Se o Senegal conta hoje entre os produtores africanos de petróleo e gás, deve-o essencialmente às descobertas realizadas ao largo da sua costa. Até agora, as atividades de prospeção de jazigos comerciais de hidrocarbonetos concentraram-se principalmente no offshore.

Segundo declarações de Alioune Guèye (foto), diretor-geral da Petrosen, numa entrevista concedida à Bloomberg e divulgada na terça-feira, 10 de fevereiro, a companhia nacional vai destinar 100 milhões de dólares a uma campanha de prospeção petrolífera em onshore ainda este ano.

A empresa pública pretende conduzir estas operações de exploração por conta própria, com o objetivo de avaliar o potencial dos bacias terrestres do país e identificar novos jazigos comercialmente viáveis.

Contudo, este projeto ainda apresenta algumas incógnitas. Embora o lançamento esteja confirmado para 2026, o diretor da Petrosen não detalhou o calendário preciso nem as bacias geográficas visadas. Não foram também fornecidas informações sobre as modalidades de financiamento deste montante.

Regresso do Senegal à exploração onshore

A campanha terrestre anunciada pela companhia petrolífera pública do Senegal marca um regresso à exploração onshore após várias décadas de atividade limitada neste segmento.

Na história do setor sénégalês de hidrocarbonetos, a Petrosen já esteve associada a descobertas em terra. Como recorda o site oficial MSGBC Oil, Gas & Power, o campo de gás de Gadiaga, identificado em 1996, constitui um precedente.

Posteriormente, a maior parte dos esforços de exploração deslocou-se para as zonas offshore, o que levou, nomeadamente, à entrada em produção do campo petrolífero de Sangomar em 2024, bem como ao lançamento das exportações de gás natural liquefeito (GNL) associadas ao projeto Greater Tortue Ahmeyim (GTA).

O regresso da Petrosen à exploração terrestre ocorre num contexto de várias mudanças recentes no setor. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin noticiou que as autoridades planeavam a construção de uma segunda refinaria destinada a processar o crude nacional, ao mesmo tempo que promoviam uma reforma do quadro legal de exploração de hidrocarbonetos no país.

Abdel-Latif Boureima

Desde o fim da crise pós-eleitoral de 2010, o setor mineiro da Costa do Marfim entrou numa fase de crescimento, com a produção de ouro a mais do que decuplicar desde então. No entanto, os investimentos mobilizados até agora permanecem modestos face às ambições e ao potencial do país.

Nos últimos dez anos, a Costa do Marfim atraiu mais de 2 000 mil milhões de FCFA (3,6 mil milhões de USD) em investimentos mineiros. Este número, revelado durante a conferência Mining Indaba na África do Sul, evidencia a crescente importância do setor mineiro marfinense, mas continua aquém da meta governamental de mobilizar 11 400 mil milhões de FCFA até 2040.

Durante a conferência, que decorreu de 9 a 12 de fevereiro na Cidade do Cabo, a Costa do Marfim reuniu investidores internacionais para apresentar seus atrativos. Seydou Coulibaly, diretor-geral de Minas e Geologia do Ministério das Minas, destacou que os investimentos acumulados nos últimos dez anos resultam de fatores favoráveis: o potencial mineral do país com importantes depósitos de ouro e manganês, a estabilidade política, infraestruturas modernas e uma governança multipartidária transparente.

Estas qualidades renderam ao país reconhecimento internacional. O Fraser Institute classificou a Costa do Marfim como o melhor destino para investimento mineiro na África Ocidental em 2022 e 2023. Na conferência Africa Down Under, na Austrália, a Costa do Marfim foi até apontada como “o melhor lugar do mundo” para construir uma mina de ouro, segundo Justin Tremain, diretor-geral da Turaco, que desenvolve o depósito Afema, com mais de 100 toneladas de ouro.

Ambições elevadas

Atualmente, quatro minas de manganês, uma de níquel e uma de bauxita estão em operação, mas a maior parte dos investimentos nos últimos dez anos focou-se no ouro. Em 2010, o país contava apenas com quatro minas de ouro, produzindo cerca de 5 toneladas; em 2024, possui 13 minas, com produção aproximada de 60 toneladas. Apesar disso, as reservas auríferas continuam subexploradas, com potencial nacional estimado em 600 toneladas. Outros minerais, como coltan, lítio e cobre, ainda não estão explorados.

