Maior produtor africano de lítio, o Zimbabwe é também um importante exportador de metais do grupo da platina (PGMs), ouro e cromo. Nos últimos anos, o país tem vindo a perseguir o objetivo de aumentar as suas receitas mineiras para 12 mil milhões de USD.
No Zimbabwe, a Minerals Marketing Authority of Zimbabwe (MMCZ), entidade responsável pela comercialização de minerais, à exceção do ouro e da prata, anunciou ter gerado 3,4 mil milhões de USD em receitas de exportação em 2025. Este montante, um aumento de 6% face a 2024, continua, no entanto, bastante aquém do objetivo de 12 mil milhões de USD definido pelas autoridades em 2019, à espera da publicação dos dados relativos às exportações de ouro e prata.
Inicialmente anunciado para 2023, este objetivo ainda não foi alcançado no Zimbabwe. Os dados disponíveis indicam que o país gerou apenas 5,4 mil milhões de USD nesse ano, e 5,56 mil milhões de USD em 2024. Embora o MMCZ afirme ter superado os seus próprios objetivos anuais no exercício de 2025, não faz qualquer referência ao limiar nacional de 12 mil milhões de USD. Salienta-se que as suas receitas provêm principalmente dos metais do grupo da platina (PGMs), lítio, cromo e ferro‑ligas.
Para compreender plenamente a dinâmica de 2025, será necessário aguardar a publicação dos dados de exportação de ouro e prata, dois metais preciosos cujos preços registaram uma forte subida durante o ano. No início de janeiro, a Fidelity Gold Refinery, entidade responsável pela sua comercialização, anunciou mesmo uma produção recorde de ouro de 46,7 toneladas, um aumento de 17% face a 2024. Um desempenho que o seu CEO, Peter Magaramombe, atribui à força dos preços, sem especificar, no entanto, o impacto nas receitas geradas.
Para o Zimbabwe, onde o setor mineiro representa 80% das exportações e 19% das receitas públicas, ultrapassar a barreira dos 12 mil milhões de USD seria um marco importante para a economia nacional. Resta obter mais detalhes sobre os objetivos atuais das autoridades e sobre o calendário previsto para concretizar esta ambição.
Aurel Sèdjro Houenou
Em setembro de 2025, a Chevron, operadora do campo petrolífero de Aseng, anunciou o compromisso de investir fundos para desenvolver o projeto de gás destinado à exploração dos recursos gasíferos associados a este campo produtor.
A Guiné Equatorial e a companhia petrolífera norte-americana Chevron assinaram um acordo relativo ao projeto Aseng Gas, que prevê um aumento da participação da empresa petrolífera estatal GEPetrol. Segundo informações publicadas na sexta-feira, 30 de janeiro, pelo órgão oficial Guinea Ecuatorial Press, a participação da GEPetrol passará de 5 % para 32,55 %.
Esta operação permite à empresa pública reforçar a sua posição na exploração do gás associado ao campo de Aseng, que já se encontra em produção. De acordo com o texto assinado em Malabo entre representantes do Governo da Guiné Equatorial e da Chevron, a multinacional assegurará o financiamento do aumento da participação da GEPetrol no projeto. Não foi anunciada qualquer alteração ao papel da Chevron enquanto operadora do campo.
Segundo o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o gás abrangido pelo projeto Aseng Gas deverá ser valorizado através das infraestruturas gasíferas existentes no país.
O acordo assinado insere-se nas iniciativas em curso destinadas a desenvolver os recursos gasíferos nacionais, cujas reservas provadas são estimadas em 39 mil milhões de metros cúbicos pelo Fórum dos Países Exportadores de Gás (GECF). De acordo com Antonio Oburu Ondo, ministro das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o projeto Aseng Gas «abrirá caminho a outros projetos de gás no país e garantirá o abastecimento de gás para as próximas décadas».
Um desenvolvimento gasífero apoiado por compromissos financeiros
Em setembro de 2025, a Agence Ecofin indicou que o Governo da Guiné Equatorial e a Chevron anunciaram um acordo avaliado em cerca de 690 milhões de dólares para o desenvolvimento do gás associado ao campo petrolífero de Aseng, situado no bloco offshore I do país. Este acordo visa financiar os trabalhos necessários ao tratamento do gás extraído do campo e ao abastecimento das infraestruturas existentes de liquefação de gás natural em Punta Europa.
Num comunicado divulgado aquando da assinatura, as autoridades equato-guineenses já tinham indicado que a Chevron asseguraria este financiamento na qualidade de operadora do projeto, sem qualquer alteração do seu estatuto de operadora principal.
Paralelamente, em janeiro de 2026, o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial declarou estar à procura de financiamentos externos para apoiar a produção petrolífera e gasífera do país. O Governo indicou ter iniciado negociações com várias casas de comércio internacionais com vista à mobilização de cerca de 300 milhões de dólares, através de acordos de pré-financiamento garantidos por futuras entregas de petróleo bruto e de gás natural liquefeito (GNL).
