Com o seu peso na UEMOA, a Costa do Marfim explora novos instrumentos para desenvolver as indústrias extrativas e o setor energético. O país pretende reforçar uma base produtiva capaz de sustentar a sua vantagem nesta zona.

O governo marfinense anunciou, na sexta-feira 5 de dezembro, o lançamento da sua Política Integrada dos Recursos Minerais e da Energia (PIRME), após a adoção da comunicação em Conselho de Ministros a 3 de dezembro. Esta política reúne as minas, os hidrocarbonetos e a energia num quadro estratégico destinado a acelerar a transformação económica do país a longo prazo.

A Costa do Marfim continua a ser a primeira economia da UEMOA, com 40% do PIB da união e 42% das exportações. Permanece igualmente um ator mundial do cacau e da castanha de caju. Apesar deste desempenho, a economia do país continua parcialmente dependente da agricultura e exposta às flutuações dos preços das matérias-primas. A nova política visa reforçar a diversificação, aumentando a contribuição do setor das minas e da energia para 14% em 2040, contra 7% do PIB em 2022.

As principais ações previstas pela política

A PIRME propõe estruturar toda a cadeia de valor, desde a prospeção até à transformação local. Prevê um aumento da produção mineira e petrolífera, bem como o desenvolvimento da transformação para criar mais valor acrescentado no país. A estratégia pretende reforçar as cadeias de valor locais, apoiar a instalação de indústrias e incentivar a participação dos operadores nacionais. Pretende igualmente melhorar a governação do setor, garantir uma repartição mais equitativa das receitas e apoiar a criação de emprego, num país onde a pobreza afetava 37,5% da população em 2021, segundo uma nota do Tesouro francês.

A energia no centro da política de transformação económica

A política confere um papel central à energia para acompanhar a industrialização. Estabelece o objetivo de integrar 45% de energias renováveis no mix nacional e de reduzir em 38% as emissões do setor energético. Uma eletricidade mais fiável e acessível deverá não só apoiar o crescimento das atividades extrativas, mas também reforçar a competitividade de toda a economia. A energia é vista como um instrumento essencial para reduzir os desequilíbrios territoriais e favorecer o desenvolvimento de novas atividades produtivas.

Um financiamento importante para apoiar a implementação

A implementação da PIRME exigirá 38 000 mil milhões de FCFA ao longo de 15 anos, cerca de 67,5 mil milhões de dólares. A repartição anunciada é de 41% para a energia, 30% para as minas e 29% para os hidrocarbonetos. Este volume considerável apoia-se na capacidade do país de mobilizar financiamento. Segundo o Tesouro francês, o PND 2021-2025 previa 59 mil milhões de euros de investimentos, dos quais três quartos provenientes do setor privado. No final de 2024, 45,5 mil milhões de euros já tinham sido comprometidos, o que representa uma taxa de realização de 77,1%, confirmando a aptidão do país para atrair investidores e executar programas de grande escala.

Na linha desta dinâmica, ao reunir minas, hidrocarbonetos e energia num quadro único, a Costa do Marfim deverá consolidar a sua diversificação económica. O país poderá, além da agricultura, afirmar-se no setor extrativo e reforçar o seu estatuto de hub energético na sub-região, apoiando um crescimento mais inclusivo, para além de Abidjan, que concentra 80% da atividade económica.

Abdoullah Diop

África do Sul: Shell obtém participação no bloco 2C do bacia de Orange

A Shell tem solicitado, há vários anos, autorizações para explorar hidrocarbonetos na costa sul-africana, mas vários dos seus projetos foram suspensos por decisões judiciais após recursos interpostos por organizações ambientais.

Depois de, por vezes, ter sido obrigada a suspender algumas atividades de exploração na África do Sul, a multinacional anglo-holandesa Shell obteve uma participação na bacia de Orange, partilhada com a Namíbia, onde vários campos de petróleo foram descobertos nos últimos anos.

Segundo informações divulgadas na segunda-feira, 8 de dezembro, pela imprensa internacional, a petrolífera anglo-holandesa adquiriu uma participação de 60% no bloco 2C, localizado nesta bacia. A operação envolve também a empresa pública PetroSA e prevê o pagamento, por parte da Shell, de uma bonificação de assinatura de 25 milhões de dólares.

