O projeto petrolífero offshore Bonga South West Aparo foi relançado em meados de janeiro de 2026, após quase uma década de incertezas, e a decisão final de investimento ainda está pendente.

No Nigéria, o projeto Bonga South West Aparo aproxima-se de uma decisão final de investimento (FID) após a aprovação presidencial obtida pela companhia petrolífera estatal NNPC, noticiaram vários meios de comunicação nigerianos na quarta-feira, 11 de março.

“O presidente Bola Ahmed Tinubu aprovou um incentivo fiscal direcionado destinado a desbloquear a decisão final de investimento [FID], aguardada há muito tempo, para o projeto em águas profundas Bonga South West Aparo [BSWA]”, indica a NNPC Ltd em comunicado divulgado pela imprensa local.

Este avanço abre o caminho para a adoção da FID, etapa essencial na qual os parceiros validam oficialmente o desenvolvimento e comprometem os investimentos necessários para a produção.

Segundo estimativas do setor, este projeto, operado pela multinacional anglo-holandesa Shell através da sua subsidiária Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo), representa um investimento avaliado em cerca de 20 mil milhões de dólares.

Um projeto relançado após quase uma década de incertezas

O desenvolvimento de Bonga South West Aparo já era previsto há muito tempo. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou o seu relançamento após quase uma década de incertezas, incluindo a abertura de um procedimento de concurso para fornecimento de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO).

Localizado no bloco OML 118, o sítio visa explorar novos recursos na área offshore de Bonga, um dos principais polos de exploração em águas profundas do Nigéria. O campo produz petróleo desde 2005 através de um FPSO instalado a cerca de 120 km da foz do Delta do Níger. A instalação planejada poderá ter capacidade para produzir cerca de 150.000 barris por dia, um volume comparável ao FPSO atualmente em operação.

Uma onda de aceleração de projetos petrolíferos e gasíferos na Nigéria desde 2025

Desde 2025, vários desenvolvimentos refletem a aceleração de novos projetos no setor upstream. Segundo dados publicados em 2025 pela Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), o regulador do setor, 28 planos de desenvolvimento de campos foram aprovados, representando cerca de 18,2 mil milhões de dólares em investimentos.

De acordo com a instituição, esses projetos poderão desbloquear 1,4 mil milhões de barris de petróleo e 5,4 trilhões de pés cúbicos de gás, com potencial de produção adicional estimado em 591.000 barris e 2,1 mil milhões de pés cúbicos de gás por dia.

Paralelamente, algumas empresas internacionais relançaram os seus programas de investimento no offshore nigeriano. Em maio de 2025, a Reuters noticiou que a ExxonMobil planeava investir cerca de 1,5 mil milhões de dólares para desenvolver o campo offshore Usan, localizado no bloco OML 138.

No segmento de gás, o mesmo meio indicou em outubro de 2025 que a Shell e o seu parceiro Sunlink Energies aprovaram o desenvolvimento do campo de gás offshore HI, destinado a fornecer cerca de 350 milhões de pés cúbicos de gás por dia ao complexo Nigeria LNG.

Estes desenvolvimentos juntam-se a evoluções notáveis em outros projetos em águas profundas, incluindo o bloco petrolífero OPL 245, reorganizado em quatro perímetros atribuídos à Eni e à Shell, num contexto em que o Nigéria pretende aumentar a sua produção de petróleo para 2,5 milhões de barris por dia até ao final do ano.

Abdel-Latif Boureima

No Quénia, a procura por eletricidade está em forte crescimento. Com o aumento do consumo doméstico e comercial, a oferta precisa acompanhar para atender às necessidades atuais e futuras.

As autoridades quenianas estão à procura de consultores em transações para desenvolver e estruturar um projeto de central elétrica a gás. Segundo informações divulgadas a 11 de março pela Bloomberg, citando Alex Wachira, Secretário Principal de Energia, a unidade terá capacidade de 1.200 MW (1,2 GW).

O projeto, que exigirá um investimento de 2,9 mil milhões de USD, será construído em Dongo Kundu, Mombaça, e desenvolvido pela empresa pública de eletricidade KenGen em parceria com investidores privados.

Responder à crescente demanda elétrica

A nova central funcionará com gás natural liquefeito importado, permitindo à maior economia da África Oriental reforçar sua oferta de eletricidade. A distribuidora pública Kenya Power and Lighting Company registrou uma demanda de pico de 2.439,06 MW em 4 de dezembro de 2025, superando o recorde anterior de 2.418,77 MW de 18 de novembro.