Segundo pormenores avançados por vários meios de comunicação internacionais, estes fundos destinam-se a manter e a estimular as capacidades de produção de petróleo e de gás, que têm registado um declínio ao longo da última década.
Abdel-Latif Boureima
A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá dar início à produção petrolífera, após o adiamento devido a dificuldades técnicas.
A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa beninense. Considerado uma etapa fundamental do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético no Benim.
Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19 %, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70 %, indica igualmente que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável à produção. Não foi identificado qualquer aquífero arenoso, o que limita o risco de subida de água juntamente com o petróleo, um problema comum em alguns poços.
Para garantir e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de fluxo (AICV), que regulam o escoamento e limitam a entrada de água. Está igualmente em curso a instalação de uma bomba submersível elétrica (ESP), destinada a elevar o petróleo até à superfície quando a pressão natural do reservatório não é suficiente.
Uma perfuração bem-sucedida, mas uma entrada em produção adiada
Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da finalização da ligação do poço às infraestruturas principais, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.
Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer calendário quanto ao início da produção. Neste caso, as operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.
A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, direcionado para o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.
O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.
O perímetro marítimo de Sèmè é estratégico para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de redesenvolvimento do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.
A Akrake detém 76 % de participação no bloco, o Governo beninense 15 % e a empresa local Octogone Trading 9 %.
Olivier de Souza
Os preços do ouro registaram um novo recorde histórico, atingindo cerca de 5.590 USD por onça na semana passada. Embora o dinamismo de valorização tenha abrandado desde então, os analistas continuam optimistas quanto ao potencial de alta para 2026.
Após atingir um pico de aproximadamente 5.590 USD por onça, os preços do ouro caíram para 4.642 USD por onça na noite de segunda-feira, 2 de fevereiro, prolongando uma correcção iniciada durante o fim‑de‑semana. Segundo a plataforma Trading Economics, este recuo deve‑se principalmente a realizações de lucros, após os ganhos registados desde o início do ano. Apesar desta queda, o sentimento de mercado permanece globalmente positivo, com vários analistas a antecipar níveis de preço superiores ao pico recentemente atingido.
UBS, JP Morgan e Deutsche Bank na mesma linha
Antes do recuo observado, o banco alemão Deutsche Bank já previa um preço do ouro podendo atingir 6.000 USD por onça em 2026, impulsionado pela forte procura de investidores e bancos centrais. O mesmo optimismo é partilhado pelo banco suíço UBS, que na semana passada elevou o seu objetivo de preço para 6.200 USD por onça até setembro de 2026, face a 5.000 USD anteriormente.
Mais recentemente, o banco norte-americano JP Morgan apontou para uma trajectória ainda mais positiva, estimando um preço de 6.300 USD por onça até ao final de 2026. Segundo o banco, o interesse contínuo de bancos centrais e investidores deverá continuar a alimentar a tendência de valorização do ouro a médio prazo.
“Continuamos firmemente convencidos do valor do ouro a médio prazo, graças a uma tendência de diversificação estrutural e contínua que deverá prosseguir num contexto de sobreperformance dos ativos reais em relação aos ativos financeiros”, explicou o JP Morgan, citado pela Reuters.
Factores que sustentam a valorização
É importante recordar que a forte actividade de compra dos bancos centrais foi um dos principais motores do aumento de 67% dos preços do ouro em 2025. Numa nota publicada na quinta-feira, 29 de janeiro, o World Gold Council registou uma procura recorde de 5.002 toneladas ao longo do ano, num contexto de crescentes tensões geopolíticas, levando muitos bancos centrais a reforçar as suas posições em activos de refúgio como o ouro.
Riscos de queda persistem…
Apesar de um consenso globalmente optimista, alguns factores continuam a pesar sobre as perspectivas do ouro. Entre eles destaca-se a incerteza sobre a governação da Reserva Federal dos EUA (Fed), reforçada pela recente nomeação de Kevin Warsh pelo presidente Donald Trump para liderar a instituição. Ex-membro do conselho da Fed, Kevin Warsh é visto pelos mercados como defensor de uma política monetária mais rígida, focada na luta contra a inflação, mesmo que implique manter taxas de juro elevadas por mais tempo.
Warsh sucederia a Jerome Powell, cuja condução da política monetária tem sido alvo de críticas recorrentes da Casa Branca nos últimos meses. Esta evolução aumenta os receios de uma possível interferência política na Fed, um elemento-chave para a estabilidade dos mercados financeiros. Uma política monetária mais restritiva traduz-se normalmente em taxas de juro elevadas, o que tende a penalizar o ouro.
Como activo que não gera rendimento, o ouro torna-se menos atractivo em comparação com obrigações ou outros investimentos com juros mais elevados. O UBS sublinha que tal cenário poderia acentuar os riscos de correcção dos preços, baseando o seu cenário baixista nesta hipótese, com uma estimativa de preço em torno de 4.600 USD por onça.
