Na África do Sul, os contratos de eletricidade renovável celebrados diretamente entre produtores independentes e empresas estão a multiplicar-se. Este modelo contribui para o crescimento das energias renováveis e para a transição da indústria para um modelo de baixa emissão de carbono.

A crescente procura de eletricidade renovável por empresas sul-africanas continua a impulsionar o desenvolvimento de novas capacidades de produção no país. Num comunicado publicado na sexta-feira, 6 de março, o desenvolvedor norueguês Scatec confirmou esta tendência, anunciando que a sua plataforma conjunta Lyra Energy atingiu o fecho financeiro e iniciou a construção da central solar Thakadu, com uma capacidade de 255 MW.

O projeto, que será construído em duas fases, baseia-se em contratos de compra de eletricidade (PPA) celebrados com clientes comerciais e industriais. A construção da primeira fase já começou, enquanto a segunda deverá iniciar-se no segundo semestre de 2026. A entrada em operação comercial da primeira fase está prevista para o primeiro semestre de 2027.

O investimento total está estimado em cerca de 4 mil milhões de rands sul-africanos, equivalentes a aproximadamente 240 milhões de dólares. O financiamento combina dívida de projeto sem recurso e capital próprio aportado pelos acionistas. O Standard Bank of South Africa atua como credor principal. A Scatec será responsável também pelos serviços de engenharia, fornecimento e construção, bem como pela gestão de ativos e operação e manutenção do projeto.

«Trata-se de um passo importante para a Lyra Energy e o projeto Thakadu. Com a assinatura de contratos com o setor privado e o financiamento assegurado, o projeto está bem posicionado para a construção e entrega», afirmou Terje Pilskog, CEO da Scatec.

Esta dinâmica reflete-se em diversos setores económicos do país. No início de março, o desenvolvedor sul-africano Anthem anunciou o fecho financeiro do projeto solar Notsi, de 475 MW, destinado ao mercado comercial e industrial via wheeling (transporte de eletricidade pela rede pública). Empresas como Redefine Properties e o grupo mineiro Glencore também assinaram, nos últimos anos, contratos de fornecimento de eletricidade renovável a longo prazo, distribuída pela rede da Eskom.

Estes acordos ilustram a expansão de contratos diretos entre produtores independentes e grandes consumidores de eletricidade, especialmente nos setores mineiro e de serviços. Esta nova dinâmica acelera diretamente a transição energética do país, mesmo que a rede pública continue amplamente dependente de energias fósseis, sobretudo o carvão.

Abdoullah Diop

O Azerbaijão procura expandir a sua presença no continente africano, tendo a Costa do Marfim sido, até agora, o primeiro país onde esta estratégia se concretizou.

Costa do Marfim e Azerbaijão iniciaram discussões sobre possíveis projetos nos setores de petróleo e gás. Os encontros decorreram em Abidjan, entre responsáveis marfinenses e uma delegação oficial de Bacu, liderada pelo vice-ministro dos Negócios Estrangeiros do Azerbaijão, Yalchin Rafiyev, com a participação do presidente da companhia nacional de petróleo SOCAR, Rovshan Najaf.

Durante esta reunião, relatada na sexta-feira, 6 de março, por vários meios de comunicação internacionais, os representantes azerbaijaneses reuniram-se com membros do Ministério das Minas, Petróleo e Energia da Costa do Marfim e com responsáveis da empresa nacional PetroCI. As discussões focaram-se nas possibilidades de cooperação no setor energético, incluindo a implementação de projetos conjuntos de petróleo e gás.

Para além destes projetos, os encontros abordaram oportunidades de investimento no setor energético marfinense e questões relacionadas com a segurança energética do país.

O projeto petrolífero e gasífero Baleine também foi discutido. Este campo offshore é um dos principais projetos energéticos atualmente explorados na Costa do Marfim. No final de janeiro, a Eni assinou um acordo vinculativo com a SOCAR, que adquiriu 10% da participação detida pela multinacional italiana, tornando-se parceira da Vitol (30%) e da PetroCI (22,75%), enquanto os restantes 37,25% permanecem com a operadora Eni.

Uma série de acordos energéticos entre Bacu e países africanos

Estas discussões ocorrem no contexto de um reforço gradual das parcerias energéticas do Azerbaijão com vários países africanos. Nos últimos meses, Bacu tem multiplicado iniciativas para desenvolver cooperação em exploração, produção e infraestruturas petrolíferas e de gás.