Além deste montante pago à empresa estatal, os termos do acordo preveem que a Shell assuma os trabalhos programados neste perímetro, incluindo a perfuração de três poços de exploração, com custo estimado entre 135 e 150 milhões de dólares.

A operação é apresentada como mais uma etapa nos projetos da Shell, que tinha obtido em julho de 2025 o direito de perfurar cinco poços na zona de interesse do Northern Cape Ultra Deep Block, também situado na bacia de Orange. Além disso, o acordo com a PetroSA surge enquanto as atividades da Shell nos blocos 5/6/7 permanecem suspensas por decisão judicial contestada pela empresa.

A finalização da transação está sujeita à aprovação da Petroleum Agency South Africa (PASA), regulador das atividades petrolíferas e gasíferas, que, segundo a imprensa internacional, ainda não recebeu o pedido formal de transferência de participação.

A concretização deste processo é ainda incerta, uma vez que, como recorda a Agence Ecofin, a Shell, tal como várias outras multinacionais petrolíferas, opera num quadro jurídico marcado por litígios, incluindo a suspensão, em 2022, pela Alta Corte de Makhanda, de uma campanha de levantamentos sísmicos.

Apesar de uma decisão parcialmente favorável do Supremo Tribunal de Recurso em 2024, o processo continua pendente no Tribunal Constitucional.

Abdel-Latif Boureima

O país apresenta um bom nível de acesso à eletricidade, mas a maior parte do abastecimento ainda provém do exterior. O desenvolvimento da energia solar visa reforçar uma produção local capaz de reduzir gradualmente esta dependência.

A ESERA, autoridade reguladora da energia de Eswatini, anunciou na segunda-feira, 8 de dezembro, o lançamento oficial do projeto solar Tsamela de 20 MW, o primeiro desenvolvimento do programa nacional de abastecimento de 75 MW de Solar PV. A cerimónia decorreu em Enduma, na presença de membros da família real, representantes do governo, da ESERA, do Standard Bank, do desenvolvedor Anthem e outras partes interessadas.

Segundo o comunicado, o projeto baseia-se num contrato de compra de eletricidade de 25 anos com a Eswatini Electricity Company. A construção deve iniciar entre janeiro e fevereiro de 2026, com entrada em operação prevista entre julho e agosto de 2027. O investimento supera 400 milhões de euros (23,5 milhões USD), financiado por uma dívida estruturada pelo Standard Bank, com 30% do capital reservado a investidores nacionais e 30% da dívida levantada localmente.

A central deverá produzir 47.788 MWh no primeiro ano de operação, o que permitirá compensar 4,8% das importações de eletricidade do país. Quatro outros projetos seguirão no âmbito do programa, incluindo o da Innovent de 10 MW, da Voltalia de 15 MW, bem como dois da Sturdee Energy de 15 MW cada.

No seu discurso, o CEO da ESERA sublinhou a importância desta etapa decisiva, declarando que «o abastecimento de eletricidade é um processo longo. O que se vê hoje é fruto de procedimentos rigorosos, negociações, confiança da comunidade e uma vontade nacional de produzir mais a nossa própria eletricidade».

Segundo o Banco Mundial, 86,4% da população de Eswatini tinha acesso à eletricidade em 2023, com 91% nas áreas urbanas e 84,9% nas áreas rurais. Apesar destas taxas elevadas, o país continua fortemente dependente das importações.

A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que, em 2023, as importações líquidas representaram 71,7% do consumo final, ou seja, 1.043 GWh, enquanto a produção local se limita a 601 GWh, dominada pela hidroeletricidade (54%) e pelas bioenergias (32%), com a energia solar representando apenas 4%.

Neste contexto, marcado por uma forte dependência das importações e uma participação ainda limitada da energia solar na matriz, a implementação do programa de 75 MW contribuirá para explorar o potencial de energias renováveis, apoiando assim um abastecimento elétrico mais fiável e estável para o país.

