Produzir mais petróleo não chega. As autoridades líbias querem também formar engenheiros e gestores capazes de conduzir os grandes projetos de investimento no setor da energia.

Após o seu acordo com a SLB, o maior grupo mundial de serviços petrolíferos, a National Oil Corporation (NOC) continua a reforçar as suas parcerias. Na terça-feira, 9 de junho, a empresa petrolífera pública líbia formalizou um novo acordo envolvendo o Project Management Institute (PMI), uma entidade norte-americana reconhecida mundialmente pelas suas certificações em gestão de projetos.

Segundo os detalhes divulgados pelo Libya Observer, o acordo prevê a criação de uma plataforma comum para apoiar os trabalhadores da NOC, com acesso a formações e certificações profissionais reconhecidas a nível mundial. O objetivo é também desenvolver uma competência nacional capaz de promover as melhores práticas profissionais no setor energético líbio.

«Esta cooperação é uma das primeiras iniciativas do nosso novo Centro de Desenvolvimento Técnico e Administrativo», declarou o presidente da empresa estatal, Masoud Suleiman, citado pela Agenzia Nova. Por sua vez, o PMI considera que a iniciativa ajudará a melhorar os resultados dos projetos considerados centrais para o desenvolvimento económico da Líbia.

A assinatura destes dois acordos, ocorrida num intervalo de 48 horas, reflete uma vontade de modernização em dois planos distintos. O primeiro é técnico, com o acordo com a SLB, que visa desenvolver jazidas subexploradas e transferir tecnologias de perfuração. O segundo é humano, com o acordo com o PMI, que pretende formar quadros líbios e melhorar a gestão dos grandes projetos de investimento.

Iniciativas inseridas numa dinâmica mais ampla

A NOC tem lançado vários projetos em paralelo desde o início do ano. Em fevereiro, a Líbia lançou os seus primeiros concursos de exploração petrolífera em 17 anos, como noticiado pela Al Jazeera. Várias empresas internacionais participaram, num contexto de aumento dos preços ligado ao encerramento do estreito de Ormuz. Em abril, o país aprovou o seu primeiro orçamento unificado em 13 anos, atribuindo 12 mil milhões de dinares (cerca de 1,9 mil milhões de dólares) à empresa pública.

Estas iniciativas acompanham resultados notáveis na produção. Em maio, a NOC registou as suas receitas mensais mais elevadas em dez anos, com cerca de 4 mil milhões de dólares. Em termos de produção, a Líbia atingiu 1,43 milhões de barris por dia em abril, o nível mais alto da última década, segundo o The National.

Ambições que enfrentam constrangimentos

Apesar dos avanços, persistem obstáculos. Em janeiro, Suleiman reconheceu publicamente que a empresa petrolífera estatal não recebeu qualquer orçamento operacional aprovado ao longo de 2025. Neste contexto, continua a ter dificuldades em cumprir compromissos com fornecedores de serviços, segundo o Middle East Institute.

Apesar de um ambiente ainda frágil, a NOC procura desenvolver as competências humanas e as parcerias técnicas necessárias para concretizar as suas ambições. O objetivo declarado continua a ser atingir 2 milhões de barris por dia até 2030, contra 1,43 milhões atualmente. A empresa pretende também chegar a 1,6 milhões de barris por dia até ao final do ano como meta intermédia.

Abdel-Latif Boureima

A crise petrolífera ligada ao encerramento do estreito de Estreito de Ormuz revela uma vantagem inesperada de África. A sua posição geográfica, afastada das rotas do Golfo Pérsico, faz do continente um fornecedor de substituição muito procurado.

O encerramento do estreito de Ormuz está a redesenhar o comércio mundial de petróleo. O vice-ministro dos Negócios Estrangeiros da Indonésia, Arif Havas Oegroseno, afirmou na quinta-feira, 11 de junho, que o país está a intensificar as suas compras de petróleo bruto em África para garantir o seu abastecimento, segundo a agência nacional Antara.

«Colaboramos bastante com a Argélia, a Nigéria, a Angola e muitos outros países africanos», declarou após uma reunião de trabalho com a Comissão dos Negócios Estrangeiros do Parlamento em Jacarta. A vantagem de África é sobretudo geográfica. Os envios a partir do continente não atravessam o estreito de Ormuz, atualmente encerrado devido ao conflito envolvendo o Irão, os Estados Unidos e Israel, ao contrário das cargas provenientes do Golfo Pérsico.