Desde 2018, a demanda de pico aumentou cerca de 35%, impulsionada pelo crescimento do número de lares conectados, programas de ligação à rede e maior consumo residencial. A urbanização e o crescimento industrial também elevam a procura por energia para indústrias, serviços e infraestrutura, exigindo novas capacidades de produção complementares às existentes.

Segundo a Autoridade Queniana de Regulação da Energia e Petróleo (EPRA), em junho de 2025, a capacidade instalada do país era de 3.840,8 MW, dos quais 3.192 MW estavam conectados à rede nacional. O geotérmico lidera a matriz energética com 25,9%, seguido de hidroeletricidade (24%), centrais térmicas (17,2%), solar fotovoltaica (14,1%) e eólica (12%).

Fortalecer a transmissão

O governo visa alcançar 15.000 MW de capacidade instalada até 2030 e reforça o desenvolvimento do transporte eficiente de eletricidade aos centros de consumo, para reduzir cortes. Em dezembro de 2025, foi assinado um acordo de 311 milhões USD para duas linhas de alta tensão, em parceria público-privada entre a transmissora estatal KETRACO e um consórcio formado por Africa50 e Power Grid Corporation of India.

A primeira linha permitirá evacuar 300 MW de eletricidade geotérmica dos campos de Baringo-Silali, enquanto a segunda expandirá pela primeira vez a rede de alta tensão para o oeste do país, região até então com quedas frequentes de tensão e perdas técnicas elevadas.

Em fevereiro de 2026, a Kenya Power anunciou um plano de investimento de cerca de 1 bilhão de shillings (7,7 milhões USD) para modernizar e expandir a infraestrutura elétrica no oeste do país, cobrindo 11 condados, incluindo Kisumu, Homa Bay, Migori e Kakamega, com novas linhas e conclusão de projetos existentes.

Espoir Olodo

A guerra entre os Estados Unidos, Israel e o Irão perturba o abastecimento mundial de petróleo. Com as ameaças sobre o estreito de Ormuz e a redução da oferta, os preços do crude estão a subir.

Perante as tensões no abastecimento petrolífero mundial provocadas pela guerra entre os Estados Unidos, Israel e o Irão, a Agência Internacional da Energia (AIE) decidiu, na quarta-feira, 11 de março, libertar cerca de 400 milhões de barris de petróleo provenientes das reservas estratégicas dos seus países membros para estabilizar os mercados.

Aprovada por unanimidade pelos 32 países membros da organização, a medida constitui a maior libertação de reservas alguma vez coordenada pela AIE. Ultrapassa amplamente a intervenção realizada em 2022 após a invasão da Ucrânia pela Rússia, quando 182 milhões de barris foram colocados no mercado.

Os volumes provirão das reservas públicas e dos stocks detidos pela indústria sob obrigação governamental. No total, os membros da AIE dispõem de cerca de 1,2 mil milhões de barris de reservas públicas, aos quais se juntam 600 milhões de barris detidos pela indústria.

Vários países já anunciaram as suas contribuições. O Reino Unido prevê libertar 13,5 milhões de barris das suas reservas de emergência. O Japão, cujas importações de petróleo transitam em cerca de 70% pelo estreito de Ormuz, indicou que colocará no mercado 80 milhões de barris a partir de 18 de março. A Coreia do Sul prevê libertar 22,46 milhões de barris, enquanto a Alemanha contribuirá com cerca de 19,5 milhões de barris.

Esta decisão surge num momento em que a guerra iniciada no final de fevereiro entre os Estados Unidos, Israel e o Irão está a perturbar fortemente os fluxos energéticos no Médio Oriente. As ameaças iranianas contra navios que transitam pelo estreito de Ormuz — uma passagem estratégica por onde circula cerca de um quinto do petróleo e do gás mundial — reduziram a atividade marítima e retiraram quase 15 milhões de barris por dia do mercado, segundo a AIE.

A tensão repercutiu-se rapidamente nos mercados petrolíferos. O preço do Brent ultrapassou os 119 dólares por barril no início da semana, um nível inédito desde 2022, antes de recuar para cerca de 90 dólares após o anúncio da libertação das reservas.

