Enquanto a Nigéria procura reduzir a sua dependência dos combustíveis importados, as autoridades parecem aplicar de forma mais rigorosa as regras do código petrolífero, que prevê que as importações só devem ocorrer quando a produção local for insuficiente para satisfazer a procura.

Segundo informações divulgadas na quarta-feira, 11 de março, pelos meios de comunicação locais, o regulador nigeriano do setor petrolífero a jusante, a Nigerian Midstream and Downstream Petroleum Regulatory Authority (NMDPRA), suspendeu pelo segundo mês consecutivo a emissão de licenças de importação de gasolina, sinalizando uma vontade crescente de privilegiar o abastecimento doméstico. Os dados do regulador mostram que nenhuma licença de importação foi concedida em fevereiro.

Além disso, a associação dos refinadores locais, a Crude Oil Refiners Association of Nigeria (CORAN), confirmou que nenhuma autorização foi concedida até agora no mês de março. A entidade, que há vários anos apela às autoridades para limitarem as importações consideradas prejudiciais à rentabilidade das refinarias domésticas, saudou a decisão do regulador. O seu porta-voz, Eche Idoko, considera que qualquer medida destinada a proteger a produção local constitui uma evolução positiva para o setor, sublinhando, contudo, que o principal desafio será manter esta orientação ao longo do tempo.

Esta decisão baseia-se nas disposições do código petrolífero de 2021, que autoriza a importação de combustíveis apenas quando a produção local não é suficiente para satisfazer a procura nacional. Segundo dados do regulador, os volumes disponíveis no mercado interno foram considerados suficientes para responder às necessidades do país.

O consumo médio diário de gasolina na Nigéria atingiu 56,9 milhões de litros por dia em fevereiro de 2026, contra 60,2 milhões de litros em janeiro. Ao mesmo tempo, a Dangote Group forneceu 36,5 milhões de litros de gasolina e cerca de 8 milhões de litros de diesel ao mercado local durante o mês. Com base nesses volumes, o regulador considerou que a produção doméstica permitia limitar o recurso às importações. Além disso, durante o mês de fevereiro, a refinaria atingiu a sua capacidade total de processamento de 650 000 barris por dia.

A suspensão das licenças representa uma mudança em relação à posição defendida pelo antigo dirigente da autoridade reguladora, que considerava que a continuidade das importações era necessária para manter a concorrência no mercado e evitar que um único operador dominasse o abastecimento do país.

A questão do equilíbrio entre produção local e importações continua, no entanto, sensível num país que durante muito tempo exportou petróleo bruto enquanto importava a maior parte dos seus produtos refinados. O desenvolvimento de novas capacidades de refinação, nomeadamente com a refinaria do Dangote Group, está a alterar progressivamente este equilíbrio e a levar as autoridades a ajustar a sua política de abastecimento.

Olivier de Souza

As tensões no Estreito de Ormuz, provocadas pela escalada militar entre Irã, Estados Unidos e Israel, estão causando um choque significativo nos mercados petrolíferos globais. Nesse contexto, o Egito tenta tirar proveito da situação.

O Cairo busca se estabelecer como uma plataforma alternativa para exportação de petróleo do Golfo, enquanto o estreito, um dos principais corredores energéticos mundiais, encontra-se praticamente paralisado. As autoridades egípcias ofereceram a empresas internacionais a locação de cerca de dez instalações de armazenamento de petróleo localizadas no Mar Vermelho.

O objetivo é atrair cargas provenientes de Arábia Saudita, Kuwait, Iraque e Qatar, cujas exportações têm sido fortemente impactadas pela instabilidade na região do Golfo.

O papel estratégico do oleoduto Sumed

Paralelamente, o Egito destacou recentemente uma de suas principais vantagens logísticas: o oleoduto Sumed, que conecta o terminal de Ain Sokhna, no Mar Vermelho, ao porto de Sidi Kerir, no Mediterrâneo. Essa infraestrutura permite transportar petróleo que chega pelo Mar Vermelho para os mercados europeus e mediterrâneos sem depender integralmente do Canal de Suez.

A estratégia egípcia surge em um momento de grandes perturbações no comércio global de petróleo. O Estreito de Ormuz, por onde normalmente circula cerca de 20% do petróleo consumido no mundo, está praticamente bloqueado devido ao conflito em curso.