Em abril de 2024, a SOCAR assinou um acordo com a companhia nacional de petróleo do Congo, visando cooperação em refinação e outras atividades do setor downstream, incluindo trocas de expertise técnica e avaliação de projetos industriais ligados à transformação de hidrocarbonetos.

Em março de 2025, Bacu iniciou discussões com a Somália sobre cooperação energética, abrangendo exploração e desenvolvimento de recursos de petróleo e gás, resultando num memorando de entendimento sobre partilha de expertise e desenvolvimento potencial de projetos no setor de hidrocarbonetos.

Segundo informações da Agência Ecofin, em abril de 2025, o Azerbaijão também discutiu com o Egito o reforço da cooperação em hidrocarbonetos, incluindo exploração, produção e investimentos no setor energético.

Abdel-Latif Boureima

Impulsionadas por investidores institucionais, as plataformas privadas de produção de eletricidade renovável multiplicam os projetos destinados ao fornecimento direto de empresas, ajudando a acelerar a implantação de novas capacidades energéticas na África do Sul.

O desenvolvedor sul-africano Anthem anunciou na quinta-feira, 5 de março, a conclusão do financiamento do projeto Notsi Solar PV, com capacidade de 475 MWac (620 MWdc), na província do Free State. Segundo a empresa, trata-se atualmente do maior projeto de energia solar fotovoltaica do país.

Desenvolvido em parceria com o Reatile Group, o projeto fornecerá eletricidade ao setor comercial e industrial por meio de um modelo de wheeling, que utiliza a rede existente para transportar a eletricidade até os clientes. Contratos de compra de eletricidade foram firmados com a Discovery Limited e o NOA Group por um período superior a 20 anos.

O projeto se estenderá por mais de 1000 hectares e incluirá cerca de 860.000 painéis solares. Sua produção anual é estimada em 1,5 milhão de MWh, o equivalente ao consumo de 140.000 residências, segundo a Anthem.

O financiamento por meio de dívida está sendo garantido por um consórcio que inclui Standard Bank, Nedbank Corporate and Investment Banking, Absa, Vantage Capital e ThirdWay Partners. A construção será realizada por uma joint venture entre CEEC e NWEPDI. A Anthem informa que será responsável pela gestão dos ativos durante as fases de construção e operação, antes de assumir as operações e a manutenção a partir do terceiro ano.

Este anúncio ocorre enquanto a Anthem acelera o desenvolvimento de suas infraestruturas renováveis no país. Em fevereiro, a empresa também energizou a subestação Gamma B Main Transmission Substation, destinada a conectar três parques eólicos, totalizando 420 MW, à rede nacional, também através do wheeling.

Lançada oficialmente em setembro de 2025, a Anthem reúne a African Clean Energy Developments (ACED) e a EIMS Africa sob a gestão do fundo IDEAS, administrado pela AIIM, com o apoio do Mahlako Energy Fund e do Norfund. A plataforma possui um portfólio seguro de mais de 2,7 GW de projetos renováveis na África do Sul.

Abdoullah Diop

Historicamente, o pipeline SUMED serviu como uma rota logística alternativa para transportar petróleo do Golfo para o Mediterrâneo quando, por razões logísticas, alguns petroleiros não conseguem atravessar o Canal de Suez.

Diante das perturbações causadas pela nova guerra no Oriente Médio, as autoridades egípcias propõem usar o pipeline SUMED para facilitar o transporte de petróleo saudita para a Europa.

Segundo informações divulgadas em 3 de março pelo Pipeline Journal, Cairo destaca essa infraestrutura como uma rota de trânsito para o petróleo bruto enviado da Arábia Saudita. O oleoduto atravessa o Egito, entre o terminal de Ain Sokhna, no Mar Vermelho, e o de Sidi Kerir, na costa mediterrânea.

Na configuração proposta, o petróleo carregado no porto saudita de Yanbu, na costa oeste do reino, seria transportado por petroleiros até o terminal de Ain Sokhna. O petróleo bruto seria então transferido para o pipeline antes de ser bombeado para o Mediterrâneo, ao longo de cerca de 320 quilômetros, até Sidi Kerir, perto de Alexandria.

De acordo com os dados técnicos disponíveis, a infraestrutura operada pela Arab Petroleum Pipelines Company tem uma capacidade de cerca de 2,5 milhões de barris por dia. Esta empresa é detida por um consórcio que reúne o Egito, a Arábia Saudita, os Emirados Árabes Unidos, o Kuwait e o Qatar.