De facto, dois petroleiros da Pertamina International Shipping, a subsidiária marítima da empresa petrolífera estatal indonésia, ficaram retidos no Golfo, impossibilitados de atravessar o estreito. Esta situação acelerou a procura de rotas alternativas de abastecimento.

A Indonésia está particularmente vulnerável a esta crise. Antes do encerramento de Ormuz, cerca de 20% das importações de petróleo bruto do país provinham do Médio Oriente. No entanto, quase todo esse abastecimento passava pelo estreito, com exceção das entregas feitas através de pipelines alternativos, segundo declarações do ministro da Energia Bahlil Lahadalia, citadas pelo IDN Financials.

Uma relação comercial em crescimento

A viragem para África não é totalmente nova, mas está a acelerar. Em dezembro de 2025, a Pertamina importou um milhão de barris de petróleo bruto da Argélia no âmbito de uma estratégia de diversificação, segundo o site Travel and Tour World. Em maio de 2024, a Agência Ecofin noticiou que a Nigéria e a Indonésia manifestaram vontade de reforçar a cooperação no setor dos hidrocarbonetos.

Estas relações comerciais têm vindo a crescer. Segundo dados do Gabinete Central de Estatísticas publicados no mês passado, a Nigéria forneceu cerca de 2,4 mil milhões de dólares em petróleo bruto à Indonésia, seguida pela Angola com 1,9 mil milhões de dólares. Ambos os países africanos estão agora entre os principais fornecedores de Jacarta.

Esta evolução insere-se também na estratégia da Nigéria. Em março passado, Abuja posicionou-se como fornecedor alternativo aos países asiáticos face às perturbações ligadas ao conflito no Médio Oriente.

Abdel-Latif Boureima

A Shell explora há vários anos a bacia de Orange, na Namíbia, sem ainda confirmar a viabilidade comercial das suas descobertas. Cada novo poço aproxima a multinacional de uma resposta decisiva sobre o potencial deste bloco.

A empresa anglo-neerlandesa Shell acaba de registar os seus melhores resultados de exploração na Namíbia. O operador britânico e os seus parceiros QatarEnergy e NAMCOR, a companhia petrolífera namibiana, anunciaram na terça-feira, 9 de junho, os resultados do poço Merlin-1X, perfurado em abril na licença de exploração PEL 39, ao largo da costa da Namíbia. Trata-se do décimo poço perfurado pela empresa neste perímetro.

Os resultados são descritos pela Shell como os «mais promissores até à data» nesta licença. O poço atravessou uma formação geológica alvo e revelou uma boa qualidade de reservatório, com petróleo leve e pouco gás associado, características mais favoráveis do que as observadas nos nove poços anteriores neste mesmo bloco.

«São resultados encorajadores que reforçam a nossa compreensão do potencial da bacia de Orange. Estamos a avançar com uma abordagem disciplinada e baseada em dados para estabelecer a viabilidade comercial», afirmou Eugene Okpere, vice-presidente executivo da Shell para Exploração, Estratégia e Portefólio.

Saad Sherida Al-Kaabi, ministro de Estado do Qatar para os Assuntos da Energia e diretor executivo da QatarEnergy, acrescentou que os resultados da perfuração de Merlin-1X «reforçam ainda mais a confiança na bacia de Orange como uma província de hidrocarbonetos emergente de classe mundial». A Shell prevê novas perfurações nesta licença até ao final do ano.

Uma descoberta inserida numa longa campanha de exploração

Este anúncio culmina vários anos de esforços neste bloco. Em julho de 2023, a Shell já tinha anunciado uma primeira descoberta de petróleo bruto na PEL 39. No entanto, segundo a Agência Ecofin, em agosto de 2025, a multinacional reconheceu publicamente a complexidade da bacia, indicando que os resultados obtidos até então ainda não tinham permitido demonstrar a viabilidade comercial dos recursos identificados.

Em dezembro de 2025, a Shell detalhou o seu programa de perfuração ao assinar um contrato com a Northern Ocean para a utilização da plataforma Deepsea Mira, com vista à perfuração de novos poços na PEL 0039. O Merlin-1X é o primeiro resultado desta nova campanha.

Esta descoberta ocorre num momento em que a Namíbia se afirma progressivamente como uma nova fronteira petrolífera africana. Na bacia de Orange, a multinacional francesa TotalEnergies avalia o seu projeto petrolífero Venus, cujas reservas são estimadas em mais de mil milhões de barris.

O grupo português Galp, por sua vez, reviu em alta as suas estimativas para o campo de Mopane, para 1,38 mil milhões de barris equivalentes de petróleo. O início da produção é esperado a partir de 2029.