Apesar da sua dimensão, a intervenção poderá ter um efeito limitado. Os 400 milhões de barris representam cerca de quatro dias da produção mundial e o equivalente a aproximadamente 16 dias dos volumes habitualmente transportados pelo Golfo, segundo estimativas de analistas.

Neste contexto, a evolução dos preços dependerá em grande medida da duração das perturbações no estreito de Ormuz e da capacidade dos atores internacionais para garantir a segurança desta rota marítima essencial para o abastecimento energético mundial.

Olivier de Souza

A Tunísia tem feito da energia solar uma das opções prioritárias para enfrentar os desafios energéticos do país, enquanto as energias renováveis ainda têm uma presença limitada na matriz elétrica.

O grupo norueguês Scatec lançou oficialmente a fase de operação comercial da central solar de Sidi Bouzid, localizada a cerca de 260 km a sul da capital tunisina, anunciou a empresa na terça-feira, 10 de março.

O projeto, desenvolvido em parceria com a Aeolus, possui uma capacidade de 60 MW, com a Scatec detendo 51% e a Aeolus 49%. A eletricidade produzida será vendida ao Estado através da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG), com quem foi firmado um contrato de compra de energia (PPA) em maio de 2025.

A central de Sidi Bouzid integra um portfólio de projetos solares da Scatec na Tunísia, incluindo outro projeto fotovoltaico de cerca de 60 MW em Tozeur, obtido no mesmo processo de licitação, cuja operação comercial está prevista para o primeiro semestre deste ano.

Juntas, as centrais de Sidi Bouzid e Tozeur deverão produzir cerca de 288 GWh de eletricidade por ano, permitindo uma redução anual estimada de mais de 115.000 toneladas de CO₂, segundo projeções da Scatec.

Outros projetos para reforçar as renováveis

Além de Sidi Bouzid e Tozeur, a Scatec desenvolve outros projetos fotovoltaicos na Tunísia, incluindo um contrato de compra de eletricidade de 25 anos para uma central de aproximadamente 120 MW em Tataouine, no sul do país.

Estes investimentos fazem parte da estratégia energética tunisina, que pretende aumentar a participação das energias renováveis para 35% da matriz elétrica até 2030. Em 2023, representavam apenas cerca de 3,8% da produção elétrica, de acordo com a International Energy Agency, numa matriz ainda dominada pelo gás natural, responsável pela maior parte da produção.

Abdel-Latif Boureima

O interesse pela energia nuclear civil está a crescer a nível mundial. Segundo a World Nuclear Association (WNA), 38 países já apoiaram a declaração lançada na COP28 que visa triplicar a capacidade nuclear mundial até 2050, uma dinâmica na qual se inserem o Egito e o Marrocos.

Durante a segunda Cimeira Mundial da Energia Nuclear, realizada na terça-feira, 10 de março, em Paris, o Egito e o Marrocos afirmaram a sua ambição de integrar esta fonte no seu mix energético respetivo. As declarações oficiais dos representantes destes dois países do Norte de África demonstraram a sua vontade de desenvolver ou explorar o uso civil da energia nuclear.

O encontro, organizado pela França em cooperação com a Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA), reuniu dirigentes e representantes de mais de 60 países para discutir o papel desta tecnologia na transição energética global. Esta cimeira ocorre num contexto de renovado interesse pela energia nuclear civil, que representa cerca de 10% da produção mundial de eletricidade, segundo a World Nuclear Association (WNA).

A energia nuclear para consolidar a estratégia energética egípcia

O Cairo destacou o progresso do seu programa nuclear civil, centrado na central de El-Dabaa, com uma capacidade total de 4800 MW. Segundo o ministro da Eletricidade e das Energias Renováveis, Dr. Mahmoud Esmat, o vaso do reator da primeira unidade já foi instalado, enquanto os dispositivos de segurança foram implementados para a 3.ª e 4.ª unidades. O ministro referiu que o país obteve autorização para construir uma instalação de armazenamento de combustível nuclear usado e que os trabalhos continuam nas quatro unidades do local.

O responsável egípcio sublinhou que a energia nuclear é um elemento-chave da estratégia energética nacional, visando reforçar a estabilidade do sistema elétrico e apoiar projetos de interligação regional, nomeadamente com a Arábia Saudita. Uma avaliação de viabilidade com a Europa, através da Grécia, encontra-se em fase de estudo. Destacou ainda o papel do Egito na formação de técnicos africanos na área nuclear, no âmbito de programas de cooperação com a AIEA e o mecanismo africano AFRA.