Abdoullah Diop

Face ao aumento da procura energética e às tensões nas importações de gás, vários países da África Ocidental estão a trabalhar para garantir o fornecimento e reforçar a resiliência dos seus sistemas nacionais.

Reunidos em Abidjã no domingo, 7 de dezembro de 2025, os ministros responsáveis pela Energia da Costa do Marfim, Togo e Benim acordaram a criação de um quadro tripartido destinado a assegurar o abastecimento regional de gás natural. O encontro, apoiado pelo grupo do Banco Mundial, responde a um desafio energético comum aos três países costeiros, cuja produção elétrica depende cada vez mais do gás.

É o caso do Togo, representado nestes trabalhos pelo ministro Robert Koffi Eklo. O país enfrenta uma pressão crescente sobre o seu abastecimento energético, com elevados custos de produção associados ao uso de combustíveis líquidos. O ministro destacou a importância de uma cooperação alargada e mencionou a criação, a longo prazo, de uma instituição regional do gás modelo do WAPP para a eletricidade.

O vice-presidente do Banco Mundial para a África Ocidental e Central, Ousmane Diagana, sublinhou a relevância de uma coordenação regional para reforçar a credibilidade da procura e melhorar as condições de negociação com fornecedores internacionais. A instituição mostrou-se pronta para apoiar os três Estados, nomeadamente através da IFC e da MIGA.

Três medidas-chave

A declaração final prevê três eixos prioritários: mutualizar a importação de GNL, criar em um mês um grupo de trabalho técnico para estudar o modelo operacional, e estruturar um projeto considerado bancável com o apoio do Banco Mundial. O objetivo é reduzir custos, melhorar a segurança do abastecimento e apoiar a transição para fontes menos poluentes.

Costa do Marfim: potencial polo gasífero regional

A nova dinâmica insere-se num contexto em que a Costa do Marfim reforça rapidamente o seu potencial gasífero, com importantes recursos comprovados. O campo Baleine (que contém cerca de 3,3 trilhões de pés cúbicos de gás), em produção desde 2023, já abastece centrais elétricas nacionais. Uma nova fase de exploração começou há alguns meses com o navio de perfuração Deepwater Skyros, que deverá perfurar três poços adicionais nas zonas de Civette, Calao e Caracal.

Paralelamente, um projeto de gasoduto bidirecional ligando a Costa do Marfim ao Gana continua em estudo. Os dois países reafirmaram a vontade de avançar para uma interconexão gasífera que serviria a produção elétrica, fertilizantes e indústria. Este projeto estará alinhado com a integração energética regional e poderá, a longo prazo, abastecer ainda mais o West African Gas Pipeline, que liga Gana, Togo e Benim.

Este segundo polo gasífero da África Ocidental reduziria, nomeadamente, a dependência estrutural do gás nigeriano e reforçaria a diversificação do abastecimento para Togo e Benim.

Ayi Renaud Dossavi

O projeto de desenvolvimento do gás de Tendrara iniciou-se em 2022. No ano passado, as partes interessadas previam que o projeto entrasse em fase de exploração em junho de 2025

Com um atraso de cerca de seis meses em relação ao calendário anunciado em 2024, a empresa britânica Sound Energy anunciou na segunda-feira, 8 de dezembro, que começou a fazer circular os primeiros volumes provenientes do projeto de Tendrara, no leste de Marrocos.

De acordo com as informações divulgadas pela empresa, o primeiro fluxo proveniente do poço TE-6 foi introduzido no sistema de recolha instalado na concessão. A companhia esclarece que esta etapa corresponde à entrada em funcionamento das instalações que irão alimentar a unidade de liquefação destinada à produção de gás natural liquefeito (GNL).

Segundo a Sound Energy, este avanço tornou-se possível após a instalação, no final de novembro de 2025, do último sistema de supervisão e controlo. As equipas realizaram em seguida testes técnicos e procederam a uma entrada em operação gradual, permitindo que o gás circulasse por todo o sistema.

Na prática, os primeiros trabalhos focaram-se na arranque das instalações responsáveis por receber e preparar o gás antes do envio para a futura fábrica de liquefação em construção no local. A Sound Energy afirma que esta etapa está em conformidade com o calendário estabelecido em 2024 e segue as diferentes fases técnicas previstas.

