos dos trabalhadores da indústria.

Face a estas tensões no setor petrolífero, as autoridades gabonesas decidiram reunir, por instrução presidencial, todos os operadores do setor de petróleo e gás. A iniciativa foi noticiada na quinta-feira, 29 de janeiro de 2026, pela imprensa local.

Esta medida surge num contexto em que os sindicatos que representam os trabalhadores do setor privado apresentaram um pré-aviso de greve, situação que coloca em risco potenciais perturbações num setor chave da economia gabonesa. Segundo o Banco Mundial, a indústria petrolífera representou cerca de 50% das receitas públicas e 65% das exportações nacionais em 2024.

Neste quadro, o Presidente da República, Brice Clotaire Oligui Nguema, recebeu em audiência, na quarta-feira, 28 de janeiro, os representantes sindicais. O encontro visou analisar as suas reivindicações e abrir um quadro de discussões, nomeadamente sobre a regulamentação relativa ao controlo do emprego e aos procedimentos de despedimento no setor. No final destes diálogos, a presidência anunciou encontros destinados a identificar soluções para os litígios em curso, procurando assim apaziguar o clima social e evitar uma paralisação que possa afetar a produção e as receitas públicas.

Segundo as últimas informações da imprensa local, os encontros realizaram-se na sexta-feira, 30 de janeiro, sob a égide do vice-presidente do Governo, Hermann Immongault. Estas negociações resultaram na definição de um calendário até 7 de fevereiro, enquanto as organizações sindicais mantêm o seu pré-aviso de greve.

Intenções governamentais face às fragilidades do diálogo social

As tensões sociais observadas ocorrem num contexto em que o Governo tem manifestado, nos últimos meses, a intenção de rever o enquadramento do emprego nos hidrocarbonetos. Desde outubro de 2025, foi anunciado o objetivo de reduzir a precariedade laboral no setor, com ênfase no controlo das práticas de subcontratação e nos termos contratuais. Também se abordou a aplicação mais rigorosa das normas relativas à prioridade de emprego para a mão-de-obra nacional.

Até ao momento, estas orientações foram apresentadas como metas de política pública, sem que tenha sido formalmente anunciado um novo quadro regulatório ou um calendário de implementação vinculativo.

Paralelamente, o quadro institucional para o diálogo social nos hidrocarbonetos foi relançado através da Comissão Nacional do Diálogo Social nos Hidrocarbonetos, reunindo Estado, empresas operadoras e sindicatos. Contudo, este processo revelou limitações.

Como noticiou a Agência Ecofin, em outubro de 2025, a TotalEnergies EP Gabon, um dos principais operadores do setor, não se apresentou a uma sessão desta comissão dedicada ao emprego e à subcontratação. Esta ausência foi interpretada pelos sindicatos como um sinal das dificuldades persistentes em estabelecer um diálogo social eficaz e inclusivo na indústria petrolífera.

Abdel-Latif Boureima

A Carlyle estava a ponderar a possibilidade de adquirir os ativos petrolíferos da Lukoil no estrangeiro desde meados de novembro de 2025. Na altura, o fundo norte-americano indicou que se encontrava no início de um processo para avaliar a viabilidade da operação.

Enquanto várias empresas manifestaram interesse nos seus ativos internacionais, o grupo petrolífero russo Lukoil, presente em diversos países africanos, anunciou um acordo de princípio com o fundo norte-americano The Carlyle Group para a sua venda.

Num comunicado publicado na quinta-feira, 29 de janeiro, o grupo indicou ter chegado a um acordo com a Carlyle relativo à venda da Lukoil International GmbH, a subsidiária que concentra quase todos os seus ativos fora da Rússia.

O âmbito da transação inclui os interesses da empresa, as suas instalações e operações fora da Rússia, nomeadamente em África, Europa, Médio Oriente, Ásia Central e América Latina. Os ativos localizados no Cazaquistão estão excluídos da operação, precisou a empresa.

Outro ponto importante é que o acordo com a Carlyle não é exclusivo, permitindo à Lukoil continuar a negociar com outros potenciais compradores interessados na aquisição destes ativos.

Além disso, o grupo não divulgou o montante potencial da transação nem a data prevista para a sua finalização. Segundo informações de vários meios internacionais, os ativos da Lukoil no estrangeiro estão avaliados em cerca de 22 mil milhões de USD, incluindo vários campos petrolíferos, refinarias, estações de serviço e atividades de trading.

Esta operação surge num contexto em que o grupo russo tinha previamente aceite uma oferta da Gunvor para a compra de todos os seus ativos internacionais. Uma proposta que, conforme reportou a Agência Ecofin em outubro de 2025, estava sujeita a várias condições suspensivas, incluindo a obtenção de autorização do Office of Foreign Assets Control (OFAC), o organismo norte-americano responsável pela aplicação de sanções. No início de novembro, a Gunvor retirou-se do processo, segundo a mesma fonte.