Os produtores do Golfo já buscam adaptar suas rotas logísticas. A Arábia Saudita, maior exportadora mundial de petróleo, redireciona parte de suas exportações para o Mar Vermelho por meio de seus próprios oleodutos e aumenta os embarques a partir do porto de Yanbu. Além disso, o reino colocou no mercado spot vários milhões de barris, uma medida incomum que evidencia a dificuldade em escoar volumes no contexto atual.

Impacto nos preços do barril

Essas perturbações geraram forte pressão sobre os preços do petróleo. Na abertura da sessão asiática de segunda-feira, 9 de março, o Brent atingiu cerca de 117 dólares por barril, registrando uma alta diária de aproximadamente 27%, o maior avanço desde o final dos anos 1980. O WTI, petróleo americano, seguiu trajetória semelhante, superando 116 dólares por barril.

O aumento se explica pelo receio de um choque de oferta significativo. Analistas alertam que a crise atual poderia representar o maior choque de oferta desde a década de 1970, caso as perturbações no Golfo se prolonguem.

Oportunidade econômica e estratégica para o Egito

Para o Cairo, a questão é tanto econômica quanto estratégica. A locação de instalações de armazenamento e o uso ampliado do oleoduto Sumed podem gerar receitas adicionais, além de reforçar a ambição do país de se tornar um hub energético regional, já consolidada no setor de gás natural no Mediterrâneo Oriental.

O alcance desse papel dependerá da evolução das tensões no Oriente Médio. Se o Estreito de Ormuz continuar perturbado, as rotas alternativas via Mar Vermelho e Mediterrâneo poderão ganhar importância crescente na organização do comércio petrolífero mundial.

Olivier de Souza

Após a circulação de alertas falsos de escassez nas redes sociais, a empresa pública PETROSEN Trading & Services confirmou, no domingo, 8 de março, que o fornecimento de gás, gasolina e gasóleo no Senegal continua normalmente. A Direção-Geral da companhia emitiu um comunicado oficial após a divulgação de uma mensagem que anunciava, de forma errada, uma iminente falta de combustíveis no país.

No comunicado, a holding esclareceu que um «falso comunicado, amplamente difundido nas últimas horas nas redes sociais e em alguns canais de mensagens, anuncia erroneamente uma suposta escassez iminente de gás, gasolina e gasóleo no Senegal» e reforçou que «o sistema nacional de importação, armazenamento e distribuição funciona normalmente». PETROSEN destacou que não há perturbações no abastecimento de produtos petrolíferos e gás até o momento.

A empresa recomendou à população que se informe apenas pelos seus canais oficiais e pelos canais do Ministério da Energia, Petróleo e Minas do Senegal sobre qualquer informação relacionada ao setor.

Contexto internacional delicado

O esclarecimento ocorre em um momento de tensão geopolítica no Médio Oriente, que mantém os mercados energéticos em alerta. Segundo a Direção-Geral do Tesouro francês, em 2025, cerca de 20 milhões de barris de petróleo e derivados transitaram diariamente pelo estreito de Ormuz, passagem estratégica sujeita a tensões regionais. Uma interrupção prolongada nesse corredor poderia afetar os fluxos energéticos globais. A BloombergNEF estima que tal situação poderia impactar até 16% do comércio mundial de produtos petrolíferos.

Para o Senegal, essa incerteza reforça a importância econômica das importações de combustíveis. De acordo com a Nota de Análise do Comércio Exterior – edição 2024 da Agência Nacional de Estatística e Demografia (ANSD), os produtos petrolíferos acabados representaram 22,2% das importações totais do país em 2024, enquanto os óleos brutos de petróleo corresponderam a 6,9% do valor das compras externas de mercadorias. O documento também destaca a dependência do país do mercado internacional, com fornecedores como Rússia, Estados Unidos e Emirados Árabes Unidos, todos envolvidos nas atuais dinâmicas geopolíticas.

Neste contexto, garantir a segurança do abastecimento continua a ser um desafio central para o Senegal. O desenvolvimento da produção petrolífera nacional e o início do refino local, iniciado em 2025, podem, a longo prazo, contribuir para fortalecer a segurança energética do país.