A empresa sublinha que este avanço é essencial para a execução do acordo com a Afriquia Gaz, que prevê “um compromisso de dez anos a partir do primeiro gás para a compra de uma quantidade contratual de cem milhões de metros cúbicos normais por ano”, segundo os termos do comunicado oficial.

A Sound Energy, que detém 20% da concessão de Tendrara, ao lado do Office National des Hydrocarbures et des Mines (25%) e da Mana Energy Limited, maioritariamente controlada pelo Attijariwafa Bank (55%), indica que a incrementação da produção continuará nas próximas semanas à medida que os equipamentos forem testados, ajustados e validados.

A empresa e os seus parceiros visam uma produção inicial de 100 milhões de metros cúbicos de gás por ano, com potencial de até 400 milhões de metros cúbicos por ano no futuro, sujeito a desenvolvimentos adicionais.

A companhia prevê que as primeiras entregas provenientes da futura micro-unidade de GNL ocorram entre o final do primeiro trimestre e o segundo trimestre de 2026, conforme o calendário recordado no seu comunicado de 8 de dezembro de 2025.

Abdel-Latif Boureima

Com uma capacidade prevista de 1,1 GW de energia solar fotovoltaica e 100 MW/200 MWh de armazenamento, o projeto Obelisk entrou na fase de construção em maio de 2025 e venderá a sua eletricidade à Egyptian Electricity Transmission Company no âmbito de um contrato de compra de 25 anos denominado em dólares americanos e garantido pelo Estado.

A norueguesa Scatec anunciou na segunda-feira, 8 de dezembro, a assinatura de acordos de acionistas com a instituição norueguesa Norfund e o desenvolvedor de projetos de energias renováveis EDF Power Solutions para uma parceria no projeto híbrido Obelisk no Egito. A transação prevê que a Norfund detenha 25% da sociedade holding do projeto, enquanto a Scatec manterá 75%. A EDF Power Solutions assumirá 20% da sociedade operacional, o que eleva o interesse económico total da Scatec e da Norfund para 60% e 20%, respetivamente.

“Estamos muito satisfeitos por continuar as nossas valiosas colaborações com a Norfund e a EDF Power Solutions através destas parcerias. O Obelisk é o maior projeto da Scatec a entrar em construção até hoje. Combina energia solar e baterias para fornecer energia renovável estável e competitiva, a fim de responder à crescente procura de eletricidade e à transição energética do Egito”, declarou Terje Pilskog, CEO da Scatec.

A Scatec também indicou que manterá o controlo económico da central, ao mesmo tempo que esclareceu estar em negociações avançadas com outros parceiros para reduzir ainda mais a sua participação económica.

A abertura de capital reflete a estrutura financeira finalizada em junho de 2025, quando a Scatec angariou 479,1 milhões de USD em dívida non-recourse para o Obelisk, cerca de 81% do custo total estimado em 590 milhões de USD. A EBRD, o BAD e a British International Investment estão entre os financiadores envolvidos, enquanto um empréstimo ponte de 120 milhões de USD permitiu adiar o aporte de capital do desenvolvedor.

Com a entrada de novos acionistas e uma estrutura financeira já consolidada, o Obelisk avança assim na sua implementação. O projeto apoia os objetivos do Egito em matéria de energias renováveis e consolida, além disso, a presença da norueguesa na África, poucos dias após a entrada em operação de 273 MW de capacidade solar na África do Sul.

Abdoullah Diop

Em África, 17 países participam na iniciativa Mission 300, destinada a acelerar o acesso à eletricidade. Esta iniciativa assenta no desenvolvimento de infraestruturas que exigem competências técnicas tanto nas redes como nas soluções fora da rede.

À escala global, a força de trabalho do setor da energia enfrenta uma transformação profunda desde 2019. Esta é uma das conclusões do relatório World Energy Employment 2025 da Agência Internacional da Energia (AIE), que explica que a produção elétrica, as redes e o armazenamento são agora as principais fontes de emprego no setor.