Pelo menos mais dez empresas, além da Gunvor e da Carlyle, manifestaram interesse nestes ativos. Entre elas estão as multinacionais norte-americanas Chevron e ExxonMobil, bem como empresas do Golfo, incluindo Midad Energy (Arábia Saudita) e International Holding Company (Emirados Árabes Unidos), citadas pela Reuters.

Tal como no caso da Gunvor, a transação com a Carlyle está sujeita à obtenção das autorizações regulatórias necessárias, incluindo a aprovação do OFAC, precisou a Lukoil. A finalização da operação depende desta etapa.

Abdel-Latif Boureima

Três subsidiárias industriais do grupo Dangote estão a aproveitar os planos de aumento da produção das entidades públicas do setor dos hidrocarbonetos para assegurar contratos de fornecimento de gás natural.

A 1 de fevereiro, a Dangote Refinery, a Dangote Cement e a Dangote Fertiliser assinaram acordos alargados de venda e compra de gás (GSPA) com duas subsidiárias da NNPC: a Nigerian Gas Marketing e a NNPC Gas Infrastructure Company. Estes acordos respondem ao aumento das necessidades energéticas relacionadas com os projetos de expansão industrial do grupo Dangote. Inserem-se na Visão 2030 do conglomerado, orientada para o aumento da produção e o uso de energia mais limpa.

As assinaturas ocorreram durante o lançamento oficial do NNPC Gas Master Plan 2026, realizado na sede da NNPC em Abuja. Trata-se do novo roteiro da empresa pública para desenvolver a produção de combustível e a sua utilização. Nenhuma informação foi, no entanto, divulgada sobre os volumes envolvidos ou os calendários de entrega, mas a NNPC já é um fornecedor tradicional do grupo Dangote. No ano passado, as duas entidades assinaram um acordo de extensão de 10 anos da parceria, prevendo a entrega de 100 milhões de pés cúbicos de gás por dia à refinaria do homem mais rico de África.

Segundo David Bird, diretor-geral da divisão de refinação, «estes acordos constituem uma etapa crítica na estratégia de expansão da refinaria. Permitem antecipar e garantir os volumes de gás necessários ao aumento previsto da capacidade de produção». O responsável apresenta estes contratos como uma medida proativa para assegurar o fornecimento energético requerido pelas futuras operações industriais.

Para a Dangote Cement, os acordos garantem o gás necessário ao aumento da capacidade de produção e ao desenvolvimento do gás natural comprimido (CNG) para transporte industrial. Apoiam globalmente a transição para fontes de energia mais limpas em todas as suas operações na Nigéria. Para a Dangote Fertiliser, os acordos visam assegurar o gás indispensável à expansão da capacidade de produção de fertilizantes, cuja fabricação depende diretamente do gás natural.

Um roteiro para transformar o potencial gasífero em motor industrial

O Gas Master Plan 2026 baseia-se na viabilidade comercial dos projetos e na coordenação reforçada de todo o setor gasífero. O plano parte do facto de a Nigéria dispor de uma das maiores reservas de gás de África, mas reconhece que o principal desafio é transformar estes recursos em fornecimento fiável e valor económico. Destaca a fiabilidade da oferta, a expansão das infraestruturas e a flexibilidade entre os mercados domésticos e de exportação. O gás é apresentado como o pilar da segurança energética, da industrialização e da transição energética justa do país.

O CEO da NNPC, Bashir Ojulari, que rubricou os acordos, qualificou o plano como «um roteiro orientado para a execução». Recordou que a Nigéria possui cerca de 210 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de reservas comprovadas de gás, com potencial para atingir 600 Tcf. O roteiro visa uma produção nacional de 10 mil milhões de pés cúbicos por dia até 2027 e de 12 mil milhões de pés cúbicos por dia até 2030. No primeiro semestre de 2025, a produção foi de 7,59 mil milhões de pés cúbicos por dia, segundo o regulador upstream (NUPRC).

Mais importante ainda, a estratégia prevê catalisar mais de 60 mil milhões de dólares de investimento em toda a cadeia de valor do petróleo e gás até 2030. Prioriza a otimização de custos, a excelência operacional e a conversão de recursos em reservas comercialmente exploráveis. Um foco particular foi dado ao reforço do fornecimento para produção de eletricidade, gás natural comprimido (GNC), gás de cozinha, mini-GNL e grandes consumidores industriais.

A NNPC afirma ter adotado uma abordagem mais colaborativa e centrada nos investidores para implementar o plano. Os acordos com a Dangote posicionam o grupo como um ator industrial central na estratégia nacional de gás. Fornecem uma base contratual para o desenvolvimento de infraestruturas gasíferas adicionais e refletem a vontade da Nigéria de transformar as suas reservas em motor de industrialização.

