Em setembro de 2025, a Chevron, operadora do campo petrolífero de Aseng, anunciou o compromisso de investir fundos para desenvolver o projeto de gás destinado à exploração dos recursos gasíferos associados a este campo produtor.

A Guiné Equatorial e a companhia petrolífera norte-americana Chevron assinaram um acordo relativo ao projeto Aseng Gas, que prevê um aumento da participação da empresa petrolífera estatal GEPetrol. Segundo informações publicadas na sexta-feira, 30 de janeiro, pelo órgão oficial Guinea Ecuatorial Press, a participação da GEPetrol passará de 5 % para 32,55 %.

Esta operação permite à empresa pública reforçar a sua posição na exploração do gás associado ao campo de Aseng, que já se encontra em produção. De acordo com o texto assinado em Malabo entre representantes do Governo da Guiné Equatorial e da Chevron, a multinacional assegurará o financiamento do aumento da participação da GEPetrol no projeto. Não foi anunciada qualquer alteração ao papel da Chevron enquanto operadora do campo.

Segundo o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o gás abrangido pelo projeto Aseng Gas deverá ser valorizado através das infraestruturas gasíferas existentes no país.

O acordo assinado insere-se nas iniciativas em curso destinadas a desenvolver os recursos gasíferos nacionais, cujas reservas provadas são estimadas em 39 mil milhões de metros cúbicos pelo Fórum dos Países Exportadores de Gás (GECF). De acordo com Antonio Oburu Ondo, ministro das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o projeto Aseng Gas «abrirá caminho a outros projetos de gás no país e garantirá o abastecimento de gás para as próximas décadas».

Um desenvolvimento gasífero apoiado por compromissos financeiros

Em setembro de 2025, a Agence Ecofin indicou que o Governo da Guiné Equatorial e a Chevron anunciaram um acordo avaliado em cerca de 690 milhões de dólares para o desenvolvimento do gás associado ao campo petrolífero de Aseng, situado no bloco offshore I do país. Este acordo visa financiar os trabalhos necessários ao tratamento do gás extraído do campo e ao abastecimento das infraestruturas existentes de liquefação de gás natural em Punta Europa.

Num comunicado divulgado aquando da assinatura, as autoridades equato-guineenses já tinham indicado que a Chevron asseguraria este financiamento na qualidade de operadora do projeto, sem qualquer alteração do seu estatuto de operadora principal.

Paralelamente, em janeiro de 2026, o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial declarou estar à procura de financiamentos externos para apoiar a produção petrolífera e gasífera do país. O Governo indicou ter iniciado negociações com várias casas de comércio internacionais com vista à mobilização de cerca de 300 milhões de dólares, através de acordos de pré-financiamento garantidos por futuras entregas de petróleo bruto e de gás natural liquefeito (GNL).

Segundo pormenores avançados por vários meios de comunicação internacionais, estes fundos destinam-se a manter e a estimular as capacidades de produção de petróleo e de gás, que têm registado um declínio ao longo da última década.

Abdel-Latif Boureima

A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá dar início à produção petrolífera, após o adiamento devido a dificuldades técnicas.

A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa beninense. Considerado uma etapa fundamental do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético no Benim.

Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19 %, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70 %, indica igualmente que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável à produção. Não foi identificado qualquer aquífero arenoso, o que limita o risco de subida de água juntamente com o petróleo, um problema comum em alguns poços.

Para garantir e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de fluxo (AICV), que regulam o escoamento e limitam a entrada de água. Está igualmente em curso a instalação de uma bomba submersível elétrica (ESP), destinada a elevar o petróleo até à superfície quando a pressão natural do reservatório não é suficiente.

Uma perfuração bem-sucedida, mas uma entrada em produção adiada

Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da finalização da ligação do poço às infraestruturas principais, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.

Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer calendário quanto ao início da produção. Neste caso, as operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.

A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, direcionado para o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.

O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.

O perímetro marítimo de Sèmè é estratégico para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de redesenvolvimento do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.