Para melhor aproveitar esse potencial, o governo lançou em dezembro último o plano PIRME (Política Integrada de Recursos Minerais e Energia), com orçamento de 38 000 mil milhões de FCFA (69 mil milhões USD) até 2040, dos quais 30% (20,7 mil milhões USD) serão destinados ao setor mineiro.

O objetivo é tornar a Costa do Marfim o maior produtor africano de ouro — atualmente, o país ocupava a 7ª posição em 2024, segundo o World Gold Council — e aumentar a contribuição do setor minas-energia para 14% do PIB até 2040, contra 7% em 2022.

Para atingir estas metas, o país moderniza o cadastro mineiro para reforçar a transparência e anuncia revisão do código mineiro, mas enfrenta desafios: será necessário equilibrar maior atratividade para investidores sem desencorajar investimentos, aprendendo com as tensões provocadas por revisões recentes nos códigos mineiros do Mali e Burkina Faso.

Emiliano Tossou

Em muitos países africanos, o acesso a uma eletricidade fiável continua a ser um desafio. Um estudo publicado na revista científica Nature Energy sugere que o desenvolvimento da eletricidade limpa poderá favorecer a adoção de veículos elétricos.

Em África, possuir um veículo elétrico poderá tornar-se mais barato do que possuir um automóvel a gasolina até 2040. Esta é a conclusão de uma análise do MIT Technology Review, baseada no estudo intitulado «Battery-electric passenger vehicles will be cost-effective across Africa well before 2040», publicado na revista científica Nature Energy.

Os autores do estudo avaliaram o custo total de posse ao longo de toda a vida útil dos veículos, incluindo no cálculo o preço de aquisição, os custos de financiamento e as despesas com combustível ou carregamento. No caso dos veículos elétricos (VE), integraram também o custo de um sistema solar autónomo (off-grid), composto por painéis solares, baterias e um inversor. Impostos, direitos aduaneiros e subsídios não foram considerados, de modo a concentrar a análise apenas nos fundamentos económicos.

Este cálculo demonstrou a competitividade dos VE no continente, explicada, nomeadamente, pela redução contínua dos custos das baterias e pela disponibilidade de sistemas solares autónomos, que deverão desempenhar um papel determinante no carregamento. Isto é particularmente válido para os veículos elétricos de duas rodas, que poderão atingir a paridade de custos ainda mais cedo, antes do final da década.

A análise salienta que alguns mercados, como a África do Sul, as Maurícias e o Botsuana, já apresentam condições de financiamento próximas do limiar necessário para essa competitividade.

No entanto, atualmente, a taxa de adoção de veículos elétricos continua muito baixa. O MIT Technology Review indica que apenas 1% dos novos automóveis vendidos no continente em 2025 seriam elétricos. Redes elétricas por vezes instáveis, a falta de infraestruturas de carregamento e, sobretudo, os elevados custos do crédito constituem entraves significativos. Em vários países, o custo do financiamento pode ultrapassar o preço inicial do veículo, atrasando a transição económica, apesar da redução progressiva dos custos tecnológicos.

Abdoullah Diop

Na África do Sul, grupos industriais como a Sasol estão a assumir um papel central na aceleração do desenvolvimento das energias renováveis, apoiando diretamente a criação de novas capacidades solares em grande escala.

O produtor independente de energia sul-africano SOLA Group anunciou, na segunda-feira, 9 de fevereiro, o fecho financeiro do projeto Naos‑1, uma central híbrida que combina energia solar fotovoltaica e armazenamento por baterias, destinada a fornecer eletricidade renovável aos grupos Sasol e Air Liquide através do mecanismo de wheeling na rede nacional.

Localizado próximo de Viljoenskroon, na província de Free State, o Naos‑1 terá uma capacidade de 300 MW (435 MWc) em solar, associada a 660 MWh de armazenamento em baterias. O projeto baseia-se em contratos de compra de energia de longo prazo assinados com Sasol e Air Liquide. A conceção híbrida permitirá armazenar a eletricidade solar produzida durante o dia para fornecimento nos picos de consumo, sobretudo à noite, garantindo energia controlável para os sites industriais. A entrada em operação comercial está prevista para o primeiro semestre de 2028.

