O abastecimento do Togo em produtos petrolíferos depende de importações, num contexto marcado por constrangimentos logísticos e pela dependência dos mercados internacionais de refinação.

O Togo está entre os primeiros países africanos a receber produtos refinados da Dangote Oil Refinery, novo ator privado nigeriano no setor, que tem acelerado a sua expansão no mercado regional desde o início de 2026.

De acordo com dados recentes divulgados por vários meios de comunicação, a refinaria exportou 12 carregamentos de produtos petrolíferos refinados, representando cerca de 456 mil toneladas, para cinco países africanos, incluindo o Togo. Estas entregas ocorreram após a refinaria atingir a sua capacidade máxima de produção, estimada em 650 mil barris por dia em fevereiro de 2026.

Esta evolução surge num contexto em que vários países africanos enfrentam custos elevados de importação e riscos de escassez, em grande parte devido às tensões geopolíticas no Médio Oriente.

De facto, a África importa a maioria dos seus produtos petrolíferos refinados, nomeadamente gasolina e gasóleo, devido à limitada capacidade local de refinação, apesar de ser exportadora de petróleo bruto. Na África Ocidental, as importações provêm principalmente da Europa, especialmente do corredor Amesterdão-Roterdão-Antuérpia, bem como da Ásia.

A refinaria Dangote, que produz combustíveis em conformidade com a norma Euro 5, ambiciona tornar-se um fornecedor importante na sub-região, podendo beneficiar das atuais perturbações das cadeias globais de abastecimento.

Em Lomé, poucos detalhes foram divulgados sobre estas primeiras aquisições de hidrocarbonetos. Esta operação insere-se numa lógica de diversificação das fontes de importação e de segurança do abastecimento de combustíveis. A proximidade com a Nigéria permite também reduzir os prazos logísticos e os custos de transporte.

Além disso, as capacidades de reexportação do porto de Lomé para os países do Golfo da Guiné abrem perspectivas para o Togo na redistribuição regional de produtos petrolíferos.

A longo prazo, esta evolução poderá contribuir para a reestruturação dos fluxos de abastecimento energético no continente, historicamente dependente das importações da Europa.

Segundo Noumory Sidibé, diretor-geral da CI-Énergies, a Costa do Marfim não enfrenta um défice de produção elétrica. As perturbações observadas derivam antes das limitações da rede de distribuição, pressionada pelo rápido aumento da procura e por episódios de calor excecional.

O diretor-geral da CI-Énergies, Noumory Sidibé (foto), anunciou na segunda-feira, 23 de março, o lançamento de um plano de investimento de 700 mil milhões de FCFA (cerca de 1,2 mil milhões de dólares) destinado a reforçar a rede elétrica na Costa do Marfim.

Em declarações à Nouvelle Chaîne Ivoirienne (NCI), explicou que este programa visa prioritariamente a melhoria da qualidade da eletricidade, através da modernização e do reforço da rede de distribuição.

«Estes projetos já começaram a ser implementados e vocês irão constatar, no mais tardar na próxima semana, obras de grande envergadura a serem realizadas no distrito de Abidjan e também em várias localidades», afirmou Sidibé. Salienta, no entanto, que os efeitos não serão imediatos, devido aos prazos técnicos necessários à execução.

Uma rede sob pressão, apesar da produção suficiente

Nas últimas semanas, os cortes de eletricidade observados em vários bairros do Grande Abidjan suscitaram preocupações. Segundo o dirigente, a situação não se deve a um défice de produção. «A capacidade instalada é suficiente para cobrir a procura nacional», assegura, apontando antes para os limites da rede de distribuição.

A rede sofre, de facto, sobrecargas pontuais, agravadas por picos de calor incomuns que provocam um aumento significativo do consumo elétrico. Em fevereiro de 2026, a procura cresceu 14% em relação ao ano anterior, correspondendo a um excesso estimado de 300 MW.

«Exploramos a rede ao limite das suas capacidades», reconheceu o diretor-geral, acrescentando que esta situação torna o sistema particularmente vulnerável ao menor incidente técnico. Para ele, esta tensão deve-se em parte às escolhas estratégicas feitas nos últimos anos, nas quais o Estado marfinense privilegiou uma política de acesso alargado à eletricidade.

Graças, nomeadamente, ao Programa Eletricidade Para Todos (PEPT), lançado em 2014, quase 500 000 novos assinantes foram ligados à rede, permitindo elevar a taxa de eletrificação de 34% em 2011 para 98% em 2025, com mais de 6 600 localidades recentemente servidas em 15 anos, contra 2 800 em 50 anos.