Abdoullah Diop

A aquisição de terras relacionada ao projeto petrolífero em Uganda tem gerado controvérsias. Vários processos judiciais foram movidos nos últimos anos contra o grupo francês TotalEnergies, alguns dos quais ainda estão em andamento.

O desenvolvimento do projeto Tilenga em Uganda envolveu a aquisição de terras de 4.954 famílias nos distritos de Buliisa, Hoima e Kikuube, situados na região do Lago Alberto, de acordo com um relatório independente divulgado pela TotalEnergies.

A avaliação foi realizada pelo gabinete canadense Land & People Planning Ltd. e publicada em 6 de março pela TotalEnergies. O estudo analisa a implementação do programa de compensação e reassentamento ligado ao projeto Tilenga. O documento indica que 2.108 acres de terra (cerca de 850 hectares) foram adquiridos entre 2022 e o final de 2024 para permitir a execução do projeto.

Entre os lares afetados, 205 residentes principais foram reassentados em habitações construídas no âmbito do programa, segundo o relatório. A grande maioria dos acordos de compensação fundiária também foi finalizada, com mais de 99% das famílias assinando e recebendo suas compensações.

O relatório menciona ainda que 100% das habitações destinadas aos reassentados foram construídas e entregues aos beneficiários. As autoridades ugandesas e os operadores do projeto continuam implementando programas para apoiar os meios de subsistência das populações afetadas.

Aquisição de terras contestada por ONG e comunidades

Essa situação ocorre num contexto em que o programa de aquisição de terras ligado ao projeto Tilenga recebeu críticas de organizações não governamentais (ONG) e de algumas comunidades locais. Em 2019, várias ONG, incluindo Les Amis de la Terre, levaram o caso à justiça francesa para contestar os projetos Tilenga e o oleoduto East African Crude Oil Pipeline (EACOP). O processo baseou-se na lei francesa de 2017 sobre dever de vigilância, que exige que grandes empresas identifiquem e previnam riscos sociais e ambientais relacionados às suas atividades no exterior.

Os demandantes acusavam a multinacional francesa de não ter implementado medidas suficientes para prevenir impactos sobre as populações locais e o meio ambiente em torno do Lago Alberto. Em fevereiro de 2023, o tribunal judicial de Paris considerou a primeira queixa inadmissível por questões processuais, sem se pronunciar sobre o mérito das acusações.

No final de junho de 2023, a Reuters informou que um novo processo foi iniciado em um tribunal civil em Paris por várias organizações e membros das comunidades afetadas pelos projetos Tilenga e EACOP. Segundo Les Amis de la Terre, 26 moradores afetados solicitam compensação, principalmente pela perda de acesso às suas terras ou danos a algumas habitações. Este segundo processo ainda está em análise pela justiça francesa.

EACOP, elo chave para a exportação do petróleo ugandense

O projeto Tilenga é um dos principais desenvolvimentos petrolíferos de Uganda. Ele prevê a exploração de seis campos na região do Lago Alberto e a perfuração de cerca de 400 poços de petróleo, segundo a TotalEnergies e seus parceiros CNOOC e Uganda National Oil Company (UNOC).

O petróleo bruto extraído pelo projeto Tilenga será transportado para os mercados internacionais através do oleoduto East African Crude Oil Pipeline (EACOP). Com cerca de 1.443 km de extensão, o oleoduto ligará os campos petrolíferos do Lago Alberto ao porto de Tanga, na Tanzânia, para exportação do petróleo ugandense.

Em fevereiro de 2026, a Agence Ecofin reportou que a construção do oleoduto estava aproximadamente 80% concluída. De acordo com declarações oficiais citadas pela mesma fonte, Tanzânia e Uganda planejam o primeiro carregamento de petróleo até julho de 2026. Ambos os países reafirmaram esse objetivo após conversas entre a presidente tanzaniana Samia Suluhu Hassan e o presidente ugandense Yoweri Museveni.

Abdel-Latif Boureima

No final de dezembro de 2021, a Savannah Energy tinha obtido das autoridades nigerinas uma extensão de 10 anos dos seus direitos de exploração petrolífera sobre um perímetro de cerca de 13.000 km² na bacia de Agadem. O período inicial de quatro anos chegou agora ao fim.