A Akrake detém 76 % de participação no bloco, o Governo beninense 15 % e a empresa local Octogone Trading 9 %.

Olivier de Souza

Lançada em 2017, a central eólica Aysha-II dispõe de uma capacidade de produção anual de 467 GWh. Segundo o governo etíope, permitirá fornecer uma infraestrutura energética fiável e escalável.

O primeiro-ministro da Etiópia, Abiy Ahmed (foto), inaugurou no sábado, 31 de janeiro de 2026, o projeto eólico Aysha-II, que classificou como um «investimento importante no programa de energias renováveis» do país.

Localizado na região Somali, o projeto Aysha-II visa fornecer a infraestrutura energética necessária ao desenvolvimento de uma economia orientada para a tecnologia. O projeto integra tecnologias modernas, como SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) e SVG (Static Var Generator), garantindo um fornecimento de eletricidade estável e escalável, essencial para o crescimento industrial.

Além disso, a sua proximidade com países vizinhos posiciona a Etiópia como um polo regional de comércio de energia, promovendo ligações mais estreitas em toda a região do Corno de África. «Este projeto emblemático constitui um pilar da nossa estratégia de segurança energética», declarou o primeiro-ministro.

A iniciativa insere-se no âmbito da transição energética e da diversificação do mix elétrico do país, contribuindo para colmatar o défice de eletricidade que afeta mais de metade da população.

O governo etíope implementou medidas significativas para alargar o acesso à eletricidade, através de investimentos na produção de energia e do lançamento de programas nacionais ambiciosos. A título de exemplo, a entrada em funcionamento da Grande Barragem da Renascença Etíope (GERD), com uma capacidade estimada superior a 5 000 MW, aumentou a capacidade de produção nacional.

O projeto Aysha-II foi lançado em 2017 através de uma parceria entre a empresa chinesa Dongfang e a empresa pública Ethiopian Electric Power Utility. A infraestrutura dispõe de uma capacidade instalada de 120 MW.

Lydie Mobio

Num contexto de forte dependência do gás importado e de crescimento sustentado da procura de eletricidade, a Tunísia continua a alargar o seu portefólio de projetos solares, apoiando-se em investimentos privados para acelerar a sua transição energética.

A Voltalia, empresa internacional de energias renováveis, anunciou na quinta-feira, 29 de janeiro, que foi selecionada pelo Estado tunisino para desenvolver um novo projeto solar de 132 MW, denominado Wadi, na região de Gabès, no sudeste da Tunísia. Este projeto junta-se aos de Sagdoud (maio de 2024) e Menzel Habib (dezembro de 2024). Com Wadi, a capacidade total dos projetos solares da Voltalia a iniciar construção no país atinge cerca de 400 MW.

Localizado nas proximidades do sítio de Menzel Habib, o projeto Wadi deverá beneficiar de sinergias operacionais, nomeadamente através da partilha de custos relacionados com a construção, transporte e manutenção. A construção está prevista para 2027, com entrada em funcionamento esperada em 2028. Segundo a Voltalia, a central produzirá uma quantidade de eletricidade equivalente ao consumo de cerca de 200 000 habitantes e permitirá evitar 120 000 toneladas de CO₂ por ano. Não foram divulgadas informações sobre o custo do projeto nem sobre o modo de financiamento.

«Estamos muito satisfeitos por termos sido selecionados para este novo projeto na Tunísia. Esta etapa reforça não só a nossa presença numa região com elevado potencial solar, mas permite-nos também acompanhar mais de perto as ambições energéticas do país», declarou Robert Klein, diretor-geral da Voltalia.

Este projeto insere-se numa estratégia nacional que visa reduzir a dependência energética da Tunísia. Segundo um artigo do Banco Mundial publicado em janeiro de 2024, o país ainda depende largamente do gás natural importado para produzir eletricidade, com 48% das suas necessidades energéticas importadas em 2022, enquanto a procura elétrica de ponta aumentou cerca de 5% ao ano entre 2010 e 2022. O Banco Mundial estima ainda o potencial solar e eólico tunisino em 320 GW, para uma procura nacional de ponta de cerca de 5 GW.

