Com o objetivo de estimular o desenvolvimento do setor mineiro, as autoridades congolesas adotaram várias medidas, incluindo a revisão de algumas decisões anteriores, visando aumentar as receitas fiscais.

A reforma da despesa fiscal relacionada à importação de produtos petrolíferos acabados, implementada pelo governo congolês, fortaleceu as receitas do país em 2025. Segundo um comunicado do Ministério das Finanças datado de 20 de janeiro de 2026, as receitas petrolíferas registaram um aumento de quase 1.700%, após as isenções concedidas às empresas mineiras e aos seus subcontratantes desde o final de julho.

O comunicado indica que essas receitas passaram de uma média mensal de 4,43 mil milhões de francos congoleses (aproximadamente 2 milhões de dólares) entre janeiro e julho de 2025 para 78,5 mil milhões de francos congoleses entre agosto e dezembro de 2025. No total do ano, as receitas mobilizadas atingiram 423,6 mil milhões de francos congoleses (quase 194 milhões de dólares).

«Graças a esta reforma conduzida pelo governo de forma solidária, a DGDA [Direção Geral das Alfândegas e Impostos Especiais, N.d.R.] conseguiu melhorar consideravelmente o nível das receitas mobilizadas, atingindo 6.848 mil milhões de francos congoleses (aproximadamente 3,13 mil milhões de dólares) até dezembro de 2025, contra 6.280 mil milhões de francos congoleses (cerca de 2,87 mil milhões de dólares) previstos no Plano de Tesouraria 2025 (PTR), correspondendo a uma taxa de execução de 109%», destaca o ministério.

Segundo o ministério, a despesa fiscal petrolífera havia atingido 1,6 mil milhões de dólares em 2022 e 1,1 mil milhões de dólares em 2023, representando em média 15% das receitas correntes do Estado nesses dois exercícios. Este elevado nível de subsídios, isenções e facilidades fiscais — que reduziam significativamente os recursos públicos — levou o governo a implementar a reforma da despesa fiscal relacionada à importação de produtos petrolíferos.

Na Lei de Finanças de 2025 (artigo 22), o país excluiu os combustíveis terrestres e de aviação (gasolina, querosene, gasóleo, fuel, petróleo lampante, GPL), destinados à atividade mineira ou cedidos às empresas mineiras e seus subcontratantes, do subsídio concedido pelo Estado e de todas as formas de isenção de direitos e impostos à importação, incluindo direitos aduaneiros e IVA. A decisão foi operacionalizada por um decreto interministerial assinado a 2 de maio de 2025 pelos Ministérios da Economia Nacional, das Finanças e dos Hidrocarbonetos.

A reforma entrou em vigor no final de julho de 2025, com a publicação de uma estrutura de preços específica para os combustíveis do setor mineiro, principalmente nas regiões sul e leste do país. Paralelamente, o Ministério das Finanças suspendeu algumas isenções e facilidades à importação, enquanto o Ministério dos Hidrocarbonetos reforçou as operações de controlo e rastreabilidade.

Boaz Kabeya (Bankable)

Nos últimos meses, a Sintana Energy multiplicou as iniciativas para reforçar a sua presença no offshore da Namíbia, onde as descobertas de hidrocarbonetos se sucedem desde 2022.

A canadiana Sintana Energy anunciou, na quarta-feira, 21 de janeiro, ter assinado uma carta de intenções que lhe concede exclusividade para avaliar um investimento no bloco de exploração offshore PEL 37, localizado na bacia de Walvis, ao largo da costa namibiana.

«Nos próximos meses, e graças à exclusividade obtida, levaremos a cabo os trabalhos necessários para avaliar se pretendemos prosseguir esta expansão estratégica do nosso portefólio principal», declarou Robert Bose, diretor-executivo da Sintana.

Esta exclusividade, válida até 30 de abril, permite à empresa realizar avaliações técnicas, comerciais e jurídicas, tanto sobre a licença como sobre o seu atual detentor, a Paragon Oil and Gas, que atualmente detém a totalidade do título. Para garantir este acesso prioritário, a Sintana comprometeu-se a efetuar um depósito de 1 milhão de dólares, dos quais um terço ficará definitivamente com a Paragon em caso de abandono do projeto.

