Enquanto a África do Sul procura acelerar a descarbonização do seu sistema elétrico, o Reino Unido mobiliza instrumentos públicos e capitais privados para apoiar a transição energética do país, visando tanto as infraestruturas como os mercados financeiros.

A instituição britânica de financiamento ao desenvolvimento British International Investment (BII) e a Alexforbes Investments anunciaram, na terça-feira, 27 de janeiro de 2026, um compromisso conjunto de 1 mil milhões de rands (≈63 milhões de USD) em favor do Revego Africa Energy Fund, com o objetivo de apoiar o desenvolvimento do mercado secundário de ativos de energias renováveis na África do Sul.

Segundo o comunicado, este investimento pretende reforçar a liquidez do setor, facilitando a transição da propriedade dos ativos dos desenvolvedores para investidores de longo prazo. Este mecanismo permitirá aos desenvolvedores reciclar os capitais libertados em novos projetos de energias renováveis, contribuindo assim para estruturar um mercado secundário mais acessível e líquido.

A British International Investment especifica que esta operação se insere no apoio do Reino Unido à transição energética sul-africana, nomeadamente através do Just Energy Transition Partnership (JETP).

«À medida que evoluímos a nossa abordagem ao financiamento climático em África, continuamos determinados a apoiar um mercado em rápido crescimento para os ativos renováveis. Neste caso específico, reforçamos o nosso apoio ao Revego para criar um mercado secundário líquido para as energias renováveis na África Subsaariana. Ao libertar liquidez, permitimos que os desenvolvedores em fase inicial reciclem os seus capitais em novos projetos greenfield», declarou Chris Chijiutomi, diretor-geral e responsável pela África na British International Investment.

Esta operação integra-se no apoio mais amplo do Reino Unido à descarbonização do setor energético sul-africano. A 22 de janeiro de 2026, Londres anunciou a prorrogação da sua garantia de dívida ligada ao clima de 1 mil milhões de USD em favor da África do Sul. Segundo a Alta Comissão britânica, citada pela Bloomberg, esta garantia visa apoiar a implementação do Municipal Utility Reform Project e outras infraestruturas de baixo carbono, e faz parte da contribuição de cerca de 1,5 mil milhões de euros do Reino Unido para o JETP.

Abdoullah Diop

Está em curso na Líbia um processo de atribuição de licenças petrolíferas. A operação, que abrange 22 blocos onshore e offshore, deverá ter o seu desfecho até ao final do primeiro trimestre de 2026, segundo as autoridades.

A Líbia prevê um segundo ciclo de concessão de licenças petrolíferas após o interesse manifestado por várias multinacionais pelo ciclo atual. A informação foi divulgada pela imprensa líbia, citando declarações de Khalifa Abdulsadek, ministro líbio do Petróleo e do Gás, proferidas durante o Libya Energy & Economic Summit 2026, realizado em Trípoli de sábado, 24, a segunda-feira, 26 de janeiro.

Falando a 25 de janeiro durante o evento, Abdulsadek indicou que o segundo concurso para licenças petrolíferas é “quase certo em 90%”. Declarou que o nível de interesse pela oferta atual reflete o interesse que as companhias internacionais têm pelo setor petrolífero líbio.

«Procuramos manter esta dinâmica de forma regular. É uma etapa necessária para uma economia que depende 95% do petróleo e do gás. Esta dependência torna indispensável a preservação do setor através de um processo coerente e organizado», afirmou o ministro, segundo declarações publicadas pelo The Libya Observer.

Para já, o segundo ciclo de concessão de licenças petrolíferas permanece ao nível da intenção. Nenhum calendário ou perímetro específico foi divulgado pelas autoridades até ao momento. O país prepara-se ainda para tornar público o resultado do ciclo em curso, esperado para fevereiro de 2026, segundo o Primeiro-Ministro líbio.

