Enquanto o Senegal visa o acesso universal à eletricidade e o aumento da participação das energias renováveis, o reforço da rede elétrica torna-se um desafio central.

As autoridades senegalesas inauguraram na quinta-feira, 22 de janeiro, em Bokhol, na região de Saint-Louis, no norte do país, a central Walo Storage, uma instalação solar de 16 MWc combinada com um sistema de armazenamento por baterias de 10 MW / 20 MWh. A cerimónia contou com a presença das autoridades administrativas locais, parceiros técnicos e financeiros, e do Diretor-Geral da Senelec, Papa Toby Gaye, representando o Ministério da Energia, do Petróleo e das Minas.

O projeto, já em operação comercial desde julho de 2025, constitui a primeira central solar com armazenamento dedicada à regulação de frequência no Senegal e uma das primeiras deste tipo na África Ocidental, segundo os promotores. Foi concebido para reforçar a estabilidade da rede elétrica, facilitar a integração de energias renováveis intermitentes e garantir o fornecimento em caso de perturbações na rede.

Desenvolvido pela Africa REN, o Walo Storage representa um investimento de 40 milhões de euros, financiado pelos acionistas do desenvolvedor e por empréstimos concedidos pela FMO e pelo EAAIF, um fundo da PIDG. O projeto está ligado à rede da Senelec e contribui para o fornecimento de eletricidade durante os períodos de pico, apoiando também a regulação de frequência.

«O Walo Storage fornece-nos uma ferramenta essencial para garantir eletricidade estável e fiável, ao mesmo tempo que contribui de forma significativa para a diversificação do nosso mix energético. Esta realização reforça o papel pioneiro do Senegal em matéria de eletrificação sustentável na África Ocidental e evidencia a nossa capacidade de colaborar com atores do setor privado e mobilizar financiamentos internacionais», afirmou Gaye aquando da entrada em operação.

A inauguração insere-se num contexto de crescimento dos projetos solares com armazenamento no Senegal. Em maio de 2025, o desenvolvedor pan-africano AXIAN Energy iniciou a construção da central NEA Kolda, um projeto solar de 60 MW associado a um sistema de armazenamento de 72 MWh, apoiado por um financiamento superior a 105 milhões de euros.

Mais geralmente, estes projetos alinham-se com os compromissos do país da Teranga no âmbito do seu Pacto Nacional para a Energia, elaborado no quadro da iniciativa Mission 300, que visa o acesso universal à eletricidade até 2029 e uma quota de 40% de energias renováveis no mix de produção até 2030.

Abdoullah Diop

Apesar da saída dos Estados Unidos e de um sistema elétrico ainda fortemente dependente do carvão, a Parceria para uma Transição Energética Justa (JETP) continua a avançar na África do Sul, graças sobretudo ao apoio renovado dos parceiros europeus.

A Alemanha reafirmou o seu compromisso com o JETP, aumentando a sua contribuição total para 2,68 mil milhões de euros, contra 986 milhões anunciados em 2021. Mais de 1,4 mil milhões de euros já foram desembolsados no âmbito de um programa previsto até 2027, indicou Rainer Baake, enviado especial alemão para o JETP, após uma visita a Pretória.

Este aumento responde a uma forte procura por subsídios e financiamentos concessionais no plano de investimento sul-africano, com grande parte destinada a projetos de energias renováveis. Estes esforços decorrem de reformas que visam abrir o setor elétrico a mais investimento privado e à concorrência.

O apoio europeu é mais amplo: o Reino Unido anunciou a 22 de janeiro de 2026 a prorrogação da sua garantia climática de 1 mil milhões de dólares à África do Sul, destinada a apoiar a reforma dos serviços municipais de eletricidade.

O objetivo principal do JETP é apoiar a África do Sul na saída gradual do carvão e acelerar a transição para uma economia de baixas emissões, integrando mais energias renováveis no mix elétrico.

Contudo, o país continua fortemente dependente do carvão. A estabilidade do sistema elétrico desde 2025 deve-se, em grande parte, ao desempenho reforçado das centrais a carvão existentes, evidenciando a dificuldade de abandonar esta fonte de energia a curto ou médio prazo.

Abdoullah Diop

Na África do Sul, o financiamento da transição energética constitui um desafio central. Face à dimensão das necessidades da sua população, o país beneficia do apoio de vários parceiros para manter o rumo em direção a fontes de energia mais limpas.