«O Naos‑1 representa um avanço significativo para as energias renováveis controláveis no mercado privado de eletricidade na África do Sul e é fruto da nossa colaboração intensiva e inovadora com a Sasol e a Air Liquide ao longo de vários meses», declarou Jonathan Skeen, diretor comercial da SOLA Group. «O projeto insere-se nos objetivos da SOLA de transformar a energia solar em eletricidade acessível e disponível sob demanda para os nossos clientes.»

Apresentado como o maior projeto solar com armazenamento financiado por contratos privados a atingir o fecho financeiro na África do Sul, o Naos‑1 conta com apoio de instituições financeiras locais, incluindo a Development Bank of Southern Africa, e a sua construção será assegurada por uma joint venture entre SOLA Build e WBHO.

Este projeto integra-se numa estratégia mais ampla de descarbonização industrial. Em outubro de 2025, a Sasol e a Air Liquide inauguraram a central solar Damlaagte (97,5 MW), primeira instalação do programa conjunto de 900 MW de energias renováveis.

Paralelamente, a SOLA Group colocou em operação, antecipadamente, em 2025, a central Springbok (195 MW), considerada a maior instalação de wheeling operacional do país. Estes desenvolvimentos demonstram a crescente importância do wheeling como ferramenta central de fornecimento de eletricidade renovável para grandes consumidores industriais sul-africanos e evidenciam o sucesso da abertura do setor elétrico ao privado.

Abdoullah Diop

A construção do pipeline EACOP continua. O projeto atingiu um grau de execução de 60% em junho de 2025, apesar dos desafios financeiros enfrentados pelas partes interessadas até agora.

A Tanzânia e o Uganda pretendem lançar a primeira carga de petróleo no âmbito do projeto East African Crude Oil Pipeline (EACOP). Este marco está previsto para julho de 2026, afirmou a presidente da Tanzânia, Samia Suluhu Hassan, no sábado, 7 de fevereiro, após um encontro bilateral com o seu homólogo ugandês, Yoweri Museveni.

As autoridades tanzanianas e ugandesas indicaram que os atuais intercâmbios bilaterais abordam questões técnicas relacionadas com o início das exportações de petróleo, bem como projetos de infraestruturas complementares, incluindo oleodutos para produtos petrolíferos refinados.

Os portos da Tanzânia, incluindo Tanga e Dar es-Salaam, foram mencionados como pontos de apoio para a exportação de petróleo. Melhorias portuárias também foram apontadas para sustentar os fluxos associados ao projeto EACOP.

Com cerca de 1.443 quilómetros, o pipeline aquecido ligará os campos petrolíferos da região de Hoima, no oeste do Uganda, à costa da Tanzânia. Trata-se de um dos principais projetos de infraestruturas energéticas atualmente em curso no Leste de África.

A 6 de fevereiro de 2026, a empresa EACOP, criada para desenvolver e operar o oleoduto, indicou que o avanço global do projeto atingia 79%, após uma visita de inspeção conduzida pela ministra ugandesa da Energia e do Desenvolvimento Mineral, Ruth Nankabirwa.

Este progresso ocorre enquanto o Uganda intensifica os preparativos relacionados com a exploração dos seus recursos petrolíferos, para além do corredor do EACOP, como reportou a Agência Ecofin. As autoridades ugandesas estão a trabalhar no desenvolvimento das infraestruturas necessárias à produção nos campos petrolíferos, antes da exportação do crude.

Segundo informações oficiais, estes preparativos abrangem vários segmentos da cadeia de valor petrolífera, incluindo instalações de produção, capacidades de processamento através de uma refinaria de 60.000 b/dia e os dispositivos logísticos associados. De acordo com uma projeção da Global Data, o Uganda será o país africano com maior capacidade de armazenamento de petróleo novo até 2030.

Estimado em mais de 5 mil milhões de dólares, o oleoduto EACOP constitui a infraestrutura central da exploração do petróleo ugandês. Uma vez finalizado, o projeto permitirá transportar para os mercados internacionais uma parte da produção prevista de 246.000 b/dia.

Abdel-Latif Boureima

Apesar de taxas de acesso elevadas em meio urbano, a qualidade e a fiabilidade dos serviços de água e de eletricidade continuam a ser um desafio no Gabão, sobretudo nas zonas rurais, que permanecem amplamente subatendidas.

O Banco Mundial anunciou, na quinta-feira, 5 de fevereiro, a aprovação de um financiamento de 150 milhões de dólares americanos, destinado a apoiar um projeto de melhoria do acesso aos serviços básicos no país.