De acordo com Asharq Al-Awsat, o oleoduto já é utilizado para transportar petróleo bruto do Golfo para o Mediterrâneo quando alguns petroleiros ultrapassam a capacidade do Canal de Suez. Esta proposta surge em um contexto de tensões persistentes que afetam o transporte marítimo no Mar Vermelho, uma rota essencial para o comércio de energia entre o Oriente Médio e a Europa.

Desde o final de 2023, vários navios mercantes foram alvo de ataques na região por rebeldes houthis do Iémen. Esses ataques visaram embarcações transitando perto do estreito de Bab el-Mandeb, um ponto estratégico que conecta o Oceano Índico ao Canal de Suez. Segundo a Reuters, esses incidentes levaram várias companhias marítimas e energéticas a adaptar suas rotas na região.

Algumas empresas optaram por desviar seus navios ao redor do Cabo da Boa Esperança, ao sul da África. Essa opção aumenta em milhares de quilômetros as rotas entre a Ásia, o Oriente Médio e os mercados europeus, elevando os custos de transporte e os prazos de entrega.

Abdel-Latif Boureima

Após vários anos de paralisação devido à situação de segurança no norte do país, Moçambique procura acelerar o desenvolvimento de seus projetos de gás natural liquefeito (GNL), cuja decisão final de investimento está aguardada.

O governo moçambicano criou um comité interministerial para supervisionar as modificações nos planos de desenvolvimento dos projetos Golfinho/Atum (Área 1) e Rovuma LNG (Área 4), localizados na bacia do Rovuma, ao largo da província de Cabo Delgado. A medida foi aprovada durante a 6ª sessão ordinária do Conselho de Ministros, realizada no dia 3 de março.

Segundo os detalhes divulgados na quinta-feira, 5 de março, pelo Instituto Nacional de Petróleo (INP), a entidade pública responsável por regular e supervisionar as atividades de petróleo e gás no país, este comité será liderado pelo ministro dos Recursos Minerais e da Energia.

O comité reunirá os ministros responsáveis por hidrocarbonetos, Finanças, Economia, Transportes e Logística, Trabalho, bem como Terras e Ambiente. Outras instituições poderão ser associadas dependendo dos processos em análise.

Coordenação operacional e análise dos projetos

No plano operacional, o INP coordenará a análise das modificações propostas aos planos de desenvolvimento dos projetos, com o apoio de organismos públicos como a Autoridade Fiscal e o Banco de Moçambique. O foco será nas dimensões técnicas, econômicas e regulatórias das propostas submetidas.

De acordo com o regulador, a iniciativa visa "reforçar a coordenação entre os setores governamentais envolvidos na análise desses projetos estruturantes". O objetivo também é garantir uma "abordagem integrada, rápida e eficaz na análise das questões técnicas, econômicas e jurídicas" relacionadas às propostas de modificação.

Projetos estruturantes do Rovuma

Os projetos Golfinho/Atum (Área 1) e Rovuma LNG (Área 4) baseiam-se em planos de desenvolvimento submetidos no final da década de 2010 pelos seus operadores. No bloco Área 1, base do projeto Mozambique LNG, o plano foi apresentado pela empresa Anadarko Petroleum, que foi adquirida pela Occidental Petroleum. O governo moçambicano aprovou o plano em março de 2018, abrindo caminho para a construção de um complexo terrestre de liquefação destinado à exportação de GNL. Em 2019, a TotalEnergies adquiriu as participações da Anadarko no projeto e, atualmente, é a responsável pelo seu desenvolvimento como operador.

No bloco offshore vizinho Área 4, o consórcio Mozambique Rovuma Venture, controlado por empresas como ExxonMobil, Eni e CNPC, também submeteu em 2018 o plano de desenvolvimento inicial do projeto Rovuma LNG. Este plano, baseado nos recursos do complexo gasífero offshore Mamba, também prevê instalações terrestres de liquefação destinadas à exportação de GNL.

Aumento de custos e ajustes nos projetos

O aumento do custo do projeto Mozambique LNG está entre os fatores que justificam a análise de modificações nos planos de desenvolvimento dos projetos no bacia do Rovuma.