Em qualquer caso, a diversidade destas projecções ilustra a amplitude das expectativas e das incertezas que cercam a evolução dos preços do ouro em 2026. Trata-se de dinâmicas a acompanhar de perto nas próximas semanas, particularmente em África, onde vários países produtores estão a apostar em reformas fiscais para melhor aproveitar os benefícios do mercado em alta.
Aurel Sèdjro Houenou
Num contexto de forte dependência do gás importado e de crescimento sustentado da procura de eletricidade, a Tunísia continua a alargar o seu portefólio de projetos solares, apoiando-se em investimentos privados para acelerar a sua transição energética.
A Voltalia, empresa internacional de energias renováveis, anunciou na quinta-feira, 29 de janeiro, que foi selecionada pelo Estado tunisino para desenvolver um novo projeto solar de 132 MW, denominado Wadi, na região de Gabès, no sudeste da Tunísia. Este projeto junta-se aos de Sagdoud (maio de 2024) e Menzel Habib (dezembro de 2024). Com Wadi, a capacidade total dos projetos solares da Voltalia a iniciar construção no país atinge cerca de 400 MW.
Localizado nas proximidades do sítio de Menzel Habib, o projeto Wadi deverá beneficiar de sinergias operacionais, nomeadamente através da partilha de custos relacionados com a construção, transporte e manutenção. A construção está prevista para 2027, com entrada em funcionamento esperada em 2028. Segundo a Voltalia, a central produzirá uma quantidade de eletricidade equivalente ao consumo de cerca de 200 000 habitantes e permitirá evitar 120 000 toneladas de CO₂ por ano. Não foram divulgadas informações sobre o custo do projeto nem sobre o modo de financiamento.
«Estamos muito satisfeitos por termos sido selecionados para este novo projeto na Tunísia. Esta etapa reforça não só a nossa presença numa região com elevado potencial solar, mas permite-nos também acompanhar mais de perto as ambições energéticas do país», declarou Robert Klein, diretor-geral da Voltalia.
Este projeto insere-se numa estratégia nacional que visa reduzir a dependência energética da Tunísia. Segundo um artigo do Banco Mundial publicado em janeiro de 2024, o país ainda depende largamente do gás natural importado para produzir eletricidade, com 48% das suas necessidades energéticas importadas em 2022, enquanto a procura elétrica de ponta aumentou cerca de 5% ao ano entre 2010 e 2022. O Banco Mundial estima ainda o potencial solar e eólico tunisino em 320 GW, para uma procura nacional de ponta de cerca de 5 GW.
Esta dinâmica e a vontade de acelerar a diversificação do mix energético são apoiadas por reformas estruturais. Em 11 de novembro de 2025, o Banco Mundial aprovou um financiamento de 430 milhões USD para o programa TEREG, destinado a modernizar o setor elétrico tunisino, reforçar a performance da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG) e atrair investimentos privados. Este programa visa, nomeadamente, mobilizar 2,8 mil milhões USD de investimentos privados para adicionar 2,8 GW de capacidade solar e eólica até 2028.
Abdoullah Diop
No Congo, a taxa de acesso à eletricidade passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações oficiais divulgadas em janeiro de 2026. A estratégia elétrica nacional apresentada pelas autoridades prevê uma diversificação do mix energético, apoiando-se nomeadamente nas energias renováveis.
O governo da República do Congo iniciou estudos técnicos relativos ao projeto hidroelétrico de Kitéké, no rio Loufoulakari, no departamento do Pool, a cerca de 35 km a sudeste de Brazzaville. Trata-se de uma central com uma capacidade instalada prevista de cerca de 510 megawatts (MW), segundo informações reportadas em 29 de janeiro pela ADIAC-Congo.
Os estudos técnicos incidem sobretudo sobre a viabilidade do projeto, a definição das infraestruturas, a escolha dos equipamentos, bem como sobre os estudos de impacto ambiental e social. Visam também detalhar as modalidades de ligação da futura central à rede elétrica nacional.
Esta etapa foi concluída a 28 de janeiro durante um workshop oficial em Brazzaville, com a presença, entre outros, de Émile Ouosso, ministro da Energia e Hidráulica, e de representantes das empresas envolvidas no projeto.
Entre elas, o consórcio Lincoln e China Energy participa na fase de estudos técnicos. Ambas as empresas indicaram a intenção de assegurar, futuramente, a concepção, aquisição de equipamentos, construção, assim como alguns aspetos do financiamento.
Até ao momento, nenhum valor oficial foi divulgado relativamente ao investimento total previsto no projeto. De acordo com o calendário divulgado, o início efetivo da construção está previsto para julho-agosto de 2027, condicionado à conclusão dos estudos.
Durante o Congo Energy & Investment Forum, realizado em Brazzaville em março de 2025, as autoridades congolesas anunciaram a intenção de duplicar a capacidade nacional de produção elétrica para 1.500 MW até 2030, com ênfase no desenvolvimento das energias renováveis.