O bloco PEL 37 cobre cerca de 17 295 km² e situa-se imediatamente a norte do PEL 82, outra licença offshore na qual uma entidade afiliada da Sintana já detém uma participação económica. De acordo com os termos da carta de intenções, a conclusão de um acordo definitivo faria da Sintana acionista da Paragon Oil and Gas, conferindo-lhe acesso indireto à licença PEL 37. Nesta fase, a empresa esclarece que ainda não foi tomada qualquer decisão final de investimento.

A atual aproximação da Sintana à bacia de Walvis insere-se numa presença já consolidada da empresa canadiana no offshore namibiano, onde detém vários interesses há vários anos, nomeadamente na bacia de Orange.

Nesta região, a Sintana é, em particular, parte interessada no PEL 83, no qual detém uma participação indireta de 10% através de uma estrutura local, conforme noticiado pela Agência Ecofin. Esta licença encontra-se numa nova fase de perfuração, conduzida pelo operador português Galp Energia, no âmbito dos trabalhos de exploração e avaliação geológica do potencial do bloco.

O PEL 83 constitui um dos principais pontos de exposição da Sintana no offshore da Namíbia, a par das licenças PEL 79, 82, 87, 90 e 103, segundo dados disponíveis no site da empresa.

A licença PEL 79, em particular, que cobre os blocos 2815 e 2915, é detida no âmbito de uma joint venture que envolve, entre outros, a NAMCOR, a companhia petrolífera nacional da Namíbia, e a Giraffe Energy Investments, na qual a Sintana detém uma participação indireta de 49%.

Abdel-Latif Boureima

Ao ceder 10% do projeto Baleine à companhia petrolífera nacional do Azerbaijão, SOCAR, a Eni volta a ajustar a estrutura acionista do principal desenvolvimento offshore da Costa do Marfim.

A Eni assinou, na quinta-feira, 22 de janeiro, um acordo vinculativo com a companhia petrolífera pública azerbaijana SOCAR, para a cessão de 10% da sua participação no projeto Baleine, o maior desenvolvimento offshore da Costa do Marfim. Após a conclusão desta operação, sujeita às habituais aprovações regulamentares, o grupo italiano manterá o papel de operador com 37,25% do capital, ao lado da Vitol (30%) e da empresa nacional Petroci (22,75%).

Esta transação insere-se numa rápida recomposição do capital do maior campo produtor de petróleo e gás do país e faz parte de uma estratégia mais ampla de otimização do portefólio de atividades a montante da Eni.

Partilha de riscos e otimização do portefólio

A entrada da SOCAR ocorre após a recente integração da Vitol no capital do projeto. Concluída no final de setembro de 2025, após a obtenção das autorizações necessárias, a cessão de 30% à casa de comércio suíça já tinha reduzido a participação da Eni, permitindo-lhe, ainda assim, conservar uma posição maioritária. Para o grupo italiano, o objetivo é partilhar os riscos financeiros e operacionais de um ativo já em produção, libertando simultaneamente recursos para outros desenvolvimentos a montante. O Baleine torna-se, assim, um exemplo da estratégia de gestão ativa do portefólio que a Eni conduz na Costa do Marfim.

A venda de 10% à SOCAR responde a um modelo segundo o qual a Eni procura monetizar mais cedo as suas descobertas, uma vez iniciadas as fases de desenvolvimento ou produção. Esta abordagem assenta em cessões seletivas de participações, sem pôr em causa o controlo operacional. Na Costa do Marfim, permitiu ao grupo financiar a expansão do seu portefólio offshore, que conta atualmente com dez blocos após a aquisição de novos títulos marítimos nos últimos anos.

Para além do Baleine, o acordo reflete o reforço das relações entre a Eni e a SOCAR. Em 2024, as duas empresas assinaram três memorandos de entendimento que abrangem a exploração e produção de hidrocarbonetos, a segurança energética, a redução das emissões de gases com efeito de estufa e a cadeia dos biocombustíveis. A entrada da SOCAR no principal projeto ivoiriense da Eni concretiza esta cooperação num ativo simultaneamente estratégico e simbólico.

Baleine, um ativo estruturante na estratégia energética da Costa do Marfim

Presente na Costa do Marfim desde 2015, a Eni fez do Baleine o seu primeiro grande desenvolvimento no país. Descoberto em 2021, o campo marcou um ponto de viragem para a indústria ivoiriense de hidrocarbonetos, após duas décadas sem uma descoberta comercial de grande dimensão. Colocado em produção em 2023, num prazo reduzido, é hoje o primeiro projeto de emissões líquidas zero desenvolvido em África. As fases 1 e 2 asseguram uma produção superior a 62 000 barris de petróleo por dia e mais de 75 milhões de pés cúbicos de gás por dia, sendo uma parte significativa deste gás destinada ao mercado interno para apoiar a produção de eletricidade.