«O Egito continua as suas atividades de investigação e desenvolvimento nas áreas de utilizações pacíficas da energia e aplicações nucleares, de acordo com a visão do Egito para 2030», concluiu.

Um prolongamento natural para o Marrocos

O Reino do Marrocos destacou, por sua vez, a integração gradual da energia nuclear civil na sua estratégia energética. Intervindo na cimeira, o chefe do Governo, Aziz Akhannouch, afirmou que esta opção se insere na continuação da estratégia energética lançada em 2009, baseada na diversificação do mix energético, no desenvolvimento das energias renováveis e na segurança energética.

«No final de 2025, as energias renováveis representavam mais de 46% da capacidade instalada do nosso sistema elétrico, e alcançaremos 52% antes de 2030», afirmou, citado pela imprensa local.

Segundo Akhannouch, a energia nuclear civil poderá abrir novas perspetivas para o país, nomeadamente na produção de hidrogénio verde, na dessalinização de água do mar e na medicina nuclear. Referiu também que os depósitos de fosfato do Reino contêm quantidades significativas de urânio natural, o que poderá reforçar o interesse estratégico do Marrocos nas discussões internacionais sobre esta tecnologia.

Rumo a uma generalização no continente africano?

Para além do Norte de África, o interesse pela energia nuclear civil manifesta-se também em vários países da África Subsariana. A África do Sul continua a ser, até ao momento, o único país africano com uma central nuclear em operação. Outros Estados, como o Gana, o Burquina Faso ou o Ruanda, demonstraram recentemente interesse nesta tecnologia, explorando soluções baseadas em pequenos reatores modulares, uma nova geração de instalações nucleares de pequena dimensão.

Abdoullah Diop

Enquanto a Nigéria procura reduzir a sua dependência dos combustíveis importados, as autoridades parecem aplicar de forma mais rigorosa as regras do código petrolífero, que prevê que as importações só devem ocorrer quando a produção local for insuficiente para satisfazer a procura.

Segundo informações divulgadas na quarta-feira, 11 de março, pelos meios de comunicação locais, o regulador nigeriano do setor petrolífero a jusante, a Nigerian Midstream and Downstream Petroleum Regulatory Authority (NMDPRA), suspendeu pelo segundo mês consecutivo a emissão de licenças de importação de gasolina, sinalizando uma vontade crescente de privilegiar o abastecimento doméstico. Os dados do regulador mostram que nenhuma licença de importação foi concedida em fevereiro.

Além disso, a associação dos refinadores locais, a Crude Oil Refiners Association of Nigeria (CORAN), confirmou que nenhuma autorização foi concedida até agora no mês de março. A entidade, que há vários anos apela às autoridades para limitarem as importações consideradas prejudiciais à rentabilidade das refinarias domésticas, saudou a decisão do regulador. O seu porta-voz, Eche Idoko, considera que qualquer medida destinada a proteger a produção local constitui uma evolução positiva para o setor, sublinhando, contudo, que o principal desafio será manter esta orientação ao longo do tempo.

Esta decisão baseia-se nas disposições do código petrolífero de 2021, que autoriza a importação de combustíveis apenas quando a produção local não é suficiente para satisfazer a procura nacional. Segundo dados do regulador, os volumes disponíveis no mercado interno foram considerados suficientes para responder às necessidades do país.

O consumo médio diário de gasolina na Nigéria atingiu 56,9 milhões de litros por dia em fevereiro de 2026, contra 60,2 milhões de litros em janeiro. Ao mesmo tempo, a Dangote Group forneceu 36,5 milhões de litros de gasolina e cerca de 8 milhões de litros de diesel ao mercado local durante o mês. Com base nesses volumes, o regulador considerou que a produção doméstica permitia limitar o recurso às importações. Além disso, durante o mês de fevereiro, a refinaria atingiu a sua capacidade total de processamento de 650 000 barris por dia.

A suspensão das licenças representa uma mudança em relação à posição defendida pelo antigo dirigente da autoridade reguladora, que considerava que a continuidade das importações era necessária para manter a concorrência no mercado e evitar que um único operador dominasse o abastecimento do país.