Olivier de Souza

Enquanto procura incentivar os investimentos e restaurar a confiança dos intervenientes no setor petrolífero, a Nigéria lançou, no início de dezembro de 2025, um ciclo de concursos petrolíferos. O processo ainda está em curso.

No país, o governo federal anunciou um alívio das condições financeiras de acesso ao seu concurso petrolífero. A informação foi divulgada na quarta-feira, 28 de janeiro, por vários meios de comunicação locais e internacionais, na sequência de um webinar organizado pela Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), o regulador do upstream petrolífero.

A medida diz respeito à assinatura da “signature bonus”, um pagamento inicial exigido às empresas aquando da assinatura de contratos de exploração ou produção de petróleo e gás. Este pagamento, que há alguns anos atingia cerca de 200 milhões de dólares, foi reduzido para um intervalo entre 3 e 7 milhões de dólares. Em 2024, situava-se em aproximadamente 10 milhões de dólares. Qualquer proposta deve respeitar este intervalo para ser considerada válida, segundo o regulador.

A NUPRC indicou que esta decisão foi aprovada pelo ministro do Petróleo e que se aplica aos pagamentos efetuados pelas empresas selecionadas antes da atribuição oficial das licenças.

No entanto, o regulador esclareceu que a avaliação das propostas não se baseia apenas no valor da “signature bonus”. Outros critérios, incluindo o plano de trabalho apresentado, a capacidade técnica e a estrutura de governação do candidato, também são considerados no processo de atribuição das licenças.

A redução da “signature bonus” já tinha sido mencionada em dezembro de 2025, numa declaração do regulador, que indicava que esta medida fazia parte das disposições destinadas a facilitar a participação dos investidores neste ciclo de atribuição de licenças.

Um processo organizado num contexto de queda dos investimentos

O ciclo de concursos abrange 50 blocos petrolíferos e de gás propostos para atribuição. Estes blocos estão distribuídos entre áreas onshore, águas rasas, bacias “fronteiriças” e zonas em águas profundas, segundo informações apresentadas pela NUPRC em reuniões com investidores.

As empresas interessadas devem inscrever-se na plataforma oficial do regulador, consultar os dados disponibilizados para cada bloco e submeter as suas propostas dentro dos prazos estabelecidos. Todo o processo é conduzido em formato digital.

O regulador indicou que a atribuição baseia-se num sistema de pontuação que combina critérios financeiros e técnicos. As propostas são examinadas por comités internos antes de serem validadas pelas autoridades competentes, em conformidade com o quadro regulamentar em vigor.

A NUPRC também salientou que o ciclo de concursos é supervisionado de forma independente, nomeadamente pela Nigeria Extractive Industries Transparency Initiative (NEITI), para garantir a transparência do processo.

Este ciclo ocorre num contexto marcado pela diminuição dos investimentos no setor petrolífero nigeriano nos últimos anos, segundo dados fornecidos pelas autoridades do setor. Várias companhias internacionais cederam ativos, sobretudo onshore.

Ao longo de 2025, a Nigéria não conseguiu atingir os seus objetivos de produção. O país produziu, em média, 1,64 milhões de barris por dia de crude e condensados nos primeiros onze meses do ano. O Estado pretende aumentar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027.

Abdel-Latif Boureima

A Aradel Energy fortalece a sua posição em ativos estratégicos na Nigéria graças a um financiamento do Standard Bank, ilustrando a ascensão de operadores locais face ao progressivo recuo das grandes empresas internacionais.

O Standard Bank finalizou uma linha de financiamento de 250 milhões de USD destinada a apoiar a expansão estratégica da empresa petrolífera nigeriana Aradel Energy, que explora os campos marginais onshore de Ogbele e Omerelu, bem como a licença OPL 227 em águas rasas. A operação visa, entre outros objetivos, financiar uma aquisição, refinanciar dívidas existentes e apoiar o aumento da produção dos ativos do grupo.

O principal objetivo é permitir à Aradel adquirir 40 % adicionais do capital da ND Western junto da Petrolin Trading. A participação da empresa nigeriana passará de 41,67 % para 81,67 %, conferindo-lhe controlo maioritário e poder decisório direto sobre a gestão e desenvolvimento dos ativos detidos pela ND Western.

Consolidação no Delta do Níger

A ND Western detém 45 % do bloco petrolífero OML 34, um dos ativos históricos do Delta do Níger, que produz cerca de 400 a 420 milhões de pés cúbicos por dia. A empresa possui também 50 % da Renaissance Africa Energy, envolvida na aquisição dos ativos onshore da Shell em 2024. Ao aumentar a sua participação na ND Western, a Aradel reforça mecanicamente a sua presença nestes ativos. A sua participação indireta na Renaissance passará a 53,3 %, tornando-se o acionista dominante desta entidade.