Foi apresentada uma folha de rota incluindo vários projetos destinados a aumentar a produção elétrica e a melhorar a taxa de acesso à eletricidade, que passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações de Émile Ouosso divulgadas em janeiro de 2026.
Além disso, no âmbito da reforma do setor elétrico, a República do Congo solicitou a expertise da Société nationale d’électricité do Senegal (Senelec). Segundo a Agência Ecofin, em fevereiro de 2025 foi assinado um acordo que confere ao operador senegalês missões ligadas à distribuição, gestão e manutenção da rede elétrica congolesa por um período de dez anos.
Abdel-Latif Boureima
Colocado em operação em 2005, Bonga é um dos principais campos petrolíferos offshore da Nigéria, com uma capacidade de produção de cerca de 225.000 barris por dia e um papel central na exportação de crude proveniente de águas profundas.
A Nigéria irá enfrentar uma redução temporária dos seus volumes de exportação de cerca de 225.000 barris por dia durante várias semanas. Este desenvolvimento, noticiado na segunda-feira, 2 de fevereiro, está relacionado com uma manutenção programada na unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) que opera o campo petrolífero offshore de Bonga.
“Esta manutenção programada visa reduzir interrupções imprevistas, melhorar a eficiência operacional e reforçar a resiliência global do ativo”, declarou Ronald Adams, diretor-geral da Shell Nigeria Exploration and Production Company Ltd (SNEPCo), operador do site.
“Prevemos retomar a produção em março, assim que os trabalhos de manutenção forem concluídos com sucesso”, acrescentou, especificando que esta operação também abrange a produção de gás natural associado, estimada em cerca de 150 milhões de pés cúbicos por dia.
Bonga, projeto estratégico do offshore nigeriano em águas profundas
Desenvolvido no bloco offshore OML 118, o campo de Bonga inclui vários poços produtores ligados por condutas e equipamentos instalados a mais de 1000 metros de profundidade no fundo do mar, de acordo com os dados técnicos do projeto.
O FPSO Bonga foi projetado para armazenar até dois milhões de barris de petróleo antes de serem carregados em navios shuttle destinados à exportação. O crude é exportado diretamente do site offshore, sem passar por instalações terrestres.
Um desenvolvimento petrolífero adjacente, chamado Bonga South West-Aparo, deverá ser implementado após mais de dez anos de incertezas. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou que a SNEPCo lançou novamente um concurso para a fornecimento de uma unidade FPSO para este projeto, com capacidade alvo de cerca de 150.000 barris por dia quando totalmente desenvolvido.
No final de janeiro, o presidente nigeriano Bola Tinubu aprovou incentivos específicos ligados a investimentos para acelerar este projeto offshore em águas profundas, situado a cerca de 120 km da costa. Segundo a presidência, estas medidas não constituem incentivos sectoriais gerais, mas estão condicionadas a novos investimentos e ao aumento efetivo da produção.
As autoridades expressaram o desejo de que o projeto alcance uma decisão final de investimento (FID) até meados de 2027. Nos últimos meses, reiteraram a ambição de elevar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027, contra 1,64 milhão de barris por dia de petróleo bruto e condensados produzidos em média nos primeiros onze meses de 2025, segundo dados oficiais. Também flexibilizaram as condições financeiras do concurso lançado em dezembro de 2025, que abrange 50 blocos petrolíferos e gasíferos.
Abdel-Latif Boureima
Durante muito tempo pilar do sistema elétrico da Zâmbia, a hidroeletricidade mostra hoje os seus limites face às incertezas climáticas. Neste contexto, as autoridades aceleram a diversificação do mix energético, com a energia solar como principal alavanca para reforçar a segurança do abastecimento.
Na Zâmbia, a diversificação do mix elétrico impõe-se agora como uma resposta direta às limitações do sistema hidroelétrico, que durante muito tempo sustentou o fornecimento de eletricidade do país e ainda fornece a maior parte da energia. Esta orientação materializou-se mais uma vez na quinta-feira, 29 de janeiro, com a inauguração pela Kiyona Energy Limited, filial da ZESCO, de um projeto solar fotovoltaico de 20 MW no campus do Natural Resources Development College (NRDC), em Mutendere, na capital Lusaca.
O projeto visa reforçar o fornecimento de eletricidade à rede nacional num país ainda marcado pela seca de 2024, que reduziu significativamente a produção hidroelétrica e, consequentemente, a oferta de eletricidade durante vários meses.
Desenvolvida num antigo aterro reabilitado, esta nova central será ligada à rede nacional. Segundo informações divulgadas durante a cerimónia, 2 MW da capacidade serão dedicados diretamente ao NRDC, garantindo fornecimento contínuo ao campus. O custo do projeto e a sua estrutura de financiamento não foram, no entanto, revelados.
Esta iniciativa integra uma dinâmica mais ampla liderada pela Kiyona Energy. Em meados de janeiro, a empresa adjudicou um contrato de compra de eletricidade à Bluesun Solar Zambia para um projeto solar distinto de 26 MW, representando um investimento estimado entre 22 e 26 milhões de dólares, com entrada em operação comercial prevista ainda este ano. A filial da ZESCO prevê também desenvolver até 300 MW de projetos de energias renováveis até 2028.