A questão do equilíbrio entre produção local e importações continua, no entanto, sensível num país que durante muito tempo exportou petróleo bruto enquanto importava a maior parte dos seus produtos refinados. O desenvolvimento de novas capacidades de refinação, nomeadamente com a refinaria do Dangote Group, está a alterar progressivamente este equilíbrio e a levar as autoridades a ajustar a sua política de abastecimento.

Olivier de Souza

As tensões no Estreito de Ormuz, provocadas pela escalada militar entre Irã, Estados Unidos e Israel, estão causando um choque significativo nos mercados petrolíferos globais. Nesse contexto, o Egito tenta tirar proveito da situação.

O Cairo busca se estabelecer como uma plataforma alternativa para exportação de petróleo do Golfo, enquanto o estreito, um dos principais corredores energéticos mundiais, encontra-se praticamente paralisado. As autoridades egípcias ofereceram a empresas internacionais a locação de cerca de dez instalações de armazenamento de petróleo localizadas no Mar Vermelho.

O objetivo é atrair cargas provenientes de Arábia Saudita, Kuwait, Iraque e Qatar, cujas exportações têm sido fortemente impactadas pela instabilidade na região do Golfo.

O papel estratégico do oleoduto Sumed

Paralelamente, o Egito destacou recentemente uma de suas principais vantagens logísticas: o oleoduto Sumed, que conecta o terminal de Ain Sokhna, no Mar Vermelho, ao porto de Sidi Kerir, no Mediterrâneo. Essa infraestrutura permite transportar petróleo que chega pelo Mar Vermelho para os mercados europeus e mediterrâneos sem depender integralmente do Canal de Suez.

A estratégia egípcia surge em um momento de grandes perturbações no comércio global de petróleo. O Estreito de Ormuz, por onde normalmente circula cerca de 20% do petróleo consumido no mundo, está praticamente bloqueado devido ao conflito em curso.

Os produtores do Golfo já buscam adaptar suas rotas logísticas. A Arábia Saudita, maior exportadora mundial de petróleo, redireciona parte de suas exportações para o Mar Vermelho por meio de seus próprios oleodutos e aumenta os embarques a partir do porto de Yanbu. Além disso, o reino colocou no mercado spot vários milhões de barris, uma medida incomum que evidencia a dificuldade em escoar volumes no contexto atual.

Impacto nos preços do barril

Essas perturbações geraram forte pressão sobre os preços do petróleo. Na abertura da sessão asiática de segunda-feira, 9 de março, o Brent atingiu cerca de 117 dólares por barril, registrando uma alta diária de aproximadamente 27%, o maior avanço desde o final dos anos 1980. O WTI, petróleo americano, seguiu trajetória semelhante, superando 116 dólares por barril.

O aumento se explica pelo receio de um choque de oferta significativo. Analistas alertam que a crise atual poderia representar o maior choque de oferta desde a década de 1970, caso as perturbações no Golfo se prolonguem.

Oportunidade econômica e estratégica para o Egito

Para o Cairo, a questão é tanto econômica quanto estratégica. A locação de instalações de armazenamento e o uso ampliado do oleoduto Sumed podem gerar receitas adicionais, além de reforçar a ambição do país de se tornar um hub energético regional, já consolidada no setor de gás natural no Mediterrâneo Oriental.

O alcance desse papel dependerá da evolução das tensões no Oriente Médio. Se o Estreito de Ormuz continuar perturbado, as rotas alternativas via Mar Vermelho e Mediterrâneo poderão ganhar importância crescente na organização do comércio petrolífero mundial.

Olivier de Souza

Após a circulação de alertas falsos de escassez nas redes sociais, a empresa pública PETROSEN Trading & Services confirmou, no domingo, 8 de março, que o fornecimento de gás, gasolina e gasóleo no Senegal continua normalmente. A Direção-Geral da companhia emitiu um comunicado oficial após a divulgação de uma mensagem que anunciava, de forma errada, uma iminente falta de combustíveis no país.

No comunicado, a holding esclareceu que um «falso comunicado, amplamente difundido nas últimas horas nas redes sociais e em alguns canais de mensagens, anuncia erroneamente uma suposta escassez iminente de gás, gasolina e gasóleo no Senegal» e reforçou que «o sistema nacional de importação, armazenamento e distribuição funciona normalmente». PETROSEN destacou que não há perturbações no abastecimento de produtos petrolíferos e gás até o momento.