Na decisão final de investimento tomada em 2019, o projeto Mozambique LNG estava estimado em cerca de 20 bilhões de dólares. No entanto, em outubro de 2025, a Reuters relatou que a TotalEnergies agora estima que o custo total do projeto, cujo desenvolvimento foi interrompido em abril de 2021 devido a ataques armados na cidade de Palma, na província de Cabo Delgado, aumentou cerca de 4,5 bilhões de dólares.

Num contexto de recuperação gradual após a levantação da força maior declarada em 2021, a Agência Ecofin relatou no final de novembro de 2025 que Maputo concedeu à TotalEnergies uma prorrogação de aproximadamente quatro anos e meio para a concessão do projeto Mozambique LNG.

Abdel-Latif Boureima

Em um contexto regional marcado pela volatilidade dos mercados de energia, o governo egípcio busca fortalecer a estabilidade de seu sistema elétrico, que é amplamente dominado pelo gás natural.

O presidente Abdel Fattah al-Sissi presidiu, na quarta-feira, 4 de março, uma reunião dedicada à segurança energética, com a presença do primeiro-ministro Moustafa Madbouly, do ministro da Eletricidade Mahmoud Esmat e do ministro do Petróleo Karim Badawi. Durante a reunião, as discussões focaram na continuidade do fornecimento e na estabilidade da rede elétrica nacional.

De acordo com o porta-voz da presidência, o governo egípcio examinou diferentes cenários para garantir a disponibilidade de combustíveis necessários para a produção de eletricidade, em um contexto de preços voláteis devido às tensões regionais. A coordenação entre as instituições públicas para garantir o fornecimento de energia e reduzir as perdas também foi abordada.

A reunião indicou que 2500 MW de novas capacidades renováveis devem ser conectados à rede nacional antes do verão. As autoridades também discutiram medidas para garantir o fornecimento de gás às centrais elétricas e os financiamentos necessários para os projetos energéticos.

Além disso, as conversas também abordaram a evolução da produção nacional de gás, petróleo e condensados, as atividades de exploração em andamento e os esforços para resolver os pagamentos pendentes às empresas estrangeiras que operam no país. O governo também expressou a intenção de modernizar as refinarias existentes para aumentar a produção e reduzir os custos de importação de combustíveis.

De acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE), a produção de eletricidade no Egito ainda depende fortemente do gás natural, que representava cerca de 76% da matriz energética em 2023, contra 11% de petróleo e 5,5% de fontes renováveis como a energia solar e eólica. O país ainda depende de algumas importações de energia, particularmente de produtos petrolíferos (48% do consumo final de energia em 2023) e gás (5,6% do fornecimento total).

Nesse contexto, a estrutura da matriz elétrica egípcia exige uma coordenação estreita entre as políticas relacionadas ao gás, aos produtos petrolíferos e às fontes renováveis. No entanto, espera-se que as energias renováveis avancem rapidamente, como demonstrado pelos 2500 MW adicionais esperados antes do verão.

Abdoullah Diop

RDC : A ascensão do projeto solar e armazenamento de Kamoa-Kakula destaca o crescente interesse das empresas industriais africanas por soluções renováveis capazes de fornecer eletricidade estável

Na África Subsaariana, a energia solar está lentamente, mas progressivamente, se consolidando como uma solução sustentável para garantir o fornecimento de eletricidade para a indústria, especialmente no setor minerador. Na República Democrática do Congo (RDC), um dos países mais afetados pela falta de eletricidade, um projeto desenvolvido pela CrossBoundary Energy ilustra essa tendência.

A CrossBoundary Energy, empresa do grupo CrossBoundary, está construindo atualmente uma usina solar combinada com um sistema de armazenamento por baterias para o complexo minerador de cobre Kamoa-Kakula, operado pela Kamoa Copper S.A. A instalação conta com 233 MWp de painéis fotovoltaicos e um sistema de armazenamento de 526 MWh.

De acordo com a CrossBoundary Energy, a usina fornecerá 30 MW de eletricidade garantida de forma contínua, com uma disponibilidade anual estimada em 95%, um nível de rendimento geralmente associado a usinas térmicas. As projeções indicam uma produção anual de cerca de 300.000 MWh, o que ajudará a evitar aproximadamente 78.750 toneladas de emissões de CO₂.

Este projeto aborda um desafio energético significativo, tanto para a RDC quanto para grande parte dos países da região. De acordo com o Banco Mundial, o acesso à eletricidade na RDC gira em torno de 22%, enquanto a rede elétrica continua limitada e frequentemente instável. Nesse contexto, fornecer eletricidade estável para uma das maiores minas de cobre do mundo representa uma forte demonstração da capacidade das fontes renováveis de atender às necessidades energéticas do continente.