Esta expansão rápida aumentou mecanicamente a pressão sobre infraestruturas por vezes dimensionadas ao limite, expondo a rede a riscos elevados de saturação, acrescentou.

Um setor em mutação, desafios persistentes

Desde a liberalização do setor em 2014, o sistema elétrico marfinense baseia-se num modelo que envolve múltiplos atores, da produção à distribuição. O país impõe-se hoje como um dos mercados energéticos mais dinâmicos da África Ocidental, com a ambição de se tornar um hub regional até 2030.

Apesar destes avanços, persistem disparidades, nomeadamente em algumas zonas rurais ainda insuficientemente servidas. O crescimento sustentado da procura continua a pressionar as infraestruturas existentes, tornando indispensáveis novos investimentos.

Importa referir que o Projeto de Desenvolvimento e Reabilitação da Rede Elétrica da Costa do Marfim (PRODERCI) permitiu melhorar o desempenho do sistema, com a eficiência a passar de 78,78% em 2015 para 83,7% em 2024, segundo dados governamentais. O tempo médio de corte também foi reduzido, de 44 horas e 38 minutos em 2015 para 17 horas e 54 minutos em 2021, antes de subir para 26 horas e 13 minutos em 2024 devido às recentes perturbações.

Charlène N’dimon

Num contexto de tensões persistentes no Médio Oriente, o conflito envolvendo o Irão está a reconfigurar os equilíbrios energéticos globais e a reavivar as preocupações quanto à estabilidade dos abastecimentos, bem como aos efeitos macroeconómicos associados.

Reunidos em Houston, durante a conferência CERAWeek, na segunda-feira, 23 de março, vários dirigentes de grandes companhias petrolíferas expressaram preocupações quanto aos efeitos duradouros do conflito nos mercados energéticos e na economia mundial. Referem perturbações prolongadas da oferta, enquanto a administração norte-americana, pela voz do secretário da Energia dos Estados Unidos, Chris Wright, mantém uma leitura mais moderada dos riscos nesta fase.

O encerramento do estreito de Ormuz constitui o principal ponto crítico. Esta via marítima estratégica assegura habitualmente o trânsito de cerca de 20% dos fluxos mundiais de petróleo e gás. A sua perturbação, combinada com os danos sofridos por algumas infraestruturas energéticas regionais, limita a oferta disponível nos mercados internacionais. Neste contexto, o Brent mantinha-se em torno dos 99 dólares por barril na segunda-feira, apesar de uma correção associada a sinais de distensão diplomática.

Para Patrick Pouyanné, diretor executivo da TotalEnergies, as consequências ultrapassam o mercado petrolífero. O responsável sublinha que as perturbações afetam também outras cadeias de abastecimento, nomeadamente as ligadas ao hélio, indispensável à fabricação de semicondutores e a determinados usos médicos. Esta análise alarga o impacto do conflito ao conjunto da economia industrial.

No mesmo sentido, Sultan Al Jaber, à frente da companhia petrolífera nacional de Abu Dhabi (ADNOC), considera que o aumento dos preços da energia abranda o crescimento mundial e eleva o custo de vida. Refere efeitos visíveis tanto nos agregados familiares como nos setores produtivos, das indústrias às explorações agrícolas. Por seu lado, Mike Wirth, dirigente da Chevron, considera que as atuais tensões ainda não estão totalmente refletidas nos preços futuros, o que sugere um ajustamento progressivo dos mercados.

Mas Washington modera

Perante estes sinais, as autoridades norte-americanas adotam uma posição mais prudente. O secretário da Energia, Chris Wright, considera que os preços do petróleo ainda não atingiram um nível suscetível de afetar significativamente a procura, apesar de uma subida acentuada dos preços dos combustíveis.

O responsável destaca as medidas adotadas por Washington para conter as tensões, nomeadamente o recurso às reservas estratégicas e a reorientação de certos fluxos petrolíferos para mercados específicos.

Segundo analistas do JPMorgan, as perturbações observadas já se traduzem em escassez de petróleo bruto e de produtos refinados na Ásia. Por outro lado, o BNP Paribas reviu em alta as suas previsões de inflação para 2026, incorporando os efeitos do aumento dos custos energéticos na economia.

Por fim, os esforços coordenados da Agência Internacional de Energia (AIE) para mobilizar reservas estratégicas não conseguiram estabilizar de forma duradoura os mercados. A evolução do conflito, bem como eventuais progressos diplomáticos, continuarão a ser determinantes nesta fase, enquanto a capacidade de restaurar infraestruturas e garantir a segurança dos fluxos energéticos influenciará diretamente a trajetória dos mercados globais.