A empresa recomendou à população que se informe apenas pelos seus canais oficiais e pelos canais do Ministério da Energia, Petróleo e Minas do Senegal sobre qualquer informação relacionada ao setor.

Contexto internacional delicado

O esclarecimento ocorre em um momento de tensão geopolítica no Médio Oriente, que mantém os mercados energéticos em alerta. Segundo a Direção-Geral do Tesouro francês, em 2025, cerca de 20 milhões de barris de petróleo e derivados transitaram diariamente pelo estreito de Ormuz, passagem estratégica sujeita a tensões regionais. Uma interrupção prolongada nesse corredor poderia afetar os fluxos energéticos globais. A BloombergNEF estima que tal situação poderia impactar até 16% do comércio mundial de produtos petrolíferos.

Para o Senegal, essa incerteza reforça a importância econômica das importações de combustíveis. De acordo com a Nota de Análise do Comércio Exterior – edição 2024 da Agência Nacional de Estatística e Demografia (ANSD), os produtos petrolíferos acabados representaram 22,2% das importações totais do país em 2024, enquanto os óleos brutos de petróleo corresponderam a 6,9% do valor das compras externas de mercadorias. O documento também destaca a dependência do país do mercado internacional, com fornecedores como Rússia, Estados Unidos e Emirados Árabes Unidos, todos envolvidos nas atuais dinâmicas geopolíticas.

Neste contexto, garantir a segurança do abastecimento continua a ser um desafio central para o Senegal. O desenvolvimento da produção petrolífera nacional e o início do refino local, iniciado em 2025, podem, a longo prazo, contribuir para fortalecer a segurança energética do país.

Abdoullah Diop

A aquisição de terras relacionada ao projeto petrolífero em Uganda tem gerado controvérsias. Vários processos judiciais foram movidos nos últimos anos contra o grupo francês TotalEnergies, alguns dos quais ainda estão em andamento.

O desenvolvimento do projeto Tilenga em Uganda envolveu a aquisição de terras de 4.954 famílias nos distritos de Buliisa, Hoima e Kikuube, situados na região do Lago Alberto, de acordo com um relatório independente divulgado pela TotalEnergies.

A avaliação foi realizada pelo gabinete canadense Land & People Planning Ltd. e publicada em 6 de março pela TotalEnergies. O estudo analisa a implementação do programa de compensação e reassentamento ligado ao projeto Tilenga. O documento indica que 2.108 acres de terra (cerca de 850 hectares) foram adquiridos entre 2022 e o final de 2024 para permitir a execução do projeto.

Entre os lares afetados, 205 residentes principais foram reassentados em habitações construídas no âmbito do programa, segundo o relatório. A grande maioria dos acordos de compensação fundiária também foi finalizada, com mais de 99% das famílias assinando e recebendo suas compensações.

O relatório menciona ainda que 100% das habitações destinadas aos reassentados foram construídas e entregues aos beneficiários. As autoridades ugandesas e os operadores do projeto continuam implementando programas para apoiar os meios de subsistência das populações afetadas.

Aquisição de terras contestada por ONG e comunidades

Essa situação ocorre num contexto em que o programa de aquisição de terras ligado ao projeto Tilenga recebeu críticas de organizações não governamentais (ONG) e de algumas comunidades locais. Em 2019, várias ONG, incluindo Les Amis de la Terre, levaram o caso à justiça francesa para contestar os projetos Tilenga e o oleoduto East African Crude Oil Pipeline (EACOP). O processo baseou-se na lei francesa de 2017 sobre dever de vigilância, que exige que grandes empresas identifiquem e previnam riscos sociais e ambientais relacionados às suas atividades no exterior.

Os demandantes acusavam a multinacional francesa de não ter implementado medidas suficientes para prevenir impactos sobre as populações locais e o meio ambiente em torno do Lago Alberto. Em fevereiro de 2023, o tribunal judicial de Paris considerou a primeira queixa inadmissível por questões processuais, sem se pronunciar sobre o mérito das acusações.

No final de junho de 2023, a Reuters informou que um novo processo foi iniciado em um tribunal civil em Paris por várias organizações e membros das comunidades afetadas pelos projetos Tilenga e EACOP. Segundo Les Amis de la Terre, 26 moradores afetados solicitam compensação, principalmente pela perda de acesso às suas terras ou danos a algumas habitações. Este segundo processo ainda está em análise pela justiça francesa.