As autoridades nigerinas decidiram não prorrogar a duração dos contratos de exploração petrolífera detidos pela Savannah Energy na bacia de Agadem, região chave do Níger onde se concentram a maioria das atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos do país.

A decisão foi anunciada após o Conselho de Ministros, realizado a 3 de março, e diz respeito aos blocos de exploração R1, R2, R3 e R4 detidos pela companhia britânica no âmbito do contrato de partilha de produção (PSC) R1234, cobrindo mais de 13.000 km².

Esta medida surge na sequência de um pedido apresentado pela Savannah Energy Níger, filial local da empresa, junto dos serviços competentes do Ministério do Petróleo, em conformidade com a extensão de 10 anos dos direitos de exploração concedida em dezembro de 2021.

Na altura, a Autorização Exclusiva de Pesquisa concedida à companhia previa um período inicial de 4 anos, acrescido de duas possíveis extensões de 2 anos, sendo que uma destas durações poderia ainda ser prolongada por mais dois anos.

Após análise do pedido, ao fim do período inicial, concluiu-se que certas obrigações previstas no contrato de partilha de produção não tinham sido cumpridas pela Savannah Energy Níger.

As autoridades mencionam, nomeadamente, falhas “sob vários aspetos” relacionadas com as obrigações contratuais e regulamentares do Programa de Trabalho Mínimo associadas às licenças de exploração, sem especificar detalhadamente quais.

O que acontecerá a estes blocos?

O não prolongamento de um contrato de exploração normalmente resulta na perda dos direitos do operador sobre o bloco. Neste caso, as licenças retornam ao Estado, que poderá decidir reatribuí-las a outras empresas através de um novo concurso público.

Situações semelhantes já ocorreram em diversos países africanos produtores. No Nigéria, o governo federal anunciou em abril de 2021 a revogação de quatro licenças petrolíferas detidas pela Addax Petroleum por não desenvolvimento dos campos. As autoridades explicaram que a empresa não cumpriu as suas obrigações contratuais, segundo informações da Reuters.

No Gana, o Estado entrou em litígio com a empresa britânica Tullow Oil sobre obrigações fiscais relacionadas às operações petrolíferas. O caso foi levado à Câmara de Comércio Internacional, e em janeiro de 2025 o tribunal arbitral deu razão à Tullow Oil, isentando a companhia do pagamento de 320 milhões de dólares em impostos, segundo a Reuters.

Outros casos também deram origem a processos de arbitragem internacional. No Nigéria, a Interocean Oil Development Company contestou junto do CIRDI medidas das autoridades relativas a direitos sobre licenças petrolíferas, num litígio ligado à exploração de petróleo.

A Savannah Energy ainda não reagiu à decisão das autoridades nigerinas. Paralelamente, a companhia está envolvida em projetos de duas centrais solares fotovoltaicas com capacidade combinada máxima de 200 MW, em acordo assinado com o governo nigerino em maio de 2023.

Abdel-Latif Boureima

Na África do Sul, os contratos de eletricidade renovável celebrados diretamente entre produtores independentes e empresas estão a multiplicar-se. Este modelo contribui para o crescimento das energias renováveis e para a transição da indústria para um modelo de baixa emissão de carbono.

A crescente procura de eletricidade renovável por empresas sul-africanas continua a impulsionar o desenvolvimento de novas capacidades de produção no país. Num comunicado publicado na sexta-feira, 6 de março, o desenvolvedor norueguês Scatec confirmou esta tendência, anunciando que a sua plataforma conjunta Lyra Energy atingiu o fecho financeiro e iniciou a construção da central solar Thakadu, com uma capacidade de 255 MW.

O projeto, que será construído em duas fases, baseia-se em contratos de compra de eletricidade (PPA) celebrados com clientes comerciais e industriais. A construção da primeira fase já começou, enquanto a segunda deverá iniciar-se no segundo semestre de 2026. A entrada em operação comercial da primeira fase está prevista para o primeiro semestre de 2027.