O futuro do projeto joga-se agora com a fase 3, atualmente em estudo, que deverá elevar a produção para 150 000 barris de petróleo por dia e 200 milhões de pés cúbicos de gás por dia. A decisão final de investimento é esperada até ao final de 2025. Segundo os dados disponíveis, o campo deverá permanecer economicamente viável até 2059, o que o torna um pilar de longo prazo da produção nacional.

Neste momento, o Baleine representa cerca de 8% da produção diária de petróleo e gás da Costa do Marfim e ocupa um lugar central na política energética do país.

Para a Eni, a operação confirma uma estratégia de otimização das atividades a montante. Para a nação marfinense, consolida um ativo que se tornou estruturante para a sua trajetória energética e económica.

Olivier de Souza

Com Khemisset, a Emmerson ambicionava desenvolver uma mina capaz de produzir até 700 000 toneladas anuais de cloreto de potássio (MoP), com uma vida útil inicial de 19 anos. Uma perspetiva que hoje parece comprometida, à medida que o litígio com o Estado marroquino se prolonga.

Numa nota publicada na quinta-feira, 22 de janeiro, a empresa britânica Emmerson Plc anunciou o lançamento da fase inicial do processo de arbitragem instaurado contra o Estado marroquino, bem como a definição do respetivo calendário. Esta etapa marca um novo desenvolvimento no diferendo entre as duas partes em torno do projeto de Khemisset.

Os contornos de um diferendo iniciado em 2023

O braço de ferro entre as partes remonta a 2023, quando as autoridades marroquinas rejeitaram o estudo de impacto ambiental apresentado pela Emmerson Plc. A recusa foi motivada por preocupações relacionadas com o consumo de água do projeto e a sua conformidade ambiental, num contexto de crescente stress hídrico. Em resposta, a Emmerson reviu o seu plano de desenvolvimento, concebendo um novo método de exploração destinado a reduzir em 50% as necessidades de água.

Apesar destes ajustamentos, as autoridades marroquinas mantiveram o parecer desfavorável, considerando que o projeto continuava a não garantir uma utilização sustentável dos recursos hídricos. O diferendo entrou então numa nova fase em abril de 2025, quando a Emmerson anunciou a apresentação de um pedido de arbitragem junto do Centro Internacional para a Resolução de Diferendos Relativos a Investimentos (CIRDI), instituição afiliada ao Banco Mundial.

Na sua atualização mais recente, a empresa indica que um tribunal arbitral foi entretanto constituído no âmbito do processo. Uma audiência preliminar teve igualmente lugar em meados de dezembro, permitindo fixar o calendário da fase ativa da arbitragem. Atrasado ainda antes do início das obras de construção, o projeto é objeto de um pedido de indemnização por «perdas e danos» alegadamente sofridos.

Concretamente, a Emmerson considera que, através das suas decisões, Marrocos incumpriu as obrigações previstas no acordo que vincula o Reino ao Governo britânico em matéria de promoção e proteção dos investimentos. Até ao momento, as autoridades marroquinas ainda não comunicaram oficialmente sobre o processo nem sobre a arbitragem em curso.

E quanto ao futuro?

A futura mina, concebida para produzir até 700 000 toneladas de MoP por ano, um insumo essencial para a produção de fertilizantes, estava prevista para uma exploração de 19 anos, com um investimento inicial estimado em 525 milhões de dólares.

Mesmo mantendo-se estes parâmetros, o bloqueio já afetou severamente o valor do projeto. Em julho de 2025, a Emmerson anunciou uma imparidade total de 21,1 milhões de dólares, indicando que o ativo já não tinha qualquer valor contabilístico, quando anteriormente o seu valor atual líquido (VAL) tinha sido estimado em 2,2 mil milhões de dólares.

Até à data, não se sabe se os pareceres negativos relativos à licença ambiental foram acompanhados da definição de limites de consumo de água considerados aceitáveis pelas autoridades marroquinas. Paralelamente, a situação hídrica do país melhorou desde o início do diferendo. No início deste mês, Nizar Baraka, ministro marroquino do Equipamento e da Água, anunciou o fim de uma seca de mais de sete anos, graças a precipitações abundantes e a um nível de enchimento das barragens superior à média, traduzindo uma clara reposição das reservas de água em todo o Reino.