O Reino Unido anunciou finalmente, na quinta-feira, 22 de janeiro, a prorrogação da sua garantia de dívida climática no valor de 1 mil milhão de dólares a favor da África do Sul.

Segundo declarações da Alta Comissão britânica citadas pela Bloomberg, esta decisão visa permitir às autoridades implementar «o Projeto de Reforma das Empresas Municipais de Serviços Públicos (Municipal Utility Reform Project) e desenvolver outros projetos de infraestruturas de baixo teor de carbono ainda este ano».

Aprovada em 2023, a garantia deveria inicialmente expirar no final de 2025, apesar de ainda não ter sido utilizada. Ela integra a contribuição total de cerca de 1,5 mil milhões de euros (aproximadamente 1,76 mil milhões de dólares) do Reino Unido para a Parceria para uma Transição Energética Justa (JETP), concluída em 2021 durante a COP26, em Glasgow, na Escócia. Este quadro reúne a África do Sul e o Grupo de Parceiros Internacionais (GPI), composto por países desenvolvidos como o Canadá, a França, o Japão, o Reino Unido, bem como a União Europeia.

Um alívio geral

Num contexto em que a nação arco-íris já perdeu o apoio de 874 milhões de euros (cerca de 1 mil milhão de dólares) dos Estados Unidos em março de 2025, com o regresso de Donald Trump à Casa Branca, a decisão britânica representa um alívio para as autoridades sul-africanas, sobretudo porque estas estão atualmente a negociar um empréstimo de 400 milhões de dólares com o Banco Africano de Desenvolvimento (BAD), apoiado por essa garantia. Segundo o Tesouro Nacional, este financiamento municipal servirá para reduzir as perdas de água e eletricidade e modernizar as infraestruturas em quatro municípios da província de Mpumalanga, no leste do país, que concentra a maioria das minas de carvão e centrais elétricas da África do Sul.

A economia nacional continua fortemente dependente do carvão, responsável por cerca de 75% da produção de eletricidade do país. Há vários anos, organizações ambientais e financiadores internacionais multiplicam os apelos para acelerar a transição energética e reduzir essa dependência. Embora as autoridades reconheçam a urgência dessa transformação, sublinham também que o seu sucesso dependerá da mobilização de financiamentos significativos e sustentados, necessários para modernizar as infraestruturas, desenvolver as energias renováveis e apoiar os agentes económicos nesse processo.

De acordo com as estimativas oficiais, o custo de uma transição energética justa poderá atingir 74,2 mil milhões de euros, ou seja, mais de dez vezes o montante inicialmente prometido pelo Grupo de Parceiros Internacionais (GPI) no âmbito da parceria JETP. Enquanto aguarda uma maior mobilização da comunidade internacional, Pretória aposta no setor privado para desenvolver novas capacidades em energias renováveis, nomeadamente através de produtores independentes de eletricidade (IPP) envolvidos em projetos solares e eólicos.

As autoridades anunciaram igualmente, em outubro de 2025, uma revisão do Plano Integrado de Recursos Energéticos (Integrated Resource Plan – IRP), com o objetivo de orientar melhor a implantação das energias limpas e reforçar a segurança energética do país. Esta folha de rota, que exigirá um investimento total de 2.230 mil milhões de rands (cerca de 137,5 mil milhões de dólares), prevê a adição de 105.000 MW de nova capacidade de produção até 2039. Em termos detalhados, o plano contempla 5.200 MW de energia nuclear, 11.270 MW de energia solar fotovoltaica, 7.340 MW de energia eólica e 6.000 MW de centrais a gás.

Espoir Olodo

Enquanto a Sasol enfrenta tensões financeiras e avalia opções de valorização para alguns de seus ativos, o grupo sul-africano ajusta gradualmente sua estratégia industrial fora da África do Sul.

A companhia petroquímica anunciou o reinício, no final de dezembro de 2025, de sua fábrica de produção de plásticos na Louisiana (EUA), após um período de “paralisação prolongada” ocorrido no último trimestre de 2025. A informação consta nos resultados operacionais do grupo para os seis meses encerrados em 31 de dezembro de 2025, publicados na quinta-feira, 22 de janeiro.

Segundo o documento, a instalação opera no âmbito da joint venture Louisiana Integrated Polyethylene JV LLC. O site transforma hidrocarbonetos leves em polietileno, um plástico usado principalmente em embalagens, bens de consumo e equipamentos industriais, destinado ao mercado norte-americano.