A vontade de reforçar a fiabilidade do fornecimento elétrico é determinada diretamente pelas autoridades do país. Durante a inauguração do projeto, o ministro da Energia, Makozo Chikote, declarou:
“Reconhecemos que, embora a hidroeletricidade nos tenha servido bem durante décadas, a variabilidade climática recordou-nos a urgência de diversificar o nosso mix energético e reforçar a segurança energética nacional.”
Abdoullah Diop
Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão
Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.
Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.
Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico
O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.
O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.
Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.
Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.
Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais
A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.
Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.
O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.
Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.
Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.
A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.
Reação política e continuação do projeto
Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.
Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.
A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.
Abdoullah Diop
Segundo a ITIE-Burkina Faso, a mina de ouro Sanbrado foi em 2024 o terceiro maior contribuinte do setor extrativo para o orçamento do país, atrás de Essakane e Houndé, que ocuparam respectivamente o primeiro e o segundo lugares.
No relatório financeiro publicado em 28 de janeiro de 2026, a mineradora australiana West African Resources (WAF) indicou ter pago 100,35 milhões de dólares australianos (69,8 milhões USD) ao Burkina Faso em 2025, referentes a royalties e outros impostos relacionados à produção. Esse valor representa um aumento de 67% em relação aos 59,9 milhões de dólares australianos declarados em 2024, refletindo principalmente dois fatores: a contínua alta do preço do ouro e algumas reformas fiscais no país.
Em 2025, o preço do ouro subiu 67% ao longo do ano, impulsionado por tensões geopolíticas e pelo maior interesse dos investidores nesse ativo de refúgio. O governo burquinense aproveitou essa situação para revisar o regime de royalties sobre o ouro. Antes limitado a 7%, o imposto passou a 8% para preços entre 3.000 e 3.500 USD por onça, aumentando 1% para cada faixa adicional de 500 USD acima desse intervalo.
Esses fatores explicam em grande parte o aumento significativo das receitas do Burkina Faso com a mina Sanbrado em 2025. Segundo a WAF, a reforma fiscal contribuiu para a elevação dos custos de royalties ao longo do ano, incluindo um aumento de 19% no quarto trimestre, em comparação com o trimestre anterior. Vale também destacar que o valor declarado inclui pagamentos feitos para a contribuição ao desenvolvimento comunitário, obrigatória no país.
No Burkina Faso, as empresas com licença mineral devem destinar 1% do faturamento mensal bruto ao Fundo de Desenvolvimento Minerário, destinado a apoiar projetos locais. A WAF não detalhou o valor exato dessa contribuição, mas informou que seu faturamento anual cresceu para 1,08 bilhão de dólares australianos, frente a 723,2 milhões no ano anterior.
2026 começa com mercado de ouro ainda em alta
Além do efeito do aumento do preço do ouro, o crescimento do faturamento da WAF também reflete um aumento de 2% nos volumes de venda em relação a 2024. Os pagamentos ao Burkina Faso não incluem dividendos relativos à participação de 15% do Estado na mina Sanbrado nem outros impostos, como o imposto de renda corporativo.
O mercado de ouro em 2026 permanece favorável: durante um novo rally, os preços atingiram mais de 5.500 USD por onça, recuando depois para 4.800 USD, ainda assim 13% acima dos níveis de início de janeiro. Nessas condições, o Burkina Faso poderia receber royalties de até 11% sobre os rendimentos da Sanbrado.
Operações futuras e expansão
A WAF ainda não divulgou metas de produção para 2026, mas planeja iniciar a produção do depósito satélite Toega no terceiro trimestre. Além da Sanbrado, a mineradora iniciou em 2025 a produção na mina Kiaka, sua segunda operação no país, que terá sua primeira exploração completa em 2026. O Estado burquinense já aposta nessa mina para aumentar suas receitas e pretende elevar sua participação de 15% para 50%.
Em resumo, o aumento do preço do ouro, a reforma fiscal e o crescimento das operações da WAF explicam a forte subida das receitas do Burkina Faso na mina Sanbrado em 2025.
Aurel Sèdjro Houenou
Na esteira de Simandou, os projetos de minério de ferro multiplicam-se na África Ocidental. Historicamente dominada pela Libéria, Mauritânia e Serra Leoa, a produção regional regista um crescimento sustentado, impulsionado sobretudo por investimentos chineses.
ArcelorMittal garante o seu futuro na Libéria
A ArcelorMittal anunciou a 30 de janeiro que o parlamento liberiano ratificou um acordo de desenvolvimento mineiro que prolonga a sua presença no país até, pelo menos, 2050. Este acordo protege um investimento de 1,8 mil milhões de dólares destinado a quadruplicar a produção de minério de ferro na Libéria, tornando o grupo de origem indiana uma exceção numa região dominada por atores chineses.