Resta saber se esta evolução poderá influenciar as discussões no âmbito do litígio entre a Emmerson e Marrocos perante o CIRDI. Por seu lado, a empresa britânica deverá apresentar o seu memorial, detalhando os argumentos contra Marrocos, até ao final do primeiro trimestre de 2026. Seguir-se-á a fase seguinte do processo, que permitirá aos representantes do Estado marroquino responder às acusações formuladas até ao momento.

Aurel Sèdjro Houenou

A Galp está a implementar uma recomposição estratégica significativa do seu modelo industrial. Ao separar a área de downstream, o grupo aposta no crescimento da sua produção petrolífera no Brasil e na Namíbia, que se tornaram pilares das suas atividades no segmento upstream.

O grupo energético português Galp vai concentrar a sua estratégia de crescimento no desenvolvimento das suas atividades de exploração e produção de petróleo na Namíbia e no Brasil. Esta orientação foi confirmada na terça-feira, 20 de janeiro, pelo co-diretor-geral do grupo, João Diogo Marques da Silva, que indicou que o upstream permaneceria excluído do projeto de reorganização industrial em curso. Ao mesmo tempo, o gigante português não exclui a eventual introdução em bolsa, a médio prazo, de uma parte das suas atividades de downstream resultantes desta reestruturação.

Cisão industrial e foco em ativos de alto valor

No início de janeiro, a Galp anunciou estar em negociações com a Moeve, uma empresa apoiada por fundos de capital de risco, para agrupar as suas atividades de refinação e distribuição em duas novas entidades. Uma seria dedicada à distribuição de combustíveis e a outra à refinação. Caso a operação se concretize, daria origem a um dos maiores complexos de refinação da Europa, com uma capacidade de processamento total de cerca de 700.000 barris por dia.

Neste esquema, a Galp manteria cerca de 20% das novas entidades, ao lado da Moeve, do fundo soberano dos Emirados Árabes Unidos, Mubadala, e do grupo norte-americano Carlyle. O acordo permanece, nesta fase, não vinculativo. Segundo a direção, uma decisão final poderá ocorrer em meados de 2026, uma vez clarificadas as valorizações. Uma eventual cotação em bolsa só seria considerada após a consolidação dos ativos, a clarificação das questões regulatórias, especialmente na distribuição, e a conclusão dos investimentos industriais.

Este reposicionamento estratégico visa preservar e valorizar um portfólio upstream que a Galp considera um motor de crescimento a longo prazo. Após o anúncio do projeto com a Moeve, alguns observadores tinham sugerido a possível alienação dos ativos upstream. A direção rejeitou essa hipótese, destacando a solidez e o potencial das suas posições em exploração e produção.

Brasil e Namíbia no centro da estratégia de crescimento

No Brasil, a Galp iniciou recentemente a produção no seu grande campo Bacalhau. O grupo antecipa um aumento de cerca de 10% da sua produção de petróleo no país em 2026, confirmando o papel central deste ativo na sua trajetória de crescimento. Na Namíbia, detém participações em blocos offshore do Orange Basin, onde recentes descobertas despertaram maior interesse da indústria petrolífera mundial. Estes ativos ainda não desenvolvidos são acompanhados de perto e constituem um pilar estratégico do grupo.

Para além destes dois mercados-chave, a Galp mantém uma abordagem seletiva na sua expansão internacional. O grupo indicou que continua atento a eventuais oportunidades em Angola, ao mesmo tempo que prossegue as suas atividades de exploração em São Tomé e Príncipe, consideradas opções de crescimento a mais longo prazo. Paralelamente, procedeu a retiradas seletivas, nomeadamente em Moçambique e na Guiné-Bissau, refletindo uma estratégia de otimização do portfólio.

Esta estratégia insere-se num contexto energético marcado por uma transição mais lenta do que o previsto. A Galp estima que a Europa continuará a depender dos hidrocarbonetos durante vários anos, justificando a manutenção de investimentos direcionados no upstream, paralelamente a uma racionalização das atividades de downstream. A médio prazo, o sucesso da cisão, a evolução da parceria com a Moeve e o fortalecimento dos ativos brasileiros e namibianos serão determinantes para a capacidade do grupo criar valor.