Esta dinâmica e a vontade de acelerar a diversificação do mix energético são apoiadas por reformas estruturais. Em 11 de novembro de 2025, o Banco Mundial aprovou um financiamento de 430 milhões USD para o programa TEREG, destinado a modernizar o setor elétrico tunisino, reforçar a performance da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG) e atrair investimentos privados. Este programa visa, nomeadamente, mobilizar 2,8 mil milhões USD de investimentos privados para adicionar 2,8 GW de capacidade solar e eólica até 2028.

Abdoullah Diop

No Congo, a taxa de acesso à eletricidade passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações oficiais divulgadas em janeiro de 2026. A estratégia elétrica nacional apresentada pelas autoridades prevê uma diversificação do mix energético, apoiando-se nomeadamente nas energias renováveis.

O governo da República do Congo iniciou estudos técnicos relativos ao projeto hidroelétrico de Kitéké, no rio Loufoulakari, no departamento do Pool, a cerca de 35 km a sudeste de Brazzaville. Trata-se de uma central com uma capacidade instalada prevista de cerca de 510 megawatts (MW), segundo informações reportadas em 29 de janeiro pela ADIAC-Congo.

Os estudos técnicos incidem sobretudo sobre a viabilidade do projeto, a definição das infraestruturas, a escolha dos equipamentos, bem como sobre os estudos de impacto ambiental e social. Visam também detalhar as modalidades de ligação da futura central à rede elétrica nacional.

Esta etapa foi concluída a 28 de janeiro durante um workshop oficial em Brazzaville, com a presença, entre outros, de Émile Ouosso, ministro da Energia e Hidráulica, e de representantes das empresas envolvidas no projeto.

Entre elas, o consórcio Lincoln e China Energy participa na fase de estudos técnicos. Ambas as empresas indicaram a intenção de assegurar, futuramente, a concepção, aquisição de equipamentos, construção, assim como alguns aspetos do financiamento.

Até ao momento, nenhum valor oficial foi divulgado relativamente ao investimento total previsto no projeto. De acordo com o calendário divulgado, o início efetivo da construção está previsto para julho-agosto de 2027, condicionado à conclusão dos estudos.

Durante o Congo Energy & Investment Forum, realizado em Brazzaville em março de 2025, as autoridades congolesas anunciaram a intenção de duplicar a capacidade nacional de produção elétrica para 1.500 MW até 2030, com ênfase no desenvolvimento das energias renováveis.

Foi apresentada uma folha de rota incluindo vários projetos destinados a aumentar a produção elétrica e a melhorar a taxa de acesso à eletricidade, que passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações de Émile Ouosso divulgadas em janeiro de 2026.

Além disso, no âmbito da reforma do setor elétrico, a República do Congo solicitou a expertise da Société nationale d’électricité do Senegal (Senelec). Segundo a Agência Ecofin, em fevereiro de 2025 foi assinado um acordo que confere ao operador senegalês missões ligadas à distribuição, gestão e manutenção da rede elétrica congolesa por um período de dez anos.

Abdel-Latif Boureima

Colocado em operação em 2005, Bonga é um dos principais campos petrolíferos offshore da Nigéria, com uma capacidade de produção de cerca de 225.000 barris por dia e um papel central na exportação de crude proveniente de águas profundas.

A Nigéria irá enfrentar uma redução temporária dos seus volumes de exportação de cerca de 225.000 barris por dia durante várias semanas. Este desenvolvimento, noticiado na segunda-feira, 2 de fevereiro, está relacionado com uma manutenção programada na unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) que opera o campo petrolífero offshore de Bonga.

“Esta manutenção programada visa reduzir interrupções imprevistas, melhorar a eficiência operacional e reforçar a resiliência global do ativo”, declarou Ronald Adams, diretor-geral da Shell Nigeria Exploration and Production Company Ltd (SNEPCo), operador do site.