O investimento total está estimado em cerca de 4 mil milhões de rands sul-africanos, equivalentes a aproximadamente 240 milhões de dólares. O financiamento combina dívida de projeto sem recurso e capital próprio aportado pelos acionistas. O Standard Bank of South Africa atua como credor principal. A Scatec será responsável também pelos serviços de engenharia, fornecimento e construção, bem como pela gestão de ativos e operação e manutenção do projeto.

«Trata-se de um passo importante para a Lyra Energy e o projeto Thakadu. Com a assinatura de contratos com o setor privado e o financiamento assegurado, o projeto está bem posicionado para a construção e entrega», afirmou Terje Pilskog, CEO da Scatec.

Esta dinâmica reflete-se em diversos setores económicos do país. No início de março, o desenvolvedor sul-africano Anthem anunciou o fecho financeiro do projeto solar Notsi, de 475 MW, destinado ao mercado comercial e industrial via wheeling (transporte de eletricidade pela rede pública). Empresas como Redefine Properties e o grupo mineiro Glencore também assinaram, nos últimos anos, contratos de fornecimento de eletricidade renovável a longo prazo, distribuída pela rede da Eskom.

Estes acordos ilustram a expansão de contratos diretos entre produtores independentes e grandes consumidores de eletricidade, especialmente nos setores mineiro e de serviços. Esta nova dinâmica acelera diretamente a transição energética do país, mesmo que a rede pública continue amplamente dependente de energias fósseis, sobretudo o carvão.

Abdoullah Diop

O Azerbaijão procura expandir a sua presença no continente africano, tendo a Costa do Marfim sido, até agora, o primeiro país onde esta estratégia se concretizou.

Costa do Marfim e Azerbaijão iniciaram discussões sobre possíveis projetos nos setores de petróleo e gás. Os encontros decorreram em Abidjan, entre responsáveis marfinenses e uma delegação oficial de Bacu, liderada pelo vice-ministro dos Negócios Estrangeiros do Azerbaijão, Yalchin Rafiyev, com a participação do presidente da companhia nacional de petróleo SOCAR, Rovshan Najaf.

Durante esta reunião, relatada na sexta-feira, 6 de março, por vários meios de comunicação internacionais, os representantes azerbaijaneses reuniram-se com membros do Ministério das Minas, Petróleo e Energia da Costa do Marfim e com responsáveis da empresa nacional PetroCI. As discussões focaram-se nas possibilidades de cooperação no setor energético, incluindo a implementação de projetos conjuntos de petróleo e gás.

Para além destes projetos, os encontros abordaram oportunidades de investimento no setor energético marfinense e questões relacionadas com a segurança energética do país.

O projeto petrolífero e gasífero Baleine também foi discutido. Este campo offshore é um dos principais projetos energéticos atualmente explorados na Costa do Marfim. No final de janeiro, a Eni assinou um acordo vinculativo com a SOCAR, que adquiriu 10% da participação detida pela multinacional italiana, tornando-se parceira da Vitol (30%) e da PetroCI (22,75%), enquanto os restantes 37,25% permanecem com a operadora Eni.

Uma série de acordos energéticos entre Bacu e países africanos

Estas discussões ocorrem no contexto de um reforço gradual das parcerias energéticas do Azerbaijão com vários países africanos. Nos últimos meses, Bacu tem multiplicado iniciativas para desenvolver cooperação em exploração, produção e infraestruturas petrolíferas e de gás.

Em abril de 2024, a SOCAR assinou um acordo com a companhia nacional de petróleo do Congo, visando cooperação em refinação e outras atividades do setor downstream, incluindo trocas de expertise técnica e avaliação de projetos industriais ligados à transformação de hidrocarbonetos.

Em março de 2025, Bacu iniciou discussões com a Somália sobre cooperação energética, abrangendo exploração e desenvolvimento de recursos de petróleo e gás, resultando num memorando de entendimento sobre partilha de expertise e desenvolvimento potencial de projetos no setor de hidrocarbonetos.

Segundo informações da Agência Ecofin, em abril de 2025, o Azerbaijão também discutiu com o Egito o reforço da cooperação em hidrocarbonetos, incluindo exploração, produção e investimentos no setor energético.

Abdel-Latif Boureima

Impulsionadas por investidores institucionais, as plataformas privadas de produção de eletricidade renovável multiplicam os projetos destinados ao fornecimento direto de empresas, ajudando a acelerar a implantação de novas capacidades energéticas na África do Sul.