EACOP, elo chave para a exportação do petróleo ugandense

O projeto Tilenga é um dos principais desenvolvimentos petrolíferos de Uganda. Ele prevê a exploração de seis campos na região do Lago Alberto e a perfuração de cerca de 400 poços de petróleo, segundo a TotalEnergies e seus parceiros CNOOC e Uganda National Oil Company (UNOC).

O petróleo bruto extraído pelo projeto Tilenga será transportado para os mercados internacionais através do oleoduto East African Crude Oil Pipeline (EACOP). Com cerca de 1.443 km de extensão, o oleoduto ligará os campos petrolíferos do Lago Alberto ao porto de Tanga, na Tanzânia, para exportação do petróleo ugandense.

Em fevereiro de 2026, a Agence Ecofin reportou que a construção do oleoduto estava aproximadamente 80% concluída. De acordo com declarações oficiais citadas pela mesma fonte, Tanzânia e Uganda planejam o primeiro carregamento de petróleo até julho de 2026. Ambos os países reafirmaram esse objetivo após conversas entre a presidente tanzaniana Samia Suluhu Hassan e o presidente ugandense Yoweri Museveni.

Abdel-Latif Boureima

No final de dezembro de 2021, a Savannah Energy tinha obtido das autoridades nigerinas uma extensão de 10 anos dos seus direitos de exploração petrolífera sobre um perímetro de cerca de 13.000 km² na bacia de Agadem. O período inicial de quatro anos chegou agora ao fim.

As autoridades nigerinas decidiram não prorrogar a duração dos contratos de exploração petrolífera detidos pela Savannah Energy na bacia de Agadem, região chave do Níger onde se concentram a maioria das atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos do país.

A decisão foi anunciada após o Conselho de Ministros, realizado a 3 de março, e diz respeito aos blocos de exploração R1, R2, R3 e R4 detidos pela companhia britânica no âmbito do contrato de partilha de produção (PSC) R1234, cobrindo mais de 13.000 km².

Esta medida surge na sequência de um pedido apresentado pela Savannah Energy Níger, filial local da empresa, junto dos serviços competentes do Ministério do Petróleo, em conformidade com a extensão de 10 anos dos direitos de exploração concedida em dezembro de 2021.

Na altura, a Autorização Exclusiva de Pesquisa concedida à companhia previa um período inicial de 4 anos, acrescido de duas possíveis extensões de 2 anos, sendo que uma destas durações poderia ainda ser prolongada por mais dois anos.

Após análise do pedido, ao fim do período inicial, concluiu-se que certas obrigações previstas no contrato de partilha de produção não tinham sido cumpridas pela Savannah Energy Níger.

As autoridades mencionam, nomeadamente, falhas “sob vários aspetos” relacionadas com as obrigações contratuais e regulamentares do Programa de Trabalho Mínimo associadas às licenças de exploração, sem especificar detalhadamente quais.

O que acontecerá a estes blocos?

O não prolongamento de um contrato de exploração normalmente resulta na perda dos direitos do operador sobre o bloco. Neste caso, as licenças retornam ao Estado, que poderá decidir reatribuí-las a outras empresas através de um novo concurso público.

Situações semelhantes já ocorreram em diversos países africanos produtores. No Nigéria, o governo federal anunciou em abril de 2021 a revogação de quatro licenças petrolíferas detidas pela Addax Petroleum por não desenvolvimento dos campos. As autoridades explicaram que a empresa não cumpriu as suas obrigações contratuais, segundo informações da Reuters.

No Gana, o Estado entrou em litígio com a empresa britânica Tullow Oil sobre obrigações fiscais relacionadas às operações petrolíferas. O caso foi levado à Câmara de Comércio Internacional, e em janeiro de 2025 o tribunal arbitral deu razão à Tullow Oil, isentando a companhia do pagamento de 320 milhões de dólares em impostos, segundo a Reuters.

Outros casos também deram origem a processos de arbitragem internacional. No Nigéria, a Interocean Oil Development Company contestou junto do CIRDI medidas das autoridades relativas a direitos sobre licenças petrolíferas, num litígio ligado à exploração de petróleo.

A Savannah Energy ainda não reagiu à decisão das autoridades nigerinas. Paralelamente, a companhia está envolvida em projetos de duas centrais solares fotovoltaicas com capacidade combinada máxima de 200 MW, em acordo assinado com o governo nigerino em maio de 2023.

Abdel-Latif Boureima