A reinicialização ocorreu antes do fechamento do semestre, mas o grupo não forneceu detalhes sobre a duração exata da paralisação, suas causas técnicas ou as operações que permitiram a retomada da fábrica.

Um grande projeto industrial nos Estados Unidos

A fábrica da Louisiana integra o Lake Charles Chemicals Project, projeto industrial da Sasol nos EUA avaliado entre 12 e 13 bilhões de dólares. O complexo inclui várias unidades para produção de produtos químicos e plásticos, com capacidade anual total superior a 2 milhões de toneladas, incluindo cerca de 900 mil toneladas de polietileno.

As primeiras instalações do site entraram em operação a partir de 2019, marcando o início das atividades petroquímicas de grande escala da Sasol nos EUA. Este projeto é um dos maiores investimentos industriais da empresa fora da África do Sul, em termos de valor e capacidade de produção, comparado a outras unidades químicas na Europa e Ásia.

O site de Lake Charles opera em parceria com o grupo americano LyondellBasell, que comercializa parte do polietileno produzido. Os produtos são destinados principalmente ao mercado norte-americano, com vendas também para a América Latina.

O segmento químico representa cerca de 40 a 45% do faturamento da Sasol, juntamente com suas atividades energéticas. As instalações de Lake Charles operam sob regulamentações ambientais americanas, incluindo aquelas da EPA (Agência de Proteção Ambiental).

Estratégia da Sasol para seu ativo nos EUA

A Sasol descreve o site de Lake Charles como um ativo estratégico para enfrentar seus desafios financeiros. Em 2025, a dívida líquida do grupo era de 3,7 bilhões de dólares, contra 4 bilhões em 2024.

Em janeiro de 2025, a Agência Ecofin informou que a companhia pretendia usar a fábrica de Lake Charles para aumentar a rentabilidade e a contribuição financeira do grupo. Na época, o CEO Simon Baloyi mencionou que estudos sobre possível listagem em bolsa ou fusão da fábrica com outra entidade estavam em andamento, sem novos desdobramentos divulgados até o momento.

Abdel-Latif Boureima

Nos últimos meses, o desenvolvimento do projeto de gás Coral Norte apresentou avanços significativos. O lançamento da carcaça da instalação no estaleiro da Samsung Heavy Industries em Geoje, Coreia do Sul, é o mais recente marco do projeto.

O Banco Africano de Desenvolvimento (BAD) aprovou um financiamento de 150 milhões de dólares para o projeto Coral Norte, em desenvolvimento na costa de Moçambique, na bacia sedimentar de Rovuma. A informação foi oficializada na quinta-feira, 22 de janeiro, pela instituição financeira.

Segundo o BAD, a decisão foi tomada no dia 14 de janeiro pelo seu Conselho de Administração, durante uma reunião dedicada à análise de vários projetos de investimento no continente africano.

O financiamento, apresentado pela instituição como parte do seu apoio à segurança energética no continente, visa “apoiar o desenvolvimento do projeto”, envolvendo vários parceiros financeiros, incluindo outras instituições de financiamento para o desenvolvimento, agências de crédito à exportação e credores comerciais.

O Coral Norte alcançou várias etapas-chave nos últimos meses. No início de outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou a tomada da decisão final de investimento (FID) pelo operador italiano Eni e seus parceiros, validando um projeto avaliado em 7,2 bilhões de dólares.

A formalização desta decisão abriu caminho para o início efetivo das obras em grande escala. Em 16 de janeiro, a carcaça da unidade flutuante foi lançada no estaleiro da Samsung Heavy Industries, em Geoje, Coreia do Sul, de acordo com informações das partes envolvidas.

Segunda fase do desenvolvimento do campo Coral, após a entrada em operação do Coral South em 2022, o Coral Norte visa elevar a capacidade total do campo para cerca de 7 milhões de toneladas por ano, contra 3,4 milhões de toneladas atualmente. O projeto, cuja entrada em operação está prevista para 2028, é liderado por um consórcio composto por: Eni (50%, operador), CNPC (20%), KOGAS (10%), a companhia nacional moçambicana ENH (10%) e XRG (10%), subsidiária da ADNOC.