O financiamento é concedido pelo Banco Internacional para a Reconstrução e o Desenvolvimento (BIRD) e insere-se no âmbito do «Access to Basic Services and Performance Improvement Project (PASBAP)». A operação visa modernizar os serviços de água e de eletricidade, melhorar a qualidade e a fiabilidade das prestações existentes e reforçar a viabilidade financeira dos operadores, integrando simultaneamente objetivos de adaptação e de mitigação face às alterações climáticas.

Segundo o Banco, 90 % da população urbana gabonesa tem acesso a serviços básicos de água e 94 % à eletricidade, mas estes níveis continuam a ser afetados por interrupções frequentes e por uma qualidade de serviço considerada insuficiente. Em contrapartida, nas zonas rurais, as taxas de acesso são significativamente mais baixas, situando-se em 55 % para a água e 29 % para a eletricidade. O país enfrenta ainda uma quase inexistência de infraestruturas de saneamento e de tratamento de lamas fecais, o que acarreta riscos acrescidos de contaminação dos recursos hídricos.

Prevê-se que o projeto beneficie cerca de 535 000 pessoas. O PASBAP coloca igualmente a tónica na resiliência climática e na implementação de soluções de baixo carbono, nomeadamente nas zonas rurais e periurbanas.

A operação está alinhada com o Plano Nacional de Desenvolvimento do Gabão 2025–2032, com o quadro de parceria com o país do Banco Mundial, bem como com a Estratégia da Água do Grupo e a iniciativa Mission 300, que visa alargar o acesso à eletricidade em África até 2030. Note-se, no entanto, que o Gabão, ao contrário de vários países da África Central e Ocidental, ainda não publicou o seu Compact Energy, documento que identifica os desafios, oportunidades e objetivos para o acesso universal à eletricidade no âmbito da Mission 300.

Abdoullah Diop

Face às limitações das redes elétricas, as trajetórias de eletrificação em África assentam cada vez mais em soluções solares, chamadas a desempenhar um papel mais importante ou até tão relevante  quanto as centrais de grande escala ligadas à rede.

As soluções de eletrificação descentralizada ocupam um lugar crescente nas estratégias de acesso à eletricidade em África. Dois relatórios recentes, publicados pelo Global Solar Council (GSC) e pela Agência Internacional da Energia (AIE), destacam esta ascensão e mostram que estas soluções respondem a constrangimentos concretos relacionados com o estado das redes e com os custos elevados das alternativas, nomeadamente o gasóleo.

Segundo o GSC, no seu relatório Africa Market Outlook for Solar PV: 2026–2029, publicado no início de fevereiro, a energia solar distribuída representa pelo menos 44% das instalações solares em África em 2025, uma percentagem considerada subestimada devido às dificuldades de recenseamento.

Durante muito tempo dominado por grandes projetos ligados à rede, o mercado evolui agora para sistemas instalados diretamente em residências, empresas ou sob a forma de mini-redes. Esta evolução, segundo a organização, é impulsionada pela descida do preço dos painéis solares, pela melhoria das baterias e pelo aumento da procura de eletricidade num contexto de redes instáveis e de tarifas em alta.

Estas conclusões convergem com a análise da AIE sobre o acesso à eletricidade em África. A agência indica que a maioria dos agregados familiares ainda não ligados à rede vive a mais de 30 km da mesma — por vezes a mais de 100 km — ou em zonas rurais pouco povoadas. Nestas condições, a extensão da rede revela-se frequentemente complexa e dispendiosa. No seu cenário ACCESS, a AIE estima que cerca de 55% dos novos acessos à eletricidade até 2035 dependerão de soluções descentralizadas.

A AIE sublinha igualmente que estes sistemas estão agora integrados nos planos nacionais de vários países africanos, incluindo Burkina Faso, Etiópia, Gana, Madagáscar e Mauritânia. O financiamento continua a ser um desafio, mas os custos diminuíram significativamente. O custo das mini-redes baixou cerca de 35% por kWp em cinco anos, graças à redução dos preços dos painéis solares e das baterias, confirmando as conclusões do GSC.

Considerados em conjunto, os dois relatórios mostram que as soluções descentralizadas — em particular a energia solar — se afirmam como uma resposta concreta e sustentável no contexto africano, onde cerca de 600 milhões de pessoas ainda não têm acesso à eletricidade.