Essa dinâmica já está visível em África Austral, especialmente na África do Sul, onde muitas empresas estão migrando para soluções solares para garantir seu fornecimento, dada a instabilidade da rede elétrica, além de diversificar suas fontes de energia e atender às exigências climáticas.

Além disso, vale destacar que esses projetos estão atraindo um financiamento crescente. Em novembro de 2025, a CrossBoundary Energy garantiu 200 milhões de dólares de dívida adicional de um consórcio liderado pelo Standard Bank para apoiar seu portfólio de projetos de energia renovável voltados para a indústria na África. Alguns meses antes, a empresa havia recebido um investimento de 40 milhões de dólares do fundo Impact Fund Denmark.

Abdoullah Diop

Primeiro produtor africano de diamantes em volume e segundo a nível mundial, o Botswana continua fortemente exposto à crise prolongada do mercado. Os exercícios anteriores já tiveram impacto na atividade económica do país da África Austral, e as perspetivas para 2026 estão longe de serem tranquilizadoras.

Na terça-feira, 3 de março, a companhia mineira canadiana Lucara Diamond antecipou para 2026 uma queda nas receitas da sua mina de diamantes Karowe, no Botswana. Esta previsão insere-se num contexto mais amplo de perspetivas desfavoráveis para a indústria diamantífera botswanesa, afetada nos últimos anos pela crise do mercado mundial.

Redução dos volumes produzidos e queda de receitas

Nos últimos anos, a procura mundial pela pedra preciosa tem evoluído de forma lenta, nomeadamente devido à concorrência dos diamantes sintéticos, que exerce pressão sobre os preços. No país da África Austral, esta dinâmica reflete-se nos operadores das principais minas. Assim, depois de ter registado 203,9 milhões de USD em 2024, e uma descida para 159,7 milhões de USD no ano passado, a Lucara prevê este ano um volume de negócios entre 100 e 130 milhões de USD para Karowe.

Esta projeção sugere uma continuação da erosão das receitas da mina, num contexto de volumes de venda esperados em queda, segundo o operador. Os sinais também não são animadores do lado da De Beers, operadora das outras duas minas principais do país (Orapa e Jwaneng), que representam mais de 70% da sua produção global. O grupo reviu em baixa os objetivos para o exercício em curso, prolongando uma série de ajustamentos realizados nos últimos anos, nomeadamente em 2025, quando os volumes extraídos caíram 16%.

Inicialmente prevista com um máximo de 29 milhões de quilates, a De Beers espera agora uma produção máxima de 26 milhões de quilates este ano. Este valor, que inclui também, em menor medida, as contribuições esperadas das suas operações na Namíbia e na África do Sul, acompanha expectativas comerciais moderadas.

“As condições comerciais a curto prazo deverão permanecer difíceis. A volatilidade macroeconómica persistente, a gestão prudente de stocks no setor intermédio e a crescente penetração dos diamantes sintéticos deverão limitar a procura de diamantes brutos a curto prazo”, explicava a De Beers numa nota de sexta-feira, 20 de fevereiro de 2026.

A economia botswanesa continua sob pressão

Para além dos impactos nas companhias mineiras, o contexto deprimido do mercado de diamantes afeta também a economia botswanesa. Primeiro produtor africano de diamantes naturais em volume, o país depende fortemente deste setor, que representa um terço das suas receitas fiscais e 25% do PIB nacional. As autoridades esperam, assim, um segundo ano consecutivo de contração económica em 2025 (-3%).

Paralelamente, as receitas mineiras são esperadas em 10,3 mil milhões de pulas (aproximadamente 768,3 milhões de USD) para o exercício orçamental 2025/26, um nível claramente inferior à média anual histórica de 25,3 mil milhões de pulas. À luz das perspetivas avançadas pelos principais atores da indústria diamantífera, a dimensão dos impactos da crise na economia botswanesa nos próximos meses permanece por avaliar.

Entretanto, Gaborone já procura reduzir a sua dependência das receitas do diamante, como demonstra o plano quinquenal de desenvolvimento recentemente apresentado pelas autoridades, que destaca investimentos em infraestruturas de transporte, água e habitação. No entanto, o Botswana não é o único país africano exposto às flutuações do mercado mundial. Angola e Namíbia figuram também entre os principais produtores de diamantes do continente.