Abdel-Latif Boureima

A medida que a cozinha limpa se afirma progressivamente como uma prioridade energética em África, o adiamento da principal cimeira continental dedicada a esta questão reacende as interrogações sobre a capacidade do continente para manter o impulso em torno deste desafio crucial.

Na quarta-feira, 10 de junho, os organizadores da Cimeira sobre Cozinha Limpa em África anunciaram o adiamento do evento, inicialmente previsto para os dias 9 e 10 de julho de 2026, em Nairobi. Entre os organizadores encontram-se a Agência Internacional da Energia (AIE), o Governo do Quénia, a Noruega e outros parceiros internacionais. Estes justificaram a decisão com as «incertezas persistentes» e as «circunstâncias em evolução» que poderão limitar a participação das principais partes interessadas.

Os organizadores garantiram, contudo, que os compromissos financeiros anunciados antes da cimeira serão apresentados durante uma reunião virtual de alto nível agendada para 9 de julho.

«Esta reunião permitirá fazer um ponto da situação sobre os progressos alcançados e destacar os principais resultados obtidos, nomeadamente os compromissos financeiros significativos anunciados antes da cimeira», refere o comunicado.

O documento sublinha igualmente que os avanços registados desde a primeira Cimeira sobre Cozinha Limpa em África, realizada em Paris em 2024, continuam a verificar-se.

Uma dinâmica em curso, mas desafios persistentes

Segundo uma nota publicada pela AIE em julho de 2025, já tinham sido desembolsados 470 milhões de dólares dos 2,2 mil milhões de dólares de compromissos públicos e privados anunciados durante a primeira edição. Mais de 70% dos africanos sem acesso a soluções de cozinha limpa vivem atualmente em países que reforçaram as suas políticas neste domínio desde 2024, com a adoção de quase 40 novas medidas.

Apesar destes progressos, o desafio continua a ser enorme. A AIE estima que cerca de mil milhões de pessoas na África Subsaariana ainda não tenham acesso a soluções de cozinha limpa. Esta situação é responsável, todos os anos, por cerca de 815 mil mortes prematuras associadas à poluição do ar doméstico.

O adiamento da cimeira ocorre num momento em que os defensores da cozinha limpa procuram, há vários anos, fazer reconhecer esta questão como uma prioridade energética de pleno direito. Durante muito tempo ofuscada pelos desafios relacionados com o acesso à eletricidade, a temática tem beneficiado recentemente de uma atenção crescente por parte dos governos, dos financiadores e do setor privado.

A edição de Nairobi deveria precisamente servir para consolidar esta dinâmica. Resta saber se o adiamento não afetará a visibilidade política de uma questão que ainda luta para se afirmar de forma duradoura na agenda energética africana.

Abdoullah Diop

A saída da ExxonMobil em 2024 evidenciou as fragilidades do setor petrolífero da Guiné Equatorial. Malabo procura agora reconstruir a sua carteira de investidores para relançar a exploração petrolífera.

A Guiné Equatorial está a reforçar os seus mecanismos para atrair novos operadores de exploração de petróleo. O Ministério do Desenvolvimento dos Hidrocarbonetos e das Minas assinou, na quarta-feira, 10 de junho, um acordo com a empresa norueguesa TGS, especializada em dados geológicos, para elaborar um levantamento sísmico abrangente dos blocos offshore do país.

A TGS recolhe, processa e comercializa dados do subsolo para empresas de exploração, ajudando-as a identificar potenciais jazidas antes da perfuração. O levantamento que será realizado na Guiné Equatorial abrangerá as bacias de Rio del Rey e Rio Muni, duas zonas offshore com potencial petrolífero.

A primeira fase dos trabalhos, prevista para o terceiro trimestre de 2026, incidirá sobre o reprocessamento de 27 273 quilómetros de dados sísmicos bidimensionais (2D) e de 35 000 quilómetros quadrados de dados tridimensionais (3D). O objetivo é produzir uma imagem coerente e homogénea do subsolo ao longo de todo o litoral equato-guineense.

«O MegaSurvey da Guiné Equatorial é o primeiro do género no país e aplicará a nossa mais recente tecnologia de imagiologia para reduzir os riscos de exploração nestas bacias», declarou David Hajovsky, vice-presidente executivo da TGS, em comunicado.