O desenvolvedor sul-africano Anthem anunciou na quinta-feira, 5 de março, a conclusão do financiamento do projeto Notsi Solar PV, com capacidade de 475 MWac (620 MWdc), na província do Free State. Segundo a empresa, trata-se atualmente do maior projeto de energia solar fotovoltaica do país.

Desenvolvido em parceria com o Reatile Group, o projeto fornecerá eletricidade ao setor comercial e industrial por meio de um modelo de wheeling, que utiliza a rede existente para transportar a eletricidade até os clientes. Contratos de compra de eletricidade foram firmados com a Discovery Limited e o NOA Group por um período superior a 20 anos.

O projeto se estenderá por mais de 1000 hectares e incluirá cerca de 860.000 painéis solares. Sua produção anual é estimada em 1,5 milhão de MWh, o equivalente ao consumo de 140.000 residências, segundo a Anthem.

O financiamento por meio de dívida está sendo garantido por um consórcio que inclui Standard Bank, Nedbank Corporate and Investment Banking, Absa, Vantage Capital e ThirdWay Partners. A construção será realizada por uma joint venture entre CEEC e NWEPDI. A Anthem informa que será responsável pela gestão dos ativos durante as fases de construção e operação, antes de assumir as operações e a manutenção a partir do terceiro ano.

Este anúncio ocorre enquanto a Anthem acelera o desenvolvimento de suas infraestruturas renováveis no país. Em fevereiro, a empresa também energizou a subestação Gamma B Main Transmission Substation, destinada a conectar três parques eólicos, totalizando 420 MW, à rede nacional, também através do wheeling.

Lançada oficialmente em setembro de 2025, a Anthem reúne a African Clean Energy Developments (ACED) e a EIMS Africa sob a gestão do fundo IDEAS, administrado pela AIIM, com o apoio do Mahlako Energy Fund e do Norfund. A plataforma possui um portfólio seguro de mais de 2,7 GW de projetos renováveis na África do Sul.

Abdoullah Diop

Historicamente, o pipeline SUMED serviu como uma rota logística alternativa para transportar petróleo do Golfo para o Mediterrâneo quando, por razões logísticas, alguns petroleiros não conseguem atravessar o Canal de Suez.

Diante das perturbações causadas pela nova guerra no Oriente Médio, as autoridades egípcias propõem usar o pipeline SUMED para facilitar o transporte de petróleo saudita para a Europa.

Segundo informações divulgadas em 3 de março pelo Pipeline Journal, Cairo destaca essa infraestrutura como uma rota de trânsito para o petróleo bruto enviado da Arábia Saudita. O oleoduto atravessa o Egito, entre o terminal de Ain Sokhna, no Mar Vermelho, e o de Sidi Kerir, na costa mediterrânea.

Na configuração proposta, o petróleo carregado no porto saudita de Yanbu, na costa oeste do reino, seria transportado por petroleiros até o terminal de Ain Sokhna. O petróleo bruto seria então transferido para o pipeline antes de ser bombeado para o Mediterrâneo, ao longo de cerca de 320 quilômetros, até Sidi Kerir, perto de Alexandria.

De acordo com os dados técnicos disponíveis, a infraestrutura operada pela Arab Petroleum Pipelines Company tem uma capacidade de cerca de 2,5 milhões de barris por dia. Esta empresa é detida por um consórcio que reúne o Egito, a Arábia Saudita, os Emirados Árabes Unidos, o Kuwait e o Qatar.

De acordo com Asharq Al-Awsat, o oleoduto já é utilizado para transportar petróleo bruto do Golfo para o Mediterrâneo quando alguns petroleiros ultrapassam a capacidade do Canal de Suez. Esta proposta surge em um contexto de tensões persistentes que afetam o transporte marítimo no Mar Vermelho, uma rota essencial para o comércio de energia entre o Oriente Médio e a Europa.

Desde o final de 2023, vários navios mercantes foram alvo de ataques na região por rebeldes houthis do Iémen. Esses ataques visaram embarcações transitando perto do estreito de Bab el-Mandeb, um ponto estratégico que conecta o Oceano Índico ao Canal de Suez. Segundo a Reuters, esses incidentes levaram várias companhias marítimas e energéticas a adaptar suas rotas na região.