Abdel-Latif Boureima

Com o objetivo de estimular o desenvolvimento do setor mineiro, as autoridades congolesas adotaram várias medidas, incluindo a revisão de algumas decisões anteriores, visando aumentar as receitas fiscais.

A reforma da despesa fiscal relacionada à importação de produtos petrolíferos acabados, implementada pelo governo congolês, fortaleceu as receitas do país em 2025. Segundo um comunicado do Ministério das Finanças datado de 20 de janeiro de 2026, as receitas petrolíferas registaram um aumento de quase 1.700%, após as isenções concedidas às empresas mineiras e aos seus subcontratantes desde o final de julho.

O comunicado indica que essas receitas passaram de uma média mensal de 4,43 mil milhões de francos congoleses (aproximadamente 2 milhões de dólares) entre janeiro e julho de 2025 para 78,5 mil milhões de francos congoleses entre agosto e dezembro de 2025. No total do ano, as receitas mobilizadas atingiram 423,6 mil milhões de francos congoleses (quase 194 milhões de dólares).

«Graças a esta reforma conduzida pelo governo de forma solidária, a DGDA [Direção Geral das Alfândegas e Impostos Especiais, N.d.R.] conseguiu melhorar consideravelmente o nível das receitas mobilizadas, atingindo 6.848 mil milhões de francos congoleses (aproximadamente 3,13 mil milhões de dólares) até dezembro de 2025, contra 6.280 mil milhões de francos congoleses (cerca de 2,87 mil milhões de dólares) previstos no Plano de Tesouraria 2025 (PTR), correspondendo a uma taxa de execução de 109%», destaca o ministério.

Segundo o ministério, a despesa fiscal petrolífera havia atingido 1,6 mil milhões de dólares em 2022 e 1,1 mil milhões de dólares em 2023, representando em média 15% das receitas correntes do Estado nesses dois exercícios. Este elevado nível de subsídios, isenções e facilidades fiscais — que reduziam significativamente os recursos públicos — levou o governo a implementar a reforma da despesa fiscal relacionada à importação de produtos petrolíferos.

Na Lei de Finanças de 2025 (artigo 22), o país excluiu os combustíveis terrestres e de aviação (gasolina, querosene, gasóleo, fuel, petróleo lampante, GPL), destinados à atividade mineira ou cedidos às empresas mineiras e seus subcontratantes, do subsídio concedido pelo Estado e de todas as formas de isenção de direitos e impostos à importação, incluindo direitos aduaneiros e IVA. A decisão foi operacionalizada por um decreto interministerial assinado a 2 de maio de 2025 pelos Ministérios da Economia Nacional, das Finanças e dos Hidrocarbonetos.

A reforma entrou em vigor no final de julho de 2025, com a publicação de uma estrutura de preços específica para os combustíveis do setor mineiro, principalmente nas regiões sul e leste do país. Paralelamente, o Ministério das Finanças suspendeu algumas isenções e facilidades à importação, enquanto o Ministério dos Hidrocarbonetos reforçou as operações de controlo e rastreabilidade.

Boaz Kabeya (Bankable)

Nos últimos meses, a Sintana Energy multiplicou as iniciativas para reforçar a sua presença no offshore da Namíbia, onde as descobertas de hidrocarbonetos se sucedem desde 2022.

A canadiana Sintana Energy anunciou, na quarta-feira, 21 de janeiro, ter assinado uma carta de intenções que lhe concede exclusividade para avaliar um investimento no bloco de exploração offshore PEL 37, localizado na bacia de Walvis, ao largo da costa namibiana.

«Nos próximos meses, e graças à exclusividade obtida, levaremos a cabo os trabalhos necessários para avaliar se pretendemos prosseguir esta expansão estratégica do nosso portefólio principal», declarou Robert Bose, diretor-executivo da Sintana.

Esta exclusividade, válida até 30 de abril, permite à empresa realizar avaliações técnicas, comerciais e jurídicas, tanto sobre a licença como sobre o seu atual detentor, a Paragon Oil and Gas, que atualmente detém a totalidade do título. Para garantir este acesso prioritário, a Sintana comprometeu-se a efetuar um depósito de 1 milhão de dólares, dos quais um terço ficará definitivamente com a Paragon em caso de abandono do projeto.