Uma dinâmica iniciada em 2025

A menção a um segundo ciclo de concessão de licenças ocorre num contexto em que várias iniciativas foram lançadas nos últimos meses para apoiar o setor petrolífero líbio. A mais recente foi marcada pela assinatura, em 24 de janeiro, de um acordo de cooperação petrolífera de 25 anos com a TotalEnergies e a ConocoPhillips, anunciado durante o cimeira.

Esta dinâmica insere-se num processo iniciado pelas autoridades líbias no ano passado, com o lançamento, por Trípoli, de um ciclo de concursos de blocos petrolíferos onshore e offshore, o primeiro deste tipo em dezoito anos, segundo informações divulgadas pela AFP.

De acordo com os dados disponíveis, a Líbia possui as maiores reservas provadas de petróleo do continente, estimadas em cerca de 48,4 mil milhões de barris, e produz em média cerca de 1,4 milhão de barris/dia. O país fixou como objetivo aumentar a sua produção nacional de petróleo para cerca de 1,6 milhão de barris por dia até ao final de 2026, segundo dados das autoridades.

Neste contexto, o país, através da sua empresa pública de petróleo, tem multiplicado os apelos às multinacionais para relançarem as suas atividades de exploração no país. A Agence Ecofin reportou, por exemplo, que a empresa pública argelina Sonatrach anunciou a retomada da perfuração de exploração de hidrocarbonetos, interrompida há mais de uma década.

Abdel-Latif Boureima

Em dezembro de 2025, a Sound Energy oficializou a introdução, no sistema de recolha instalado na concessão, dos primeiros volumes provenientes do seu projeto de Tendrara, um avanço ocorrido com cerca de seis meses de atraso em relação ao calendário comunicado em 2024.

O projeto gasífero de Tendrara, desenvolvido pela empresa britânica Sound Energy no leste de Marrocos, deu mais um passo rumo à sua entrada em produção comercial, ao iniciar uma fase de produção inicial de natureza técnica e pré-comercial. Numa atualização operacional publicada a 26 de janeiro, a empresa indica que os principais poços do projeto, TE-6 e TE-7, foram integrados com sucesso no sistema de recolha de gás, após a realização de testes conclusivos.

Estas operações inserem-se no processo de preparação do local para a produção, permitindo o encaminhamento do gás para as instalações de tratamento previstas no âmbito da Fase 1 do desenvolvimento, conforme definido pelo operador. Esta fase tem como objetivo uma primeira produção de gás destinada principalmente ao mercado marroquino, de acordo com as metas comunicadas pela Sound Energy.

A empresa esclarece ainda que as infraestruturas necessárias à exploração do gás continuam a avançar, nomeadamente os equipamentos destinados à utilização do gás produzido para a geração de eletricidade no local. Esta produção elétrica interna deverá permitir alimentar as operações do campo, substituindo os geradores a gasóleo utilizados até agora.

Por outro lado, a companhia britânica refere que está a trabalhar na finalização das condições técnicas e financeiras necessárias para alcançar o chamado first gas, ou seja, a primeira produção comercial efetiva do projeto.

Em dezembro, a Agência Ecofin noticiou, em particular, a injeção dos primeiros volumes de gás provenientes do poço TE-6 no sistema de recolha da concessão. A Sound Energy indicou que as primeiras entregas provenientes desta instalação são esperadas entre o final do primeiro trimestre e o segundo trimestre de 2026.

Esta fase é apresentada como um pré-requisito para a execução do acordo celebrado com a empresa local Afriquia Gaz, que prevê a compra contratual de 100 milhões de metros cúbicos normais por ano de GNL, no âmbito de um compromisso de dez anos a partir da data do primeiro gás comercial.

A Sound Energy detém 20 % da concessão de Tendrara, em parceria com o Office National des Hydrocarbures et des Mines (25 %) e a empresa Mana Energy Limited, maioritariamente controlada pelo grupo Attijariwafa Bank (55 %).