Uma iniciativa inserida numa estratégia de relançamento

A Guiné Equatorial procura há vários anos inverter o declínio da sua produção petrolífera. Esta caiu de mais de 360 mil barris por dia, em média, no seu pico em 2004, para cerca de 41 mil barris por dia em fevereiro de 2026, segundo dados compilados pela plataforma Trading Economics. A saída da ExxonMobil, em fevereiro de 2024, após quase trinta anos de presença no país, simbolizou a dimensão deste recuo.

Ao disponibilizar aos potenciais investidores uma imagem coerente e homogénea do subsolo offshore, Malabo pretende reduzir o risco geológico percebido e facilitar a tomada de decisões de investimento.

Nas últimas semanas, surgiram os primeiros sinais de um renovado interesse pelo setor. A multinacional norte-americana Chevron assinou dois novos contratos de partilha de produção para os blocos EG-06 e EG-11, envolvendo um investimento anunciado de 2 mil milhões de dólares.

Na mesma dinâmica, a sua compatriota ConocoPhillips deverá concluir acordos para os blocos B/4 e EG-27, suscetíveis de desbloquear até 9 mil milhões de dólares em investimentos, segundo informações divulgadas pela Energy Capital & Power em janeiro.

Abdel-Latif Boureima

Confrontado com a redução da produção de hidrocarbonetos e com o aumento das importações de gás natural, o Egito tem multiplicado, nos últimos dois anos, as medidas destinadas a restaurar a atratividade do seu setor energético e a estimular novos investimentos.

O país anunciou, a 10 de junho, que liquidou integralmente os pagamentos em atraso devidos aos seus parceiros estrangeiros nos setores do petróleo e do gás, reduzindo pela primeira vez em vários anos esta dívida para zero. Segundo as autoridades, esta operação constitui uma etapa decisiva para restaurar a confiança dos investidores, relançar a exploração e apoiar a produção nacional de hidrocarbonetos.

De acordo com o ministro do Petróleo e dos Recursos Minerais, Karim Badawi, o pagamento integral das quantias em dívida abre «um novo capítulo» para o setor. O responsável considera que a eliminação destes atrasos remove um dos principais entraves ao investimento e permitirá acelerar projetos de desenvolvimento e produção.

Dois anos para regularizar a dívida

O anúncio põe fim a um processo de regularização iniciado há quase dois anos. Em 30 de junho de 2024, os montantes em atraso junto das companhias petrolíferas internacionais ascendiam a cerca de 6,1 mil milhões de dólares. Esta situação resultava principalmente da escassez de divisas que afetou a economia egípcia nos últimos anos, limitando a capacidade do Estado para cumprir determinadas obrigações contratuais denominadas em dólares.

À medida que os pagamentos foram sendo efetuados, o Governo conseguiu reduzir progressivamente o montante em dívida. Depois de reembolsar cerca de 5 mil milhões de dólares, o Cairo previa reduzir o saldo remanescente para 1,2 mil milhões de dólares até junho de 2026. Contudo, a melhoria da disponibilidade de moeda estrangeira permitiu acelerar o processo. O valor em dívida caiu para 770 milhões de dólares em abril de 2026, para 440 milhões em maio e foi totalmente liquidado em junho.

Uma dívida que travava o investimento e a produção

Para além do impacto financeiro, os atrasos nos pagamentos começaram a afetar diretamente o funcionamento do setor petrolífero e gasífero. Perante os incumprimentos, várias empresas internacionais reduziram os seus programas de exploração, perfuração e desenvolvimento de novos campos.

Nos últimos anos, a produção petrolífera egípcia, após um longo período de declínio, mostrou sinais de estabilização e de ligeira recuperação no início de 2026, com uma média de cerca de 523.600 barris por dia no primeiro trimestre, impulsionada sobretudo pela recuperação da produção no Golfo de Suez.

Em contrapartida, a produção de gás natural continua a diminuir, atingindo aproximadamente 3,98 mil milhões de pés cúbicos por dia, o nível mais baixo da última década, devido ao declínio dos campos offshore do Mediterrâneo.

Crescente dependência das importações de gás

Esta evolução ocorre num momento em que as necessidades energéticas do país continuam a aumentar. Segundo dados da Enerdata, o gás natural representa cerca de 81% da produção de eletricidade no Egito. Contudo, o consumo interno ultrapassa agora a produção nacional, obrigando o país a aumentar as importações.

Dados da Kpler, citados pela Middle East Economic Survey, indicam que o Egito importou cerca de 8,92 milhões de toneladas de gás natural liquefeito (GNL) em 2025, um volume recorde que evidencia a pressão crescente sobre o equilíbrio energético nacional.