Atualmente principal produtor na Libéria, a ArcelorMittal dispõe de uma capacidade de 5 milhões de toneladas por ano. Desde o início da década de 2020, a empresa lançou um plano para aumentar essa capacidade para 20 milhões de toneladas anuais, com um investimento total de 1,8 mil milhões de dólares. O projeto inclui a modernização do corredor ferroviário Tokadeh–Buchanan e a melhoria das infraestruturas portuárias, com conclusão prevista para 2026.
A longo prazo, o grupo planeia expandir a ferrovia para transportar até 30 milhões de toneladas de minério por ano. De acordo com o acordo com o governo, a ArcelorMittal pagará 200 milhões de dólares à Libéria por direitos mineiros adicionais e acesso à capacidade ferroviária investida. O presidente Joseph Boakai destaca que a implementação de uma ferrovia gerida de forma independente a partir de 2030 aumentará a eficiência e permitirá acesso multi-utilizador.
A ArcelorMittal representa cerca de 90% das exportações liberianas de minério de ferro, segundo o relatório de 2023 da Iniciativa para a Transparência nas Indústrias Extractivas. A crescente importância do grupo deverá elevar a produção nacional de 5,2 milhões de toneladas em 2024 para 18 milhões em 2026.
A China domina a produção regional
O boom na Libéria insere-se num contexto de transformação do setor na África Ocidental. Embora a Serra Leoa, Mauritânia e Libéria tenham historicamente dominado, a Guiné torna-se agora o principal motor com Simandou, cuja produção deverá atingir 120 milhões de toneladas por ano a plena capacidade. No início de 2026, a produção estimada em Simandou é de 35,4 milhões de toneladas.
Os principais investidores de Simandou são chineses: a Baowu Resources aumentou recentemente a sua participação de 49% para 51% no Winning Consortium Simandou, operador dos blocos 1 e 2. Os blocos 3 e 4 são explorados por uma joint venture entre a Rio Tinto e a Chinalco.
Noutros países, a presença chinesa também é significativa: a China Union explora as Bong Mines na Serra Leoa, enquanto a China Kingho Group desenvolve uma mina com produção alvo de 10 milhões de toneladas anuais, extensível a 30 milhões. Na Guiné, a Ivanhoe Atlantic desenvolve o projeto Kon Kweni com produção inicial prevista entre 2 e 5 milhões de toneladas, extensível a 30 milhões.
Um setor orientado para a exportação, pouca transformação local
Na região, o minério de ferro é maioritariamente exportado sem transformação local. Na Guiné, apenas Simandou prevê, a médio prazo, a construção de uma siderurgia ou fábrica de pelotas, segundo o diretor de gabinete do presidente guineense.
Em 2023, África representava 4% da produção mundial de minério de ferro, mas apenas 1,2% da produção mundial de aço bruto. A China, em comparação, detinha 54% da capacidade mundial de produção de aço. O continente continua, portanto, principalmente fornecedor de matérias-primas, enquanto o valor acrescentado é gerado noutros locais, nomeadamente na China e na Europa.
Emiliano Tossou
De acordo com o U.S. Geological Survey, Moçambique é um dos maiores produtores de grafite em África, ao lado de Madagascar e da Tanzânia. Num contexto de mercado difícil, a indústria enfrenta desafios nas suas principais minas.
No final da semana passada, Moçambique inaugurou uma nova unidade de produção de grafite na província de Niassa, com um investimento estimado em 200 milhões de dólares. Este é um passo importante para um setor que vinha a perder ritmo nos últimos anos devido às persistentes tensões no mercado mundial.
Fecho e retoma gradual
Até 2023, a produção de grafite em Moçambique dependia principalmente da mina de Balama, operada pela australiana Syrah Resources, e de Ancuabe, detida pela holandesa AMG. Confrontadas com um mercado em baixa, marcado pela concorrência do grafite sintético e pela diminuição da procura e dos preços do grafite natural, ambas as empresas ajustaram gradualmente as suas estratégias.
Em 2024, a AMG anunciou a saída de Moçambique, fechando a mina de Ancuabe. Quanto a Balama, a mina manteve-se inativa a partir de meados de 2024 e retomou operações apenas em junho de 2025, de forma parcial, com produção ajustada à procura do mercado. Estes movimentos conduziram a uma queda na produção nacional de grafite.
Segundo o U.S. Geological Survey, a produção moçambicana de grafite caiu de 98.000 toneladas em 2023 para 75.000 toneladas em 2024. É neste contexto que surge o projeto Nipepe, liderado pela chinesa DH Mining. Localizada no distrito homónimo, a mina tem uma capacidade média anual de 200.000 toneladas de grafite, com uma vida útil estimada em 25 anos.
O projeto emprega atualmente cerca de 890 pessoas, com uma segunda fase de exploração que deverá elevar este número para 2.000 funcionários. Por agora, poucos detalhes foram divulgados sobre os objetivos de produção para 2026.