Aurel Sèdjro Houenou

Na África do Sul, o crescimento da produção independente de eletricidade está a transformar progressivamente os mecanismos de financiamento do setor. A estruturação de ativos renováveis, sejam eles de grande escala ou descentralizados, tem vindo a recorrer cada vez mais a instrumentos financeiros variados.

O gestor de fundos sul‑africano Vantage Capital anunciou na segunda-feira, 2 de março, um investimento de 635 milhões de rands (38,7 milhões de USD) na Commercial Energy South Africa (CESA), filial da SolarAfrica Energy. A operação assume a forma de um financiamento mezzanine, realizado em conjunto com a Greenpoint Capital.

Segundo o comunicado, esta facilidade permitiu financiar a aquisição da participação da Inspired Evolution na CESA, tornando a SolarAfrica a única proprietária desta estrutura. A CESA reúne instalações solares em telhados e soluções de armazenamento destinadas ao segmento comercial e industrial, desenvolvidas e geridas pela SolarAfrica.

O financiamento mezzanine é um instrumento híbrido entre dívida e capital próprio, que oferece condições de reembolso mais flexíveis, adaptadas aos fluxos de caixa das empresas. Mais arriscado para os credores, oferece em contrapartida rendimentos mais elevados. No caso específico da SolarAfrica, foi utilizado para financiar uma operação de recompra de ações de um acionista.

“A Vantage forneceu empréstimos seniores a vários projetos de energia renovável através da sua divisão GreenX, especializada em empréstimos seniores. Estamos entusiasmados por mostrar, através desta transação, como o financiamento mezzanine pode desempenhar um papel no setor de energia em rápida evolução”, declarou Warren van der Merwe, sócio diretor da Vantage Capital.

A Vantage Capital indica ainda ter já fornecido dívida sénior a vários projetos renováveis através da sua divisão GreenX. O recurso ao mezzanine nesta operação ilustra, portanto, a diversificação dos instrumentos privados mobilizados para apoiar o desenvolvimento das energias renováveis na África do Sul, nomeadamente no segmento comercial e industrial, que se baseia em fluxos contratuais e modelos descentralizados.

Abdoullah Diop

Na sua campanha de exploração em águas profundas ao largo da Costa do Marfim, a Murphy Oil já perfurou dois poços não comerciais. O sucesso do terceiro é apresentado como determinante para o futuro dos seus projetos.

Na Costa do Marfim, a Murphy Oil continua a sua campanha de prospeção no bloco offshore CI-709 com o poço de exploração de hidrocarbonetos Bubale-1X. Na quarta-feira, 4 de março, a Upstream Online noticiou que a empresa americana conta com o sucesso deste poço para considerar um desenvolvimento em torno do prospecto Paon.

No ano passado, a empresa tinha planeado submeter um plano de desenvolvimento (FDP) para esta descoberta. Segundo a mesma fonte, a companhia americana liga agora a concretização de um projeto de desenvolvimento nesta área aos resultados da perfuração em curso.

Este poço constitui o terceiro teste de uma campanha de exploração iniciada pela empresa na bacia marfinense. Os dois primeiros poços perfurados nesta área, Civette-1X no bloco CI-502 e Caracal-1X no bloco CI-102, mostraram indícios de hidrocarbonetos, mas não confirmaram volumes considerados comercialmente exploráveis. Os resultados destas perfurações evidenciaram, no entanto, um sistema petrolífero ativo na zona, conforme reportado pela Agência Ecofin em fevereiro de 2026.

A Murphy Oil opera vários direitos de exploração em águas profundas da Costa do Marfim em parceria com a companhia nacional PETROCI Holding. A empresa americana indica deter entre 85% e 90% de participação em cinco blocos situados na bacia de Tano.

A campanha de exploração atual insere-se numa estratégia destinada a avaliar melhor o potencial petrolífero da bacia marfinense. Segundo a Rigzone, a Murphy Oil prevê ligar vários recursos da zona a uma infraestrutura comum de produção caso sejam confirmados volumes suficientes.

Neste contexto, o poço Bubale-1X deverá também fornecer novos dados geológicos sobre os reservatórios presentes na zona, permitindo afinar a avaliação dos recursos e orientar as próximas etapas da exploração conduzida pela Murphy Oil. Os resultados deste terceiro poço de exploração são esperados no próximo mês.

Abdel-Latif Boureima