Abdel-Latif Boureima

As obras de construção da central térmica a gás de Mayumba foram oficialmente lançadas em julho de 2024, com o objetivo de responder aos desafios energéticos na região sudoeste do Gabão.

O Estado gabonês recebeu oficialmente a primeira fase da central térmica a gás de Mayumba, marcando a entrada em funcionamento de uma nova infraestrutura de produção de eletricidade no sul do país. A informação foi divulgada por vários meios de comunicação locais, na margem da cerimónia de inauguração realizada na sexta-feira, 23 de janeiro.

Concretamente, a instalação, situada na província da Nyanga, apresenta uma capacidade instalada de 8,5 megawatts nesta primeira fase operacional. Esta entrada em funcionamento vem responder, a curto prazo, às restrições de produção que há muito afetam o abastecimento elétrico da região.

O projeto é desenvolvido no âmbito de uma parceria público-privada, envolvendo o Estado gabonês, a empresa pública Gabon Power Company, filial do Fundo Gabonês de Investimentos Estratégicos, e o operador petrolífero Perenco Gabon, responsável pelo fornecimento do gás natural destinado a alimentar a central.

O gás é transportado a partir de campos offshore explorados pela Perenco até ao local de Mayumba, enquanto continuam os trabalhos nas infraestruturas de ligação, incluindo a linha elétrica que ligará Mayumba a Tchibanga, permitindo a evacuação da eletricidade produzida para a rede interligada.

Neste enquadramento, o plano de desenvolvimento do projeto prevê expansões sucessivas do site. A capacidade instalada deverá ser aumentada para cerca de 20 MW numa fase intermédia, antes de atingir até 50 MW a longo prazo, de acordo com a trajetória definida no âmbito do projeto.

Um projeto inicialmente previsto para 2025

O projeto da central térmica a gás de Mayumba resulta de um planeamento conduzido pelas autoridades gabonesas para responder aos déficits estruturais de eletricidade no sul do país, valorizando localmente o gás natural produzido na região.

Nesse sentido, em 2024, os parceiros do projeto procederam a uma atualização contratual destinada a acelerar o calendário de implementação. Esta revisão visava explicitamente a entrega dos primeiros megawatts já em 2025, com uma primeira fase em torno de 9 MW, antes de um aumento progressivo até aos 50 MW.

Em detalhe, a Perenco comprometeu-se a assegurar a instalação dos equipamentos de produção e o fornecimento de gás natural, enquanto a Gabon Power Company deveria liderar as obras de ligação elétrica, incluindo a construção de uma linha que ligasse Mayumba a Tchibanga e a eletrificação das localidades ao longo deste eixo.

A receção oficial pelo Estado marca a conclusão da primeira fase do projeto, em conformidade com os compromissos contratuais assumidos pelas partes envolvidas. Esta etapa abre agora caminho às fases subsequentes de desenvolvimento da central, na continuidade do plano definido para reforçar de forma sustentável a oferta elétrica no sul do Gabão.

Abdel-Latif Boureima

Historicamente dominado pela exploração mineira, com destaque para o ouro e os fosfatos, o setor extrativo senegalês viu nos últimos dois anos a entrada em produção de campos de petróleo e gás. Estes projetos iniciam um reforço do peso dos hidrocarbonetos na indústria.

As receitas extrativas do Senegal aumentaram 23% em termos anuais, atingindo 447 mil milhões de FCFA (cerca de 808 milhões de USD) em 2024. Embora a mineração continue dominante nestas receitas, o crescimento deve-se principalmente ao setor petrolífero, cujas receitas mais que duplicaram em apenas um ano.

Segundo um relatório publicado em dezembro de 2025 pela Iniciativa para a Transparência nas Indústrias Extrativas (ITIE), as empresas petrolíferas que operam no Senegal pagaram, em 2024, 77,70 mil milhões de FCFA ao Estado (excluindo pagamentos sociais, ambientais e garantias de reabilitação), contra 30,65 mil milhões de FCFA em 2023. A participação dos hidrocarbonetos nas receitas extrativas do Estado passou, assim, de 8% em 2023 para 17% um ano depois. Este aumento deve-se à entrada em operação do campo petrolífero de Sangomar, em junho de 2024.