Investimento chinês e americano em apoio
Para além do projeto Nipepe, Moçambique conta ainda com outro ativo avançado de grafite: Ancuabe. Situado próximo da antiga mina da AMG, este projeto é operado pela australiana Triton Minerals, que pretende reduzir a sua participação de 100% no ativo. Está em curso um acordo com a chinesa Shandong Yulong, que prevê investir 17 milhões de dólares para adquirir 70% das ações.
Existe a opção de comprar os 30% restantes à Triton, mas ainda não foi tomada decisão. Com esta transação, a empresa chinesa deverá futuramente desenvolver a mina, com produção média anual de 60.000 toneladas de grafite ao longo de 27 anos. A esta presença chinesa juntam-se também interesses americanos em Balama, onde a agência americana Development Finance Corporation (DFC) apoia financeiramente a Syrah Resources nas operações da mina.
Recorde-se que a Syrah Resources planeia «retomar uma utilização mais elevada» das capacidades de Balama assim que a procura por grafite natural aumentar. Considerada a maior mina de África deste mineral usado em baterias de veículos elétricos, Balama tem capacidade de produção de 350.000 toneladas.
Em Moçambique, o grafite é um dos principais produtos minerais, ao lado do carvão e das pedras preciosas, incluindo rubis. O ouro também é produzido, mas em quantidades modestas.
Aurel Sèdjro Houenou
Moçambique LNG retoma oficialmente após quase cinco anos de suspensão
Suspenso durante quase cinco anos devido a uma crise de segurança significativa, o projeto Mozambique LNG vai retomar oficialmente as atividades. Esta retomada segue uma longa trajetória marcada por compromissos industriais e financeiros precoces, uma interrupção abrupta, fortes controvérsias e uma recomposição gradual do quadro do projeto.
Quando a TotalEnergies anuncia, no final de janeiro de 2026, a retomada completa das atividades do projeto Mozambique LNG, o empreendimento sai de um longo período de suspensão anunciado em abril de 2021. Esta retomada ocorre num contexto ainda frágil em Cabo Delgado, mas também após uma série de decisões que progressivamente tornaram quase impossível o abandono do projeto.
Um projeto estruturado desde a origem como ativo estratégico
O Mozambique LNG ganha nova dimensão em 2019, quando a TotalEnergies anuncia a aquisição dos ativos africanos da Anadarko. Em 30 de setembro de 2019, o grupo confirma a finalização da operação e a compra da participação de 26,5% da Anadarko no projeto por 3,9 mil milhões de dólares, tornando-se operador da Área 1 na bacia do Rovuma.
O projeto baseia-se então em dois trens de liquefação com capacidade aproximada de 13 milhões de toneladas por ano, desenvolvidos a partir dos campos Golfinho e Atum. A decisão final de investimento é tomada em junho de 2019, com base num projeto já amplamente assegurado comercialmente. A TotalEnergies indica que cerca de 90% dos volumes estão cobertos por contratos de longo prazo com compradores internacionais, principalmente na Ásia e na Europa.
Uma etapa importante é alcançada em julho de 2020 com a assinatura de um financiamento em dívida sénior de 14,9 mil milhões de dólares, para um investimento total estimado em cerca de 20 mil milhões de dólares. Este financiamento envolve várias agências de crédito à exportação, bancos comerciais e uma instituição multilateral africana. Após o período de força maior anunciado em 2021, a TotalEnergies esclarece, em dezembro de 2025, que alguns apoios públicos não foram reconfirmados, mas que a sua retirada foi compensada por um aporte adicional em capital próprio dos parceiros.
Em 29 de janeiro de 2026, a TotalEnergies anuncia a retomada completa das atividades onshore e offshore. O projeto encontra-se avançado em cerca de 40%, com vários milhares de trabalhadores mobilizados.
Segurança, direitos humanos e contenciosos judiciais
A situação de segurança na província de Cabo Delgado começa a deteriorar-se em 2017, com uma intensificação progressiva dos ataques armados. Em 2020, uma unidade conjunta, a Joint Task Force, é criada no âmbito de um memorando entre a filial moçambicana da TotalEnergies e o Estado moçambicano, para garantir a segurança do sítio de Afungi.
Após os ataques à cidade de Palma em março de 2021, a TotalEnergies evacua o seu pessoal. Em 26 de abril de 2021, o grupo declara força maior e suspende todas as atividades.
O componente judicial abre-se posteriormente com dois processos distintos. Em 2023, sobreviventes e familiares das vítimas do ataque a Palma apresentam uma queixa em França, acusando a TotalEnergies de não ter assegurado a segurança de subcontratados-alvo. Em março de 2025, o Ministério Público de Nanterre abre um inquérito preliminar contra a TotalEnergies, nomeadamente por homicídio involuntário e omissão de auxílio a pessoa em perigo.
Paralelamente, surgem alegações sobre eventos ocorridos entre julho e setembro de 2021 no ou próximo do sítio de Afungi, conhecidos como “container massacre”. Estas acusações são divulgadas a partir de setembro de 2024 pelo Politico e depois retomadas por Le Monde e SourceMaterial.