Olivier de Souza

Num país fortemente dependente da hidroeletricidade, as mini‑redes solares afirmam‑se como um instrumento para reforçar a oferta elétrica nas zonas mal servidas, em complemento aos projetos solares ligados à rede em desenvolvimento.

Na terça-feira, 20 de janeiro, a Ignite Energy Access, empresa especializada no desenvolvimento de soluções solares em África, anunciou a entrada em operação de 15 mini‑redes solares no distrito de Chadiza, na Zâmbia. A informação foi comunicada pelo diretor-geral da empresa, que especificou tratar-se da segunda vaga de projetos entregues no âmbito do programa Increased Access to Electricity and Renewable Energy Production (IAEREP).

Estas novas instalações fazem parte de um portfólio de 60 mini‑redes solares em desenvolvimento pela Ignite no leste do país. Segundo a empresa, os locais agora em operação deverão fornecer eletricidade limpa e fiável a agregados familiares, escolas, centros de saúde e pequenas empresas.

O programa IAEREP é cofinanciado pela União Europeia, através do National Authorising Office. As autoridades zambianas, incluindo a Rural Electrification Authority e o Ministério da Energia, participam igualmente na implementação do programa em colaboração com as autoridades locais.

Este anúncio surge num contexto de crescente expansão da Ignite no continente. Em outubro de 2025, o grupo concluiu a aquisição da Engie Energy Access, a divisão off‑grid do grupo francês Engie. Com esta operação, a Ignite Energy Access tornou-se a maior empresa de eletrificação fora da rede em África, com cerca de 15 milhões de utilizadores distribuídos por 12 países.

Na Zâmbia, as soluções descentralizadas ocupam um lugar crescente na estratégia nacional de acesso à eletricidade devido à sua relevância. De facto, o Banco Mundial estima que as mini‑redes e sistemas solares domésticos poderão fornecer eletricidade a 8,5 milhões de pessoas até 2030, cerca de metade da população ainda privada de acesso à eletricidade.

Abdoullah Diop

Em dezembro de 2025, a SG Industrial FZE já havia concluído um contrato de fornecimento de gás com a Shell Nigeria Gas. A empresa procura agora reforçar ainda mais o seu abastecimento energético.

Na Nigéria, o produtor de aço SG Industrial FZE assinou na terça-feira, 20 de janeiro, um acordo de fornecimento de gás natural com a Shoreline Natural Gas (SNG), distribuidora nigeriana de gás natural, para alimentar as suas instalações industriais. O acordo prevê o fornecimento do gás necessário às suas operações de produção.

Segundo o jornal nigeriano Independent, que cobriu a cerimónia de assinatura, o contrato diz respeito à entrega de gás natural pela SNG ao complexo industrial da SG Industrial FZE. Nenhum dado numérico foi divulgado sobre o volume contratual, a duração do acordo ou o custo da transação.

“Este contrato representa um passo importante para assegurar uma fonte de energia fiável que sustentará as nossas ambições de crescimento e garantirá a continuidade das nossas operações industriais”, declarou Moya Shua, vice-diretor-geral da SG Industrial FZE, durante a cerimónia de assinatura.

“Este acordo reflete o nosso compromisso em construir e operar um sistema de distribuição de gás resiliente e transparente, de forma a apoiar as necessidades energéticas dos industriais e contribuir para o desenvolvimento económico”, afirmou, por sua vez, Ralph Gbobo, diretor-geral da SNG, citado pela imprensa local. A SNG especificou que o fornecimento será realizado através das suas infraestruturas existentes de transporte e distribuição.

SG Industrial FZE no mercado de gás industrial da Nigéria

Este contrato não é o primeiro através do qual a SG Industrial FZE organiza o seu abastecimento de gás. Em dezembro de 2025, a Shell Nigeria Gas Limited havia comunicado sobre um acordo de fornecimento de gás natural assinado com a siderúrgica. O contrato destinava-se a alimentar as suas instalações situadas na Ogun Guangdong Free Trade Zone (OGFTZ), no Estado de Ogun, e foi apresentado como uma expansão do portfólio de clientes industriais da Shell Nigeria Gas. Nenhum dado público foi também divulgado sobre os volumes envolvidos ou a duração do contrato.