"A aquisição de participações adicionais na ND Western consolida a presença do grupo em toda a cadeia de valor do petróleo e gás, e apoia os seus objetivos de crescimento a longo prazo", afirmou Adegbite Falade, CEO da Aradel.

Recorde-se que a Aradel é um grupo energético integrado presente em upstream, midstream e downstream. Fundada em 1992 sob o nome Niger Delta Exploration & Production, a empresa iniciou em 2012 uma unidade de tratamento de gás com capacidade de 100 milhões de pés cúbicos por dia, eliminando a queima de rotina no campo de Ogbele, fornecendo gás ao mercado doméstico.

Início da transição para controlo local

Num contexto de saída gradual das grandes internacionais de ativos terrestres e de águas rasas na Nigéria, esta operação demonstra a ascensão dos produtores locais no controlo do setor petrolífero nacional, com o apoio de instituições financeiras africanas. Estes operadores revitalizam a produção em blocos há muito negligenciados, otimizam infraestruturas existentes e mobilizam financiamentos significativos para reforçar as suas operações.

Segundo os reguladores, mais de metade da produção nigeriana de crude provém agora destes operadores, contra cerca de 40 % há alguns anos. Esta dinâmica responde a políticas públicas que promovem conteúdo local e participação nacional, refletindo a vontade do gigante da África Ocidental em assegurar a soberania energética, estimulando simultaneamente a economia.

O desafio consiste em manter a produção num contexto de dificuldades operacionais, de segurança e ambientais, garantindo uma gestão sustentável dos recursos. A transição para um setor mais nacionalizado poderá transformar de forma duradoura o panorama petrolífero da Nigéria.

Olivier de Souza

A empresa sul-africana Sasol tem desempenhado, nos últimos anos, um papel chave no abastecimento energético da África do Sul através da exploração de campos de gás natural em Moçambique.

Na quarta-feira, 28 de janeiro, o grupo energético sul-africano Sasol alertou os seus clientes para um risco potencial de interrupção no fornecimento de gás natural proveniente de Moçambique. A informação foi transmitida aos clientes pela Egoli Gas, distribuidora de gás com sede em Joanesburgo, num comunicado enviado no mesmo dia.

Neste comunicado, a Egoli Gas indicou ter recebido da Sasol uma notificação formal sobre desafios operacionais decorrentes de condições meteorológicas extremas em Moçambique. Segundo a Sasol, as inundações danificaram várias estradas, complicando o transporte de recursos logísticos essenciais, incluindo o transporte de condensados associados à produção de gás.

Este alerta surge após fortes chuvas e inundações terem afetado várias regiões de Moçambique nas últimas semanas. De acordo com as autoridades e agências humanitárias, infraestruturas rodoviárias foram danificadas, tornando vários eixos intransitáveis, sobretudo nas regiões sul e central do país.

A Egoli Gas esclarece que esta notificação insere-se no âmbito de uma declaração preventiva de força maior, destinada a informar os clientes antecipadamente sobre possíveis dificuldades operacionais.

Até ao momento, não foi registada qualquer interrupção efetiva do fornecimento. A Egoli Gas indica que as entregas de gás continuam normalmente e que os clientes não foram convidados a ajustar o seu consumo. A Sasol afirmou que as suas operações de gás continuam, apesar das restrições logísticas causadas pelas intempéries, tendo sido implementadas medidas para assegurar a continuidade do serviço.

As atividades de gás da Sasol em Moçambique baseiam-se nos campos onshore de Pande e Temane, postos em produção no início dos anos 2000. Segundo a autoridade moçambicana de regulação dos hidrocarbonetos, a produção comercial de gás iniciou-se em 2004, no âmbito de um projeto transfronteiriço destinado a abastecer a África do Sul.

O gás extraído é tratado localmente na Central Processing Facility (CPF) de Temane, antes de ser exportado para a África do Sul através de um gasoduto com cerca de 865 km, ligando o sul de Moçambique ao complexo industrial de Secunda. A Sasol indica que este corredor constitui a infraestrutura central dos seus fluxos de gás transfronteiriços.

No passado, as operações da empresa já foram expostas a constrangimentos externos, nomeadamente de segurança ou logísticos. Em alguns casos, estes eventos levaram a Sasol a notificar os seus clientes sobre riscos operacionais, sem que as entregas fossem sistematicamente afetadas. Segundo a imprensa moçambicana, citando em 2024 o ex-presidente Filipe Nyusi, a Sasol exportou cerca de 2,6 mil milhões de gigajoules de gás natural dos campos de Pande e Temane para a África do Sul entre 2004 e 2024.

Abdel-Latif Boureima