Em novembro de 2025, o European Center for Constitutional and Human Rights (ECCHR) apresenta uma queixa criminal em França contra a TotalEnergies por cumplicidade em crimes de guerra, tortura e desaparecimentos forçados, junto do Ministério Público Nacional Antiterrorismo. A ONG afirma que a empresa teria fornecido apoio material e logístico à Joint Task Force, apesar de conhecimento prévio de alegadas violações dos direitos humanos.
A TotalEnergies rejeita todas estas acusações e afirma nunca ter tido conhecimento dos fatos alegados. No meio destas controvérsias, a empresa decide encomendar uma missão independente para avaliar a situação em Cabo Delgado. O relatório da missão, publicado em maio de 2023, conduz a um plano de ação e à criação da fundação Pamoja Tunaweza, com um orçamento de 200 milhões de dólares.
Reação política e continuação do projeto
Alguns dias após a apresentação da queixa pelo ECCHR, o presidente moçambicano recém-eleito, Daniel Chapo, nega publicamente quaisquer violações graves de direitos humanos cometidas pelas forças de defesa e segurança em Cabo Delgado. Afirma que as acusações divulgadas pela imprensa internacional “não são verdadeiras” e destaca o envolvimento das autoridades judiciais e da Comissão Nacional de Direitos Humanos na análise dos fatos.
Esta tomada de posição ocorre quando uma parte significativa dos investimentos já foi realizada, os equipamentos principais já foram encomendados e os compromissos contratuais foram mantidos.
A continuação do Mozambique LNG insere-se agora num calendário industrial claramente identificado, com a primeira produção de GNL prevista para 2029, dez anos após a decisão final de investimento. Símbolo de um projeto cujos impactos económicos e financeiros são demasiado grandes para ser abandonado, independentemente dos riscos de segurança ou ambientais.
Abdoullah Diop
Desde há várias semanas que se registam tensões sociais no setor dos hidrocarbonetos no Gabão, evidenciadas pelo depósito de um pré-aviso de greve pelos sindicatos dos trabalhadores da indústria.
Face a estas tensões no setor petrolífero, as autoridades gabonesas decidiram reunir, por instrução presidencial, todos os operadores do setor de petróleo e gás. A iniciativa foi noticiada na quinta-feira, 29 de janeiro de 2026, pela imprensa local.
Esta medida surge num contexto em que os sindicatos que representam os trabalhadores do setor privado apresentaram um pré-aviso de greve, situação que coloca em risco potenciais perturbações num setor chave da economia gabonesa. Segundo o Banco Mundial, a indústria petrolífera representou cerca de 50% das receitas públicas e 65% das exportações nacionais em 2024.
Neste quadro, o Presidente da República, Brice Clotaire Oligui Nguema, recebeu em audiência, na quarta-feira, 28 de janeiro, os representantes sindicais. O encontro visou analisar as suas reivindicações e abrir um quadro de discussões, nomeadamente sobre a regulamentação relativa ao controlo do emprego e aos procedimentos de despedimento no setor. No final destes diálogos, a presidência anunciou encontros destinados a identificar soluções para os litígios em curso, procurando assim apaziguar o clima social e evitar uma paralisação que possa afetar a produção e as receitas públicas.
Segundo as últimas informações da imprensa local, os encontros realizaram-se na sexta-feira, 30 de janeiro, sob a égide do vice-presidente do Governo, Hermann Immongault. Estas negociações resultaram na definição de um calendário até 7 de fevereiro, enquanto as organizações sindicais mantêm o seu pré-aviso de greve.
Intenções governamentais face às fragilidades do diálogo social
As tensões sociais observadas ocorrem num contexto em que o Governo tem manifestado, nos últimos meses, a intenção de rever o enquadramento do emprego nos hidrocarbonetos. Desde outubro de 2025, foi anunciado o objetivo de reduzir a precariedade laboral no setor, com ênfase no controlo das práticas de subcontratação e nos termos contratuais. Também se abordou a aplicação mais rigorosa das normas relativas à prioridade de emprego para a mão-de-obra nacional.
Até ao momento, estas orientações foram apresentadas como metas de política pública, sem que tenha sido formalmente anunciado um novo quadro regulatório ou um calendário de implementação vinculativo.
Paralelamente, o quadro institucional para o diálogo social nos hidrocarbonetos foi relançado através da Comissão Nacional do Diálogo Social nos Hidrocarbonetos, reunindo Estado, empresas operadoras e sindicatos. Contudo, este processo revelou limitações.
Como noticiou a Agência Ecofin, em outubro de 2025, a TotalEnergies EP Gabon, um dos principais operadores do setor, não se apresentou a uma sessão desta comissão dedicada ao emprego e à subcontratação. Esta ausência foi interpretada pelos sindicatos como um sinal das dificuldades persistentes em estabelecer um diálogo social eficaz e inclusivo na indústria petrolífera.
Abdel-Latif Boureima
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