Segundo a AIE, o setor da energia empregava 76 milhões de pessoas em 2024, mais de 5 milhões do que em 2019. O segmento elétrico tornou-se o principal gerador de empregos, à frente dos combustíveis fósseis, após vários anos de investimentos destinados a aumentar a produção e modernizar as redes.

O relatório atribui esta progressão às cadeias de valor ligadas às baterias e aos veículos elétricos, que criaram cerca de 800 000 empregos em 2024. No continente africano, dados citados pela imprensa económica, remetendo para a AIE, indicam que o emprego no setor solar fotovoltaico aumentou 23 % em 2025, embora África represente ainda apenas cerca de 3 % do total mundial do setor.

Este crescimento observa-se na disseminação das instalações solares e no aumento dos projetos energéticos registados nos últimos anos. Várias iniciativas públicas e privadas contribuíram para expandir as capacidades existentes, num contexto de forte procura.

A AIE destaca que esta evolução cria uma procura crescente por competências técnicas, especialmente no solar, na manutenção das redes e no armazenamento. Esta constatação sublinha a importância crescente das profissões ligadas à eletricidade num mercado mundial em reorganização.

A evolução das necessidades de competências também é visível nos projetos de eletrificação conduzidos em todo o continente. O Banco Mundial relata que mais de 560 000 agregados familiares foram ligados à rede no Moçambique em 2024. A Global Electrification Database da instituição indica ainda que a taxa de acesso à eletricidade na África Subsaariana passou de 31 % em 2018 para quase 50 % em 2024. O relatório Tracking SDG7: Energy Progress 2023, das Nações Unidas, já sublinhava que a expansão do acesso à eletricidade depende da disponibilidade de competências técnicas.

Abdel-Latif Boureima

Esta decisão surge num momento em que o Senegal enfrenta atualmente uma forte pressão sobre as suas finanças públicas.

Os preços da gasolina super e do gasóleo no Senegal estão em baixa desde sábado, 6 de dezembro de 2025, segundo um comunicado do governo publicado na mesma data. Esta medida visa reforçar o poder de compra das famílias, apoiar os operadores económicos e consolidar a transparência na fixação dos preços dos produtos petrolíferos.

O preço da gasolina super passa de 990 para 920 FCFA por litro, enquanto o litro de gasóleo custa agora 680 FCFA, contra 755 FCFA anteriormente. «Os preços fixados constituem tetos. Nesse sentido, os atores da distribuição estão autorizados a praticar tarifas inferiores, no estrito respeito da regulamentação em vigor», sublinha o comunicado.

Este anúncio surge após o primeiro-ministro senegalês, Ousmane Sonko, ter anunciado, em outubro passado, uma redução dos custos da eletricidade e dos combustíveis, numa altura em que o país enfrenta uma forte pressão sobre as finanças públicas e mantém discussões com o FMI para um novo programa de financiamento. A instituição tinha instado o país a reduzir progressivamente os subsídios energéticos, que pesam fortemente no orçamento. Em resposta, o governo indicou a sua intenção de reorientar as despesas para setores produtivos sem agravar a dívida.

Há vários anos que o Senegal implementa diversas medidas destinadas a apoiar o poder de compra dos cidadãos. Entre elas figuram o abastecimento regular de bens essenciais, a redução do custo de alguns produtos básicos, nomeadamente óleo, açúcar e arroz. A isto acrescenta-se a criação de comissões regionais, em 2025, para regular o preço das rendas.

Note-se que, no âmbito da Lei de Finanças Inicial de 2026, o montante atribuído ao Ministério da Energia, do Petróleo e das Minas é superior a 130 mil milhões de FCFA (231 milhões de dólares), representando uma redução de 9% face ao ano anterior.

Embora o preço do litro de gasolina super esteja agora fixado em 920 FCFA, o Senegal mantém-se no topo dos países da UEMOA onde o custo do combustível continua elevado.

Lydie Mobio

Congo: Entrada em operação da Fase 2 do Congo LNG eleva capacidade nacional de liquefação para 3 mtpa

Até agora, o projeto Congo LNG baseava-se apenas na unidade flutuante Tango FLNG, com uma capacidade de cerca de 0,6 milhão de toneladas por ano, volume que permitiu ao Congo realizar as suas primeiras exportações de GNL em 2024.