Olivier de Souza

Num contexto de concorrência crescente no mercado mundial dos isótopos médicos e de envelhecimento das infraestruturas nucleares, Pretória procura assegurar a sua posição num nicho estratégico de elevado valor acrescentado, ligado à saúde.

A África do Sul planeia a construção de um novo reator nuclear de investigação, segundo uma declaração de Loyiso Tyabashe, diretor executivo da Nuclear Energy Corporation of South Africa (NECSA), numa entrevista concedida à Reuters e divulgada na terça-feira, 24 de março. O projeto deverá ser objeto de um concurso público previsto entre abril e junho de 2026.

De acordo com os detalhes fornecidos pelo responsável desta empresa pública encarregue de gerir as atividades nucleares civis do país, o reator previsto terá uma capacidade entre 20 e 30 megawatts (MW) e deverá entrar em funcionamento entre 2032 e 2033. O orçamento do projeto não foi divulgado.

A instalação será concebida como um reator de investigação multifuncional, destinado a usos não associados à produção de eletricidade. Será utilizada para a produção de isótopos médicos, nomeadamente o molibdénio-99 (Mo-99), um elemento utilizado no diagnóstico de determinadas doenças, como o cancro.

A Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA) cita regularmente a África do Sul entre os principais produtores mundiais de Mo-99, graças sobretudo ao reator Safari-1. Colocado em funcionamento em 1965, este reator situado em Pelindaba, na província de North West, constitui uma das principais infraestruturas de produção de isótopos do país.

«Queremos operar em paralelo para consolidar a nossa presença no mercado dos isótopos e evitar qualquer interrupção, pois, uma vez que os clientes se vão embora, perdem-se», declarou Tyabashe. Para o efeito, a NECSA pondera um contrato do tipo chave na mão ou engineering, procurement and construction (EPC), confiando a um único prestador a conceção e a execução do projeto.

Esta abordagem visa controlar os custos e os prazos, sendo que países como a Rússia, a China, a Coreia do Sul, os Estados Unidos ou a Argentina são apontados como potenciais candidatos ao concurso.

Este projeto insere-se num programa mais amplo de relançamento do nuclear na África do Sul, que inclui também o desenvolvimento de pequenos reatores modulares (SMR). Vários países africanos manifestam interesse por esta tecnologia, como o Ruanda e o Egito. A África do Sul continua a ser o único país africano a dispor de uma central nuclear comercial em funcionamento.

Abdel-Latif Boureima

BP e XRG (ADNOC) estão ativas no Egito através da joint venture Arcius Energy Energy, que reúne a BP e a sua parceira XRG, prepara-se para lançar uma campanha de exploração de gás ao largo do Egito. Segundo informações publicadas sexta-feira, 20 de março, pelo Upstream Online, a joint venture planeia perfurar dois poços de exploração.

As operações deverão ser conduzidas com uma plataforma de perfuração dedicada, mobilizada para atuar em blocos situados no Mediterrâneo oriental, com o objetivo de identificar novas reservas de gás natural numa área já em produção. O calendário operacional não foi detalhado.

Criada em 2024, a Arcius Energy integra os ativos de gás da BP no Egito e os da XRG, veículo internacional de investimento da ADNOC. A empresa concentra-se no gás natural egípcio, combinando desenvolvimento de campos existentes e exploração offshore.

O portfólio da Arcius inclui participações não operadas em duas concessões principais: Shorouk Block (10 %), que abriga o campo Zohr Field, e North Damietta Block (100 %), que inclui o campo Atoll Field. Vários outros blocos de exploração completam o conjunto, incluindo North El Tabya (operado pela Arcius), Bellatrix-Seti East e North El Fayrouz.

Em novembro de 2025, a joint venture assinou um acordo vinculativo para adquirir o campo de gás e condensados Harmattan Field, sujeito à aprovação regulatória final. O desenvolvimento prevê a perfuração de três poços de produção e a instalação de uma plataforma offshore fixa, com um gasoduto submarino de cerca de 50 km a ligar o campo às instalações de tratamento em terra, perto de Port Said, com a primeira produção prevista para 2028.

Abdel-Latif Boureima

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

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

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

Sistema gasífero ucraniano debilitado

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

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

Diversificação energética com Moçambique

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

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

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

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

Olivier de Souza

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

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

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

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

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

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

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

300 milhões de dólares mobilizados e programa nuclear em preparação

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

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

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

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

Abdel-Latif Boureima

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

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

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

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

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

Um setor energético sob pressão

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Carelle Yourann (estagiária)

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

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

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

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

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

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

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

Olivier de Souza

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

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

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

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

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

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

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

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

Implantação gradual da Afentra no offshore angolano

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

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

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

Abdel-Latif Boureima