O bloco PEL 37 cobre cerca de 17 295 km² e situa-se imediatamente a norte do PEL 82, outra licença offshore na qual uma entidade afiliada da Sintana já detém uma participação económica. De acordo com os termos da carta de intenções, a conclusão de um acordo definitivo faria da Sintana acionista da Paragon Oil and Gas, conferindo-lhe acesso indireto à licença PEL 37. Nesta fase, a empresa esclarece que ainda não foi tomada qualquer decisão final de investimento.

A atual aproximação da Sintana à bacia de Walvis insere-se numa presença já consolidada da empresa canadiana no offshore namibiano, onde detém vários interesses há vários anos, nomeadamente na bacia de Orange.

Nesta região, a Sintana é, em particular, parte interessada no PEL 83, no qual detém uma participação indireta de 10% através de uma estrutura local, conforme noticiado pela Agência Ecofin. Esta licença encontra-se numa nova fase de perfuração, conduzida pelo operador português Galp Energia, no âmbito dos trabalhos de exploração e avaliação geológica do potencial do bloco.

O PEL 83 constitui um dos principais pontos de exposição da Sintana no offshore da Namíbia, a par das licenças PEL 79, 82, 87, 90 e 103, segundo dados disponíveis no site da empresa.

A licença PEL 79, em particular, que cobre os blocos 2815 e 2915, é detida no âmbito de uma joint venture que envolve, entre outros, a NAMCOR, a companhia petrolífera nacional da Namíbia, e a Giraffe Energy Investments, na qual a Sintana detém uma participação indireta de 49%.

Abdel-Latif Boureima

Ao ceder 10% do projeto Baleine à companhia petrolífera nacional do Azerbaijão, SOCAR, a Eni volta a ajustar a estrutura acionista do principal desenvolvimento offshore da Costa do Marfim.

A Eni assinou, na quinta-feira, 22 de janeiro, um acordo vinculativo com a companhia petrolífera pública azerbaijana SOCAR, para a cessão de 10% da sua participação no projeto Baleine, o maior desenvolvimento offshore da Costa do Marfim. Após a conclusão desta operação, sujeita às habituais aprovações regulamentares, o grupo italiano manterá o papel de operador com 37,25% do capital, ao lado da Vitol (30%) e da empresa nacional Petroci (22,75%).

Esta transação insere-se numa rápida recomposição do capital do maior campo produtor de petróleo e gás do país e faz parte de uma estratégia mais ampla de otimização do portefólio de atividades a montante da Eni.

Partilha de riscos e otimização do portefólio

A entrada da SOCAR ocorre após a recente integração da Vitol no capital do projeto. Concluída no final de setembro de 2025, após a obtenção das autorizações necessárias, a cessão de 30% à casa de comércio suíça já tinha reduzido a participação da Eni, permitindo-lhe, ainda assim, conservar uma posição maioritária. Para o grupo italiano, o objetivo é partilhar os riscos financeiros e operacionais de um ativo já em produção, libertando simultaneamente recursos para outros desenvolvimentos a montante. O Baleine torna-se, assim, um exemplo da estratégia de gestão ativa do portefólio que a Eni conduz na Costa do Marfim.

A venda de 10% à SOCAR responde a um modelo segundo o qual a Eni procura monetizar mais cedo as suas descobertas, uma vez iniciadas as fases de desenvolvimento ou produção. Esta abordagem assenta em cessões seletivas de participações, sem pôr em causa o controlo operacional. Na Costa do Marfim, permitiu ao grupo financiar a expansão do seu portefólio offshore, que conta atualmente com dez blocos após a aquisição de novos títulos marítimos nos últimos anos.

Para além do Baleine, o acordo reflete o reforço das relações entre a Eni e a SOCAR. Em 2024, as duas empresas assinaram três memorandos de entendimento que abrangem a exploração e produção de hidrocarbonetos, a segurança energética, a redução das emissões de gases com efeito de estufa e a cadeia dos biocombustíveis. A entrada da SOCAR no principal projeto ivoiriense da Eni concretiza esta cooperação num ativo simultaneamente estratégico e simbólico.

Baleine, um ativo estruturante na estratégia energética da Costa do Marfim

Presente na Costa do Marfim desde 2015, a Eni fez do Baleine o seu primeiro grande desenvolvimento no país. Descoberto em 2021, o campo marcou um ponto de viragem para a indústria ivoiriense de hidrocarbonetos, após duas décadas sem uma descoberta comercial de grande dimensão. Colocado em produção em 2023, num prazo reduzido, é hoje o primeiro projeto de emissões líquidas zero desenvolvido em África. As fases 1 e 2 asseguram uma produção superior a 62 000 barris de petróleo por dia e mais de 75 milhões de pés cúbicos de gás por dia, sendo uma parte significativa deste gás destinada ao mercado interno para apoiar a produção de eletricidade.