Com a entrada em operação da Fase 2 do Congo LNG, o país dá um novo passo no desenvolvimento do seu setor de gás. O lançamento operacional desta fase, oficializado na terça-feira, 2 de dezembro, pela Eni, operadora do projeto, eleva a capacidade nacional de liquefação para 3 milhões de toneladas por ano (mtpa).

Esta entrada em operação ocorre após as primeiras exportações realizadas em 2024 graças à unidade Tango FLNG, e é marcada pela chegada da nova Nguya FLNG ao mar e pela introdução do gás nas instalações offshore.

A nova unidade de produção, com cerca de 2,4 mtpa, complementa o dispositivo existente e abre caminho para o estabelecimento de fluxos regulares de exportação, ao mesmo tempo que reserva parte do gás associado para necessidades domésticas.

A nível africano, as capacidades de liquefação registadas nas publicações de 2024 do International Group of Liquefied Natural Gas Importers, da S&P Global Commodity Insights e da African Energy Chamber (AEC) indicam aproximadamente 25 mtpa na Argélia, quase 22 mtpa na Nigéria, 12 mtpa no Egito, 5,2 mtpa em Angola, 3,7 mtpa na Guiné Equatorial, 3,4 mtpa em Moçambique e 2,4 mtpa nos Camarões.

A AEC estima que as exportações africanas de GNL atingiram 34,7 milhões de toneladas métricas em 2024. Em referência a este volume, a plena capacidade do Congo LNG permitiria ao Congo representar cerca de 8 a 9% da oferta exportada pelo continente, caso se mantenham os níveis de produção observados nesses países.

Este aumento de capacidade ocorre enquanto o país reforça o quadro de desenvolvimento da sua indústria de gás. A Agência Ecofin reportou nas últimas semanas que o Congo está a implementar uma estratégia de conteúdo local para apoiar a monetização do gás e prepara um novo código de gás destinado a atrair mais investimentos para o setor.

Abdel-Latif Boureima

Em novembro de 2025, meios de comunicação da Costa do Marfim noticiaram o interesse da Murphy Oil em expandir o seu portfólio offshore. A empresa iniciou processos para alargar o seu perímetro de exploração, sem divulgar os objetivos operacionais associados. 

A Murphy Oil avança para o seu primeiro furo exploratório de petróleo na Costa do Marfim, após a mobilização da plataforma de perfuração Deepwater Skyros ao largo de Abidjan, informou a Upstream Online nesta quinta-feira, 4 de dezembro.

A empresa norte-americana prepara-se para sondar um prospecto petrolífero identificado no seu portfólio offshore, no âmbito de um programa que deverá incluir três poços de exploração. Esta operação marca o início efetivo das suas primeiras atividades de campo, sem indicação pública sobre os resultados esperados.

A Murphy detém entre 85 e 90% de participações nos blocos offshore CI-102, CI-103, CI-502, CI-531 e CI-709, no âmbito de cinco contratos de partilha de produção assinados com o Estado marfinense e a PETROCI, a empresa pública de petróleo. A companhia, no entanto, não especificou em quais blocos serão realizados os três poços anunciados, nem qual local será perfurado primeiro.

Sabe-se que o bloco CI-103 alberga o prospecto Paon, documentado em estudos anteriores. Os anúncios da Murphy inserem-se num contexto de interesse geral pelo bacia de Tano, que se estende entre a Costa do Marfim e o Gana, reunindo várias descobertas significativas, incluindo Jubilee, TEN, Sankofa, Baleine e Calao.

Em novembro de 2025, vários meios de comunicação marfinenses noticiaram que a Murphy Oil procura também reforçar a sua presença na Costa do Marfim, visando a aquisição de um sexto bloco offshore. A Murphy ainda não divulgou um calendário preciso nem detalhes sobre as etapas pós-perfuração, apresentando todo o programa como uma campanha exploratória cujas modalidades permanecem a detalhar.

Abdel-Latif Boureima