Segundo dados da Agência Internacional de Energia (IEA) publicados em 2023, o setor industrial representa cerca de 63,8% do consumo final de gás natural na Nigéria, colocando a indústria no topo dos utilizadores de gás do país.

As autoridades nigerianas destacam igualmente este papel central da indústria no uso do gás doméstico. A Nigerian National Petroleum Company (NNPC Ltd) classifica os clientes industriais entre os principais utilizadores finais de gás natural, ao lado do setor elétrico. A Nigeria Gas Company, responsável pelo transporte, esclarece que as suas infraestruturas asseguram a distribuição do gás tanto para centrais elétricas como para utilizadores industriais espalhados pelo território, identificando explicitamente as indústrias transformadoras, nomeadamente a metalúrgica e a siderúrgica, entre os segmentos atendidos pelo mercado doméstico de gás.

Abdel-Latif Boureima

Enquanto as necessidades de novas capacidades elétricas permanecem elevadas em várias regiões de África, a AXIAN Energy consolida a sua posição junto dos financiadores internacionais ao obter apoio para a preparação dos seus projetos.

O desenvolvedor de projetos de energias renováveis AXIAN Energy, cujas atividades estão concentradas em África, anunciou na terça-feira, 20 de janeiro, ter obtido uma subvenção de cerca de 1 milhão de USD da Norad, a agência norueguesa de cooperação para o desenvolvimento, para apoiar a fase de desenvolvimento de vários projetos de energias renováveis no continente.

Este apoio visa acelerar a preparação de projetos na Zâmbia, em Madagascar, em Moçambique e na Serra Leoa, mercados onde as necessidades de novas capacidades de produção elétrica permanecem significativas.

A AXIAN Energy tem-se progressivamente posicionado como um ator ativo no setor solar de grande escala em África. Na Zâmbia, o grupo desenvolve, nomeadamente, uma central solar de 54 MWp, marcando um passo importante na sua implantação na África Austral. No Senegal, lançou em 2025 a construção da central solar NEA Kolda de 60 MW, um dos projetos estruturantes do programa solar nacional. A empresa beneficiou também do apoio do SEFA, o Fundo para a Energia Sustentável em África, para estruturar o seu portfólio de projetos renováveis.

Estes desenvolvimentos ocorrem num contexto em que o setor elétrico capta a maior parte dos investimentos energéticos mundiais, enquanto África continua a enfrentar um défice de acesso à eletricidade e de capacidades de produção.

Neste enquadramento, a capacidade de desenvolvedores africanos de mobilizar apoios institucionais já na fase de desenvolvimento surge como uma alavanca chave para fazer emergir novos projetos e desbloquear um potencial renovável considerável, nomeadamente no setor solar.

Abdoullah Diop

A refinaria de Augusta simboliza o compromisso da Sonatrach com combustíveis sustentáveis e reflete a orientação do grupo para a transição energética nas suas atividades europeias.

O grupo argelino Sonatrach iniciou a produção comercial de um combustível com componente biológica na sua refinaria de Augusta, na Sicília (Itália). A informação foi divulgada no domingo, 18 de janeiro, pela imprensa argelina, citando a Sonatrach Raffineria Italiana, filial do grupo.

«Foi alcançada uma etapa importante pela Sonatrach Raffineria Italiana com o arranque da produção de gasolina contendo etanol (E5), cujo primeiro camião-cisterna foi expedido no dia 14 de janeiro a partir do seu terminal de Augusta», pode ler-se num comunicado da empresa publicado na sua página do LinkedIn.

A Sonatrach Raffineria Italiana indica que a introdução da mistura com etanol «insere-se na estratégia de aumento» da percentagem de componentes biológicos nos combustíveis automóveis produzidos no local. Na continuidade desta orientação, a filial italiana da Sonatrach sublinha que esta evolução industrial «contribui para o processo de transição energética» da empresa.

A refinaria de Augusta, um ativo-chave da Sonatrach na Europa

A refinaria de Augusta foi adquirida pela Sonatrach em 2018 à Esso Italiana, filial do grupo norte-americano ExxonMobil. Na altura, a empresa pública argelina indicou que a instalação dispunha de uma capacidade de processamento de cerca de 10 milhões de toneladas de crude por ano, o que a tornava um dos seus principais ativos industriais fora da Argélia.