Algumas empresas optaram por desviar seus navios ao redor do Cabo da Boa Esperança, ao sul da África. Essa opção aumenta em milhares de quilômetros as rotas entre a Ásia, o Oriente Médio e os mercados europeus, elevando os custos de transporte e os prazos de entrega.

Abdel-Latif Boureima

Após vários anos de paralisação devido à situação de segurança no norte do país, Moçambique procura acelerar o desenvolvimento de seus projetos de gás natural liquefeito (GNL), cuja decisão final de investimento está aguardada.

O governo moçambicano criou um comité interministerial para supervisionar as modificações nos planos de desenvolvimento dos projetos Golfinho/Atum (Área 1) e Rovuma LNG (Área 4), localizados na bacia do Rovuma, ao largo da província de Cabo Delgado. A medida foi aprovada durante a 6ª sessão ordinária do Conselho de Ministros, realizada no dia 3 de março.

Segundo os detalhes divulgados na quinta-feira, 5 de março, pelo Instituto Nacional de Petróleo (INP), a entidade pública responsável por regular e supervisionar as atividades de petróleo e gás no país, este comité será liderado pelo ministro dos Recursos Minerais e da Energia.

O comité reunirá os ministros responsáveis por hidrocarbonetos, Finanças, Economia, Transportes e Logística, Trabalho, bem como Terras e Ambiente. Outras instituições poderão ser associadas dependendo dos processos em análise.

Coordenação operacional e análise dos projetos

No plano operacional, o INP coordenará a análise das modificações propostas aos planos de desenvolvimento dos projetos, com o apoio de organismos públicos como a Autoridade Fiscal e o Banco de Moçambique. O foco será nas dimensões técnicas, econômicas e regulatórias das propostas submetidas.

De acordo com o regulador, a iniciativa visa "reforçar a coordenação entre os setores governamentais envolvidos na análise desses projetos estruturantes". O objetivo também é garantir uma "abordagem integrada, rápida e eficaz na análise das questões técnicas, econômicas e jurídicas" relacionadas às propostas de modificação.

Projetos estruturantes do Rovuma

Os projetos Golfinho/Atum (Área 1) e Rovuma LNG (Área 4) baseiam-se em planos de desenvolvimento submetidos no final da década de 2010 pelos seus operadores. No bloco Área 1, base do projeto Mozambique LNG, o plano foi apresentado pela empresa Anadarko Petroleum, que foi adquirida pela Occidental Petroleum. O governo moçambicano aprovou o plano em março de 2018, abrindo caminho para a construção de um complexo terrestre de liquefação destinado à exportação de GNL. Em 2019, a TotalEnergies adquiriu as participações da Anadarko no projeto e, atualmente, é a responsável pelo seu desenvolvimento como operador.

No bloco offshore vizinho Área 4, o consórcio Mozambique Rovuma Venture, controlado por empresas como ExxonMobil, Eni e CNPC, também submeteu em 2018 o plano de desenvolvimento inicial do projeto Rovuma LNG. Este plano, baseado nos recursos do complexo gasífero offshore Mamba, também prevê instalações terrestres de liquefação destinadas à exportação de GNL.

Aumento de custos e ajustes nos projetos

O aumento do custo do projeto Mozambique LNG está entre os fatores que justificam a análise de modificações nos planos de desenvolvimento dos projetos no bacia do Rovuma.

Na decisão final de investimento tomada em 2019, o projeto Mozambique LNG estava estimado em cerca de 20 bilhões de dólares. No entanto, em outubro de 2025, a Reuters relatou que a TotalEnergies agora estima que o custo total do projeto, cujo desenvolvimento foi interrompido em abril de 2021 devido a ataques armados na cidade de Palma, na província de Cabo Delgado, aumentou cerca de 4,5 bilhões de dólares.

Num contexto de recuperação gradual após a levantação da força maior declarada em 2021, a Agência Ecofin relatou no final de novembro de 2025 que Maputo concedeu à TotalEnergies uma prorrogação de aproximadamente quatro anos e meio para a concessão do projeto Mozambique LNG.

Abdel-Latif Boureima