“Prevemos retomar a produção em março, assim que os trabalhos de manutenção forem concluídos com sucesso”, acrescentou, especificando que esta operação também abrange a produção de gás natural associado, estimada em cerca de 150 milhões de pés cúbicos por dia.

Bonga, projeto estratégico do offshore nigeriano em águas profundas

Desenvolvido no bloco offshore OML 118, o campo de Bonga inclui vários poços produtores ligados por condutas e equipamentos instalados a mais de 1000 metros de profundidade no fundo do mar, de acordo com os dados técnicos do projeto.

O FPSO Bonga foi projetado para armazenar até dois milhões de barris de petróleo antes de serem carregados em navios shuttle destinados à exportação. O crude é exportado diretamente do site offshore, sem passar por instalações terrestres.

Um desenvolvimento petrolífero adjacente, chamado Bonga South West-Aparo, deverá ser implementado após mais de dez anos de incertezas. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou que a SNEPCo lançou novamente um concurso para a fornecimento de uma unidade FPSO para este projeto, com capacidade alvo de cerca de 150.000 barris por dia quando totalmente desenvolvido.

No final de janeiro, o presidente nigeriano Bola Tinubu aprovou incentivos específicos ligados a investimentos para acelerar este projeto offshore em águas profundas, situado a cerca de 120 km da costa. Segundo a presidência, estas medidas não constituem incentivos sectoriais gerais, mas estão condicionadas a novos investimentos e ao aumento efetivo da produção.

As autoridades expressaram o desejo de que o projeto alcance uma decisão final de investimento (FID) até meados de 2027. Nos últimos meses, reiteraram a ambição de elevar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027, contra 1,64 milhão de barris por dia de petróleo bruto e condensados produzidos em média nos primeiros onze meses de 2025, segundo dados oficiais. Também flexibilizaram as condições financeiras do concurso lançado em dezembro de 2025, que abrange 50 blocos petrolíferos e gasíferos.

Abdel-Latif Boureima

Durante muito tempo pilar do sistema elétrico da Zâmbia, a hidroeletricidade mostra hoje os seus limites face às incertezas climáticas. Neste contexto, as autoridades aceleram a diversificação do mix energético, com a energia solar como principal alavanca para reforçar a segurança do abastecimento.

Na Zâmbia, a diversificação do mix elétrico impõe-se agora como uma resposta direta às limitações do sistema hidroelétrico, que durante muito tempo sustentou o fornecimento de eletricidade do país e ainda fornece a maior parte da energia. Esta orientação materializou-se mais uma vez na quinta-feira, 29 de janeiro, com a inauguração pela Kiyona Energy Limited, filial da ZESCO, de um projeto solar fotovoltaico de 20 MW no campus do Natural Resources Development College (NRDC), em Mutendere, na capital Lusaca.

O projeto visa reforçar o fornecimento de eletricidade à rede nacional num país ainda marcado pela seca de 2024, que reduziu significativamente a produção hidroelétrica e, consequentemente, a oferta de eletricidade durante vários meses.

Desenvolvida num antigo aterro reabilitado, esta nova central será ligada à rede nacional. Segundo informações divulgadas durante a cerimónia, 2 MW da capacidade serão dedicados diretamente ao NRDC, garantindo fornecimento contínuo ao campus. O custo do projeto e a sua estrutura de financiamento não foram, no entanto, revelados.

Esta iniciativa integra uma dinâmica mais ampla liderada pela Kiyona Energy. Em meados de janeiro, a empresa adjudicou um contrato de compra de eletricidade à Bluesun Solar Zambia para um projeto solar distinto de 26 MW, representando um investimento estimado entre 22 e 26 milhões de dólares, com entrada em operação comercial prevista ainda este ano. A filial da ZESCO prevê também desenvolver até 300 MW de projetos de energias renováveis até 2028.