Na época, a aquisição suscitou controvérsia na Argélia, nomeadamente devido ao preço da transação (720 milhões de dólares) e ao estado dos equipamentos, como relataram vários meios de comunicação argelinos. As críticas incidiram sobretudo sobre os custos de requalificação do local e sobre a rentabilidade esperada deste investimento no estrangeiro. Em setembro de 2022, três dirigentes da Sonatrach foram detidos na sequência de uma investigação das autoridades.

Nos anos seguintes à aquisição, a Sonatrach indicou ter realizado operações de manutenção e modernização nesta refinaria. No seu relatório anual de 2023, o grupo declarou que continua a investir para melhorar a fiabilidade operacional dos seus ativos internacionais, sem fornecer detalhes específicos sobre o site de Augusta.

Este desenvolvimento ocorre num contexto regulatório europeu que já enquadra a evolução da composição dos combustíveis rodoviários. A União Europeia (UE) regula a incorporação progressiva de biocombustíveis nos combustíveis destinados aos transportes, no âmbito das suas políticas energéticas e climáticas. Assim, os combustíveis do tipo E5, que contêm até 5% de etanol, já são comercializados em vários países do continente europeu.

Abdel-Latif Boureima

A recente queda dos preços internacionais dos produtos refinados reacendeu as expectativas de combustíveis mais baratos no Gana. Nesse contexto, surgiram vozes a pedir uma revisão das regras que enquadram a aplicação dos preços nas bombas.

No Gana, a Autoridade Nacional do Petróleo (National Petroleum Authority – NPA) indicou, na segunda-feira, 19 de janeiro, que não tenciona suprimir o preço mínimo regulamentar dos combustíveis, apesar das pressões nesse sentido.

« Tendo em conta a evolução atual do mercado, a National Petroleum Authority não tenciona revogar esta política », declarou Abass Tasunti, diretor da regulação económica e do planeamento da NPA, numa entrevista concedida ao meio de comunicação local JoyNews.

Esta posição surge num contexto de debate público que envolve dirigentes de companhias petrolíferas e grupos de consumidores. Estes atores defendem a revogação do mecanismo, considerando que ele impede os postos de combustível de repercutirem plenamente junto dos consumidores a recente descida dos preços internacionais dos produtos refinados.

Em resposta a estas tomadas de posição, a NPA detalhou as razões pelas quais mantém este dispositivo. A entidade pública invoca, em primeiro lugar, a persistência das condições de mercado que haviam justificado a sua introdução. Destaca igualmente os riscos de distorções de preços entre operadores caso o mecanismo fosse suprimido.

O regulador sublinha ainda a necessidade de preservar a estabilidade do segmento a jusante da indústria petrolífera ganesa. Recorda que este segmento está estreitamente ligado ao sistema bancário, nomeadamente através das linhas de crédito utilizadas pelas empresas de distribuição para importar produtos refinados.

Um mecanismo de preço mínimo no Gana

Instituído em abril de 2024, o preço mínimo regulamentar dos combustíveis fixa um preço mínimo de venda a retalho para a gasolina, o gasóleo e o gás doméstico no Gana. Este limite é recalculado a cada duas semanas pelo regulador, em função do custo de importação dos produtos refinados, dos impostos, das taxas portuárias e das taxas regulamentares.

Nas últimas janelas tarifárias, este preço mínimo situava-se em torno de 12 a 13 cedis ganeses por litro para a gasolina (cerca de 1,12 a 1,24 USD), 13 a 14 cedis para o gasóleo (cerca de 1,21 a 1,33 USD) e acima de 14 cedis para o GPL (mais de 1,33 USD), segundo as tabelas publicadas pela NPA. As empresas de comercialização de produtos petrolíferos (OMCs) e os distribuidores de gás liquefeito (LPGMCs) são obrigados a vender acima destes limites, mesmo quando os seus custos de abastecimento diminuem.

Segundo a NPA, este mecanismo, introduzido num contexto de tensões financeiras no setor petrolífero a jusante — marcado por atrasos de pagamento, maior dependência do crédito bancário e diferenças significativas de preços entre operadores — visa enquadrar a concorrência.

A sua manutenção ocorre num momento em que, segundo as autoridades ganesas, o Estado anunciou ter gasto 1,47 mil milhões de dólares em 2025 para liquidar atrasos do setor energético acumulados ao longo de vários anos. Durante a entrevista, Tasunti indicou que a NPA não pretende adotar medidas suscetíveis de desestabilizar o setor e provocar uma crise de abastecimento.

Abdel-Latif Boureima