O futuro do projeto joga-se agora com a fase 3, atualmente em estudo, que deverá elevar a produção para 150 000 barris de petróleo por dia e 200 milhões de pés cúbicos de gás por dia. A decisão final de investimento é esperada até ao final de 2025. Segundo os dados disponíveis, o campo deverá permanecer economicamente viável até 2059, o que o torna um pilar de longo prazo da produção nacional.

Neste momento, o Baleine representa cerca de 8% da produção diária de petróleo e gás da Costa do Marfim e ocupa um lugar central na política energética do país.

Para a Eni, a operação confirma uma estratégia de otimização das atividades a montante. Para a nação marfinense, consolida um ativo que se tornou estruturante para a sua trajetória energética e económica.

Olivier de Souza

Com Khemisset, a Emmerson ambicionava desenvolver uma mina capaz de produzir até 700 000 toneladas anuais de cloreto de potássio (MoP), com uma vida útil inicial de 19 anos. Uma perspetiva que hoje parece comprometida, à medida que o litígio com o Estado marroquino se prolonga.

Numa nota publicada na quinta-feira, 22 de janeiro, a empresa britânica Emmerson Plc anunciou o lançamento da fase inicial do processo de arbitragem instaurado contra o Estado marroquino, bem como a definição do respetivo calendário. Esta etapa marca um novo desenvolvimento no diferendo entre as duas partes em torno do projeto de Khemisset.

Os contornos de um diferendo iniciado em 2023

O braço de ferro entre as partes remonta a 2023, quando as autoridades marroquinas rejeitaram o estudo de impacto ambiental apresentado pela Emmerson Plc. A recusa foi motivada por preocupações relacionadas com o consumo de água do projeto e a sua conformidade ambiental, num contexto de crescente stress hídrico. Em resposta, a Emmerson reviu o seu plano de desenvolvimento, concebendo um novo método de exploração destinado a reduzir em 50% as necessidades de água.

Apesar destes ajustamentos, as autoridades marroquinas mantiveram o parecer desfavorável, considerando que o projeto continuava a não garantir uma utilização sustentável dos recursos hídricos. O diferendo entrou então numa nova fase em abril de 2025, quando a Emmerson anunciou a apresentação de um pedido de arbitragem junto do Centro Internacional para a Resolução de Diferendos Relativos a Investimentos (CIRDI), instituição afiliada ao Banco Mundial.

Na sua atualização mais recente, a empresa indica que um tribunal arbitral foi entretanto constituído no âmbito do processo. Uma audiência preliminar teve igualmente lugar em meados de dezembro, permitindo fixar o calendário da fase ativa da arbitragem. Atrasado ainda antes do início das obras de construção, o projeto é objeto de um pedido de indemnização por «perdas e danos» alegadamente sofridos.

Concretamente, a Emmerson considera que, através das suas decisões, Marrocos incumpriu as obrigações previstas no acordo que vincula o Reino ao Governo britânico em matéria de promoção e proteção dos investimentos. Até ao momento, as autoridades marroquinas ainda não comunicaram oficialmente sobre o processo nem sobre a arbitragem em curso.

E quanto ao futuro?

A futura mina, concebida para produzir até 700 000 toneladas de MoP por ano, um insumo essencial para a produção de fertilizantes, estava prevista para uma exploração de 19 anos, com um investimento inicial estimado em 525 milhões de dólares.

Mesmo mantendo-se estes parâmetros, o bloqueio já afetou severamente o valor do projeto. Em julho de 2025, a Emmerson anunciou uma imparidade total de 21,1 milhões de dólares, indicando que o ativo já não tinha qualquer valor contabilístico, quando anteriormente o seu valor atual líquido (VAL) tinha sido estimado em 2,2 mil milhões de dólares.

Até à data, não se sabe se os pareceres negativos relativos à licença ambiental foram acompanhados da definição de limites de consumo de água considerados aceitáveis pelas autoridades marroquinas. Paralelamente, a situação hídrica do país melhorou desde o início do diferendo. No início deste mês, Nizar Baraka, ministro marroquino do Equipamento e da Água, anunciou o fim de uma seca de mais de sete anos, graças a precipitações abundantes e a um nível de enchimento das barragens superior à média, traduzindo uma clara reposição das reservas de água em todo o Reino.