Recuperar a confiança dos investidores

Para o Governo egípcio, a liquidação total da dívida constitui sobretudo um sinal dirigido aos investidores internacionais. O Ministério do Petróleo considera que a eliminação desta fonte de incerteza favorecerá o regresso dos capitais ao setor da exploração e produção.

Recentemente, as autoridades anunciaram ter assegurado mais de 19 mil milhões de dólares em compromissos de investimento por parte de empresas internacionais para os próximos três anos. Entre os montantes anunciados destacam-se:

• 8 mil milhões de dólares pela Eni;
• 5 mil milhões de dólares pela BP;
• 2 mil milhões de dólares pela Arcius Energy;
• 4 mil milhões de dólares pela Apache.

Esta estratégia não assenta apenas na regularização das dívidas. Em maio, o Ministério do Petróleo anunciou igualmente a introdução de novos modelos contratuais destinados a reforçar a competitividade e a atratividade do setor.

O desafio dos recursos do Mediterrâneo

Um dos principais desafios desta nova fase reside nos projetos localizados no Mediterrâneo. Estes recursos são considerados dos mais promissores para aumentar a produção nacional, mas também dos mais complexos de desenvolver.

Segundo o Ministério do Petróleo, os campos em águas profundas exigem tecnologias avançadas, campanhas de perfuração dispendiosas e a construção de infraestruturas de recolha e transporte de gás antes da entrada em produção. Os investimentos necessários são elevados e os prazos de desenvolvimento podem prolongar-se por vários anos.

Para o Egito, a liquidação integral dos pagamentos em atraso representa, assim, não um ponto de chegada, mas uma condição essencial para a revitalização do setor energético. O objetivo passa agora por transformar a renovada confiança dos investidores em novos projetos, descobertas comercializáveis e maiores volumes de produção de petróleo e gás.

Olivier de Souza

Tony Elumelu é uma das figuras mais influentes do capitalismo africano. O seu grupo Heirs Holdings está agora a expandir a sua presença no coração do setor petrolífero e do gás nigeriano.

O empresário nigeriano Tony Elumelu (na imagem) vai assumir a presidência do conselho de administração da Seplat Energy. A empresa de petróleo e gás cotada simultaneamente nas bolsas de Lagos e de Londres anunciou, na terça-feira, 9 de junho, a sua nomeação para este cargo, com efeitos a partir de janeiro de 2027. O mesmo anúncio confirma também a nomeação de Effiong Okon como diretor executivo, com efeitos a partir de 1 de agosto próximo.

Estas duas nomeações seguem-se à aquisição, pela Heirs Energies — filial do conglomerado Heirs Holdings de Elumelu — de uma participação de 20,07% na Seplat Energy por 500 milhões de dólares, concluída em dezembro de 2025. A operação foi cofinanciada pelo Afreximbank e pela Africa Finance Corporation (AFC). Tornou a Heirs Energies o principal acionista da Seplat, ultrapassando o grupo Maurel & Prom, presente desde a fundação da empresa em 2009.

Elumelu sucede ao senador Udoma Udo Udoma na presidência do conselho de administração. A Seplat afirmou que a sua «experiência em governação empresarial, construção institucional e criação de valor» apoiará a ambição da empresa de se tornar uma companhia energética «resiliente e competitiva à escala global».

Quanto a Effiong Okon, o novo diretor executivo, substitui Roger Brown, em funções desde agosto de 2020. Com mais de 35 anos de experiência na indústria petrolífera, entrou na Seplat em 2018 e desempenhou sucessivamente funções como diretor de operações, diretor de novas energias e diretor-geral da ANOH Gas Processing Company (AGPC), uma joint-venture a 50% entre a Seplat e a Nigerian Gas Company. Teve também um papel fundamental na implementação do projeto de gás ANOH, que atingiu a primeira produção em janeiro de 2026.

A ascensão de um império africano da energia

A nomeação de Elumelu para a liderança da Seplat insere-se numa estratégia mais ampla. A Agência Ecofin noticiou em dezembro de 2025 que a Heirs Energy obteve uma linha de financiamento de 750 milhões de dólares junto do Afreximbank. Este acordo, assinado poucos dias antes da conclusão da aquisição da participação na Seplat, deverá ser reembolsado ao longo de cinco anos e servirá para financiar a expansão da produção e reestruturar a dívida do grupo.

Atualmente, a Heirs Energy produz mais de 50 000 barris de petróleo e cerca de 120 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O objetivo declarado é aumentar estes níveis para