Campo petrolífero de Sangomar

Nos primeiros meses de exploração em 2024, o campo offshore de Sangomar produziu 16,90 milhões de barris de petróleo. É operado por uma joint venture entre a australiana Woodside Energy (82% das participações) e a empresa nacional senegalesa Petrosen (18%). O Senegal explora também gás natural, cuja produção, de 2,77 milhões de metros cúbicos normais em 2024, é totalmente utilizada localmente para a produção de eletricidade.

Predomínio do ouro

Para além do aumento de produção do campo de Sangomar, que produziu 36,1 milhões de barris em 2025, a contribuição dos hidrocarbonetos para as receitas extrativas do país deverá crescer ainda mais com o gás natural liquefeito. O Senegal iniciou as exportações no ano passado, com a entrada em produção do projeto gasífero Greater Tortue Ahmeyim. Ainda assim, a mineração deverá continuar, pelo menos a médio prazo, a dominar o setor extrativo.

De acordo com a ITIE, as minas geraram 369,68 mil milhões de FCFA de receitas para o Estado senegalês em 2024, um aumento de 11% face a 2023. O relatório atribui esta evolução, sobretudo, a ajustes alfandegários aplicados nas duas minas de ouro do país, bem como nas Indústrias Químicas do Senegal (ICS), que exploram fosfato. O ouro e o ácido fosfórico (derivado do fosfato) são os dois principais produtos de exportação do setor mineiro, com, respetivamente, 501,95 mil milhões de FCFA e 287,52 mil milhões de FCFA declarados na exportação.

A produção declarada de ouro foi de 354.715 onças, cerca de 11 toneladas, proveniente das minas industriais de Sabodala-Massawa e Mako. A entrada em produção, em 2025, da mina Boto, explorada pela marroquina Managem e capaz de produzir cerca de 5 toneladas nos três primeiros anos, reforçará o impacto do ouro nas receitas extrativas. Salienta-se ainda que o aumento esperado da produção senegalesa de ouro ocorre num contexto de forte valorização dos preços, que subiram mais de 60% em 2025 e poderão atingir 5.000 USD por onça em 2026.

Peso na economia

Será necessário aguardar o relatório ITIE 2025 para avaliar até que ponto os efeitos do aumento da produção e dos preços do ouro se traduzem nas receitas extrativas do Senegal. Observa-se, no entanto, que a contribuição do setor extrativo para a economia nacional pouco mudou em 2024.

O peso nas exportações passou de 31,89% em 2023 para 31,38% um ano depois, enquanto a participação no PIB aumentou para 4,95% (contra 4,72% em 2023). O setor extrativo representa ainda 0,74% dos empregos declarados (contra 0,16% em 2023), enquanto a parcela nas receitas do Estado passou de 9,40% em 2023 para 11,96% em 2024.

Na procura de reforçar a presença das minas na economia, o governo senegalês, liderado pelo Presidente Diomaye Faye e pelo Primeiro-Ministro Ousmane Sonko, lançou uma auditoria aos contratos petrolíferos e ao setor mineiro. Quanto a este último, os resultados anunciados em setembro de 2025 revelaram o incumprimento das obrigações fiscais por vários operadores e a proliferação de minas ilegais. Medidas corretivas estão previstas.

Emiliano Tossou

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

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

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

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

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

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

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

Abdoullah Diop

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

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

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

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

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

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

Abdoullah Diop

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

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

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

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

Um alívio geral

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

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

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

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

Espoir Olodo

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

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

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

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

Um grande projeto industrial nos Estados Unidos

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

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

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

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

Estratégia da Sasol para seu ativo nos EUA

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

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

Abdel-Latif Boureima

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

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

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

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

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

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

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

Abdel-Latif Boureima