Resta saber se esta evolução poderá influenciar as discussões no âmbito do litígio entre a Emmerson e Marrocos perante o CIRDI. Por seu lado, a empresa britânica deverá apresentar o seu memorial, detalhando os argumentos contra Marrocos, até ao final do primeiro trimestre de 2026. Seguir-se-á a fase seguinte do processo, que permitirá aos representantes do Estado marroquino responder às acusações formuladas até ao momento.

Aurel Sèdjro Houenou

A Galp está a implementar uma recomposição estratégica significativa do seu modelo industrial. Ao separar a área de downstream, o grupo aposta no crescimento da sua produção petrolífera no Brasil e na Namíbia, que se tornaram pilares das suas atividades no segmento upstream.

O grupo energético português Galp vai concentrar a sua estratégia de crescimento no desenvolvimento das suas atividades de exploração e produção de petróleo na Namíbia e no Brasil. Esta orientação foi confirmada na terça-feira, 20 de janeiro, pelo co-diretor-geral do grupo, João Diogo Marques da Silva, que indicou que o upstream permaneceria excluído do projeto de reorganização industrial em curso. Ao mesmo tempo, o gigante português não exclui a eventual introdução em bolsa, a médio prazo, de uma parte das suas atividades de downstream resultantes desta reestruturação.

Cisão industrial e foco em ativos de alto valor

No início de janeiro, a Galp anunciou estar em negociações com a Moeve, uma empresa apoiada por fundos de capital de risco, para agrupar as suas atividades de refinação e distribuição em duas novas entidades. Uma seria dedicada à distribuição de combustíveis e a outra à refinação. Caso a operação se concretize, daria origem a um dos maiores complexos de refinação da Europa, com uma capacidade de processamento total de cerca de 700.000 barris por dia.

Neste esquema, a Galp manteria cerca de 20% das novas entidades, ao lado da Moeve, do fundo soberano dos Emirados Árabes Unidos, Mubadala, e do grupo norte-americano Carlyle. O acordo permanece, nesta fase, não vinculativo. Segundo a direção, uma decisão final poderá ocorrer em meados de 2026, uma vez clarificadas as valorizações. Uma eventual cotação em bolsa só seria considerada após a consolidação dos ativos, a clarificação das questões regulatórias, especialmente na distribuição, e a conclusão dos investimentos industriais.

Este reposicionamento estratégico visa preservar e valorizar um portfólio upstream que a Galp considera um motor de crescimento a longo prazo. Após o anúncio do projeto com a Moeve, alguns observadores tinham sugerido a possível alienação dos ativos upstream. A direção rejeitou essa hipótese, destacando a solidez e o potencial das suas posições em exploração e produção.

Brasil e Namíbia no centro da estratégia de crescimento

No Brasil, a Galp iniciou recentemente a produção no seu grande campo Bacalhau. O grupo antecipa um aumento de cerca de 10% da sua produção de petróleo no país em 2026, confirmando o papel central deste ativo na sua trajetória de crescimento. Na Namíbia, detém participações em blocos offshore do Orange Basin, onde recentes descobertas despertaram maior interesse da indústria petrolífera mundial. Estes ativos ainda não desenvolvidos são acompanhados de perto e constituem um pilar estratégico do grupo.

Para além destes dois mercados-chave, a Galp mantém uma abordagem seletiva na sua expansão internacional. O grupo indicou que continua atento a eventuais oportunidades em Angola, ao mesmo tempo que prossegue as suas atividades de exploração em São Tomé e Príncipe, consideradas opções de crescimento a mais longo prazo. Paralelamente, procedeu a retiradas seletivas, nomeadamente em Moçambique e na Guiné-Bissau, refletindo uma estratégia de otimização do portfólio.

Esta estratégia insere-se num contexto energético marcado por uma transição mais lenta do que o previsto. A Galp estima que a Europa continuará a depender dos hidrocarbonetos durante vários anos, justificando a manutenção de investimentos direcionados no upstream, paralelamente a uma racionalização das atividades de downstream. A médio prazo, o sucesso da cisão, a evolução da parceria com a Moeve e o fortalecimento dos ativos brasileiros e namibianos serão determinantes para a capacidade do grupo criar valor.

Olivier de Souza