Abdoullah Diop

Um erro do regulador obriga a Eskom a cobrar 3,4 mil milhões de USD aos consumidores residenciais, aumentando as tarifas de eletricidade, enquanto algumas indústrias pesadas continuam a beneficiar de reduções.

Na África do Sul, as faturas de eletricidade dos consumidores residenciais vão aumentar quase 18,36 % em dois anos, após uma decisão da agência nacional de regulação da energia (NERSA) que autorizou o distribuidor público Eskom a recuperar 3,4 mil milhões de USD de receitas adicionais. Os aumentos das tarifas de consumo elétrico serão, assim, de 8,76 % em 2026/27 e de 8,83 % em 2027/28, em vez dos 5,36 % e 6,19 % inicialmente previstos.

Isto resulta de um erro de cálculo cometido pela NERSA durante a determinação plurianual das tarifas da Eskom. Em janeiro de 2025, o regulador subestimou os custos da empresa pública, causando um défice teórico de 6,7 mil milhões de USD. Para compensar a diferença, as duas partes acordaram a recuperação de 3,4 mil milhões de USD junto dos consumidores residenciais, sem consulta pública.

Este procedimento foi contestado pela ONG AfriForum e levado à justiça. No seu julgamento de 21 de dezembro de 2025, o tribunal indicou que «a NERSA estava claramente constrangida pelo seu erro. O seu objetivo ao concluir este acordo era, pelo menos em parte, evitar que o seu erro fosse sujeito a exame público». O tribunal criticou ainda o compromisso: «a ausência de qualquer explicação sobre a forma como o montante de 3,4 mil milhões de USD foi determinado deixa a desagradável impressão de que este compromisso não passava de uma estimativa aproximada».

Reinício do processo

Após esta decisão judicial, a NERSA retomou o processo de forma pública. Publicou um documento de consulta a 30 de dezembro de 2025 e recalcou a base regulatória dos ativos de produção da Eskom, usando os mesmos dados da proposta inicial. A 8 de fevereiro de 2026, confirmou o mesmo montante de 3,4 mil milhões de USD a recuperar, distribuído em três fases: 748 milhões USD em 2026/27, 1,44 mil milhões USD em 2027/28 e 1,19 mil milhões USD em 2028/29.

É importante notar que os custos da Eskom aumentaram ao longo de duas décadas, devido, entre outros fatores, à inflação, má gestão e uma elevada massa salarial. Segundo o economista Dawie Roodt, «o regulador não dispõe de nenhum mecanismo de mercado fiável para determinar o preço justo da eletricidade, deixando a Eskom repercutir os custos adicionais nos consumidores». Desde 2008, os preços da eletricidade multiplicaram-se por oito, e os aumentos previstos agravam a pressão sobre as famílias.

Reduções para algumas indústrias pesadas

Este aumento ocorre num contexto em que a NERSA concedeu recentemente reduções às indústrias pesadas mais consumidoras de energia. Dois produtores de ferrocromo, Samancor Chrome e Glencore-Merafe, beneficiam de uma redução temporária de 35,6 % nas suas tarifas, de 135 para 87 cêntimos de rands (0,08 $ para 0,05 $) por quilowatt-hora, com suspensão do mecanismo take-or-pay. O objetivo é evitar o encerramento de fundições e a perda de milhares de empregos num setor fragilizado pelos elevados custos energéticos.

Também foi aprovada uma redução de 6 % no preço do gás para apoiar indústrias dependentes da Sasol Gas, nomeadamente nos setores químico, petroquímico e de produção de combustíveis. O complexo industrial de Secunda consome cerca de 120 milhões de gigajoules de gás por ano, essenciais para os seus fornos e instalações.

Olivier de Souza

 Vários países do Norte de África lançaram iniciativas para desenvolver a cadeia de valor do hidrogénio verde. No Marrocos, assim como no Egito, os progressos têm sido mais rápidos, com etapas concretas já alcançadas.

O chefe do governo marroquino, Aziz Akhannouch, recebeu na quinta-feira, 5 de fevereiro, em Rabat, representantes de investidores nacionais e internacionais cujos projetos foram selecionados no âmbito da “Oferta Marrocos” de hidrogénio verde. O encontro resultou na assinatura de contratos preliminares de reserva de terrenos, marcando uma nova etapa na implementação dos projetos escolhidos.