A vontade de reforçar a fiabilidade do fornecimento elétrico é determinada diretamente pelas autoridades do país. Durante a inauguração do projeto, o ministro da Energia, Makozo Chikote, declarou:

“Reconhecemos que, embora a hidroeletricidade nos tenha servido bem durante décadas, a variabilidade climática recordou-nos a urgência de diversificar o nosso mix energético e reforçar a segurança energética nacional.”

Abdoullah Diop

Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão

Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.

Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.

Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico

O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.

O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.

Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.

Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.

Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais

A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.

Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.

O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.

Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.

Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.

A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.

Reação política e continuação do projeto

Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.

Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.

A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.

Abdoullah Diop

Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão

Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.

Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.

Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico

O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.

O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.

Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.

Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.

Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais

A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.

Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.

O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.

Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.

Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.

A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.

Reação política e continuação do projeto

Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.

Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.

A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.

Abdoullah Diop

Desde há várias semanas que se registam tensões sociais no setor dos hidrocarbonetos no Gabão, evidenciadas pelo depósito de um pré-aviso de greve pelos sindicatos dos trabalhadores da indústria.

Face a estas tensões no setor petrolífero, as autoridades gabonesas decidiram reunir, por instrução presidencial, todos os operadores do setor de petróleo e gás. A iniciativa foi noticiada na quinta-feira, 29 de janeiro de 2026, pela imprensa local.

Esta medida surge num contexto em que os sindicatos que representam os trabalhadores do setor privado apresentaram um pré-aviso de greve, situação que coloca em risco potenciais perturbações num setor chave da economia gabonesa. Segundo o Banco Mundial, a indústria petrolífera representou cerca de 50% das receitas públicas e 65% das exportações nacionais em 2024.

Neste quadro, o Presidente da República, Brice Clotaire Oligui Nguema, recebeu em audiência, na quarta-feira, 28 de janeiro, os representantes sindicais. O encontro visou analisar as suas reivindicações e abrir um quadro de discussões, nomeadamente sobre a regulamentação relativa ao controlo do emprego e aos procedimentos de despedimento no setor. No final destes diálogos, a presidência anunciou encontros destinados a identificar soluções para os litígios em curso, procurando assim apaziguar o clima social e evitar uma paralisação que possa afetar a produção e as receitas públicas.

Segundo as últimas informações da imprensa local, os encontros realizaram-se na sexta-feira, 30 de janeiro, sob a égide do vice-presidente do Governo, Hermann Immongault. Estas negociações resultaram na definição de um calendário até 7 de fevereiro, enquanto as organizações sindicais mantêm o seu pré-aviso de greve.

Intenções governamentais face às fragilidades do diálogo social

As tensões sociais observadas ocorrem num contexto em que o Governo tem manifestado, nos últimos meses, a intenção de rever o enquadramento do emprego nos hidrocarbonetos. Desde outubro de 2025, foi anunciado o objetivo de reduzir a precariedade laboral no setor, com ênfase no controlo das práticas de subcontratação e nos termos contratuais. Também se abordou a aplicação mais rigorosa das normas relativas à prioridade de emprego para a mão-de-obra nacional.

Até ao momento, estas orientações foram apresentadas como metas de política pública, sem que tenha sido formalmente anunciado um novo quadro regulatório ou um calendário de implementação vinculativo.

Paralelamente, o quadro institucional para o diálogo social nos hidrocarbonetos foi relançado através da Comissão Nacional do Diálogo Social nos Hidrocarbonetos, reunindo Estado, empresas operadoras e sindicatos. Contudo, este processo revelou limitações.

Como noticiou a Agência Ecofin, em outubro de 2025, a TotalEnergies EP Gabon, um dos principais operadores do setor, não se apresentou a uma sessão desta comissão dedicada ao emprego e à subcontratação. Esta ausência foi interpretada pelos sindicatos como um sinal das dificuldades persistentes em estabelecer um diálogo social eficaz e inclusivo na indústria petrolífera.

Abdel-Latif Boureima