Os contratos assinados referem-se à mobilização de terrenos públicos nas regiões do sul do país, num enquadramento contratual destinado a regular a utilização das áreas para projetos integrados que abrangem a produção de eletricidade renovável, a eletrólise e a transformação do hidrogénio verde.

Esta etapa dá seguimento ao anúncio feito em março de 2025, quando o governo marroquino oficializou a seleção de cinco consórcios empresariais para desenvolver projetos de hidrogénio verde, representando um investimento total estimado em 319 mil milhões de dirhams (≈ 35 mil milhões de USD). Os consórcios selecionados incluem atores internacionais e nacionais, como Ortus, Acciona, Nordex, Taqa, Cepsa e o grupo marroquino Nareva, com foco na produção de amoníaco verde e de combustíveis industriais.

Segundo informações oficiais da “Oferta Marrocos”, cada projeto terá uma área de terreno de até 30 000 hectares. Mais amplamente, o reino identificou cerca de 1 milhão de hectares para o desenvolvimento do hidrogénio verde, sendo que a primeira tranche de 300 000 hectares está a ser progressivamente disponibilizada.

Com esta iniciativa, o Marrocos posiciona-se como um futuro hub energético estratégico, pronto para exportar amoníaco verde e outros derivados para a Europa e outros mercados estratégicos.

Abdoullah Diop

Segundo o seu operador, a refinaria de Al‑Sarir estava em plena manutenção maior das suas instalações. Localizada a este da Líbia, esta refinaria está entre as cinco maiores do país em termos de capacidade.

A refinaria de Al‑Sarir, situada a este da Líbia, retomou a sua capacidade de produção após a conclusão de uma manutenção maior realizada nas suas instalações. O anúncio foi feito na quarta-feira, 4 de fevereiro, pela Arabian Gulf Oil Company (Agoco), subsidiária da National Oil Corporation (NOC), que opera o local.

Detalhadamente, os trabalhos incidiram principalmente sobre a unidade de destilação de crude, o coração do processo de refinação. Esta revisão de grande envergadura exigiu uma paragem planeada das operações para proceder a intervenções mecânicas e técnicas profundas. Segundo a Agoco, a manutenção foi finalizada a 21 de janeiro de 2026, abrindo caminho à fase de reinício.

A instalação foi, posteriormente, sujeita a uma série de testes técnicos destinados a verificar a segurança e o bom funcionamento dos equipamentos. De acordo com a empresa, a introdução do crude na unidade de destilação começou às 10h53, marcando o regresso gradual da refinaria às suas operações normais.

A retomada das operações ocorreu num contexto de condições meteorológicas difíceis, marcadas nomeadamente por tempestades de areia, assim como por várias limitações técnicas. Apesar destes fatores, a Agoco reporta que esta importante operação de manutenção decorreu sem incidentes.

«Esta retoma reflete a eficácia dos quadros nacionais, a precisão do planeamento e do acompanhamento pelo comité supervisor, e o compromisso com as normas de segurança e de qualidade, apoiando a estabilidade das operações, a fiabilidade das instalações de refinação e a sustentabilidade da produção», declarou a empresa num post no Facebook.

Al-Sarir, uma das cinco refinarias da Líbia

Segundo informações publicadas pela PetroGas Libya, empresa de serviços petrolíferos e de gás baseada em Trípoli, a Líbia reivindica uma capacidade de refinação de aproximadamente 380 000 barris por dia, um nível significativamente superior ao consumo nacional de produtos petrolíferos, estimado entre 227 000 e 235 000 b/d, segundo várias fontes concordantes.

Paralelamente, o país continua fortemente dependente das importações, avaliadas em cerca de 258 000 barris por dia em 2024, ou mais de 41 milhões de litros por dia, de acordo com um estudo da The Sentry publicado em novembro de 2025.

Al-Sarir, com uma capacidade de 10 000 b/d, situa-se, juntamente com Brega (10 000 b/d) e Tobruk (20 000 b/d), entre as refinarias designadas como de destilação simples «topping plants», ao lado de Ras Lanuf (220 000 b/d) e Zawiya (120 000 b/d), segundo a U.S. Energy Information Administration (EIA).

Como reportado pela Agência Ecofin, em janeiro de 2026, a NOC planeia aumentar a capacidade de refinação de crude da Líbia para 660 000 b/d, enquanto o país visa, paralelamente, uma produção petrolífera de 1,6 milhão b/d até ao final de 2026.

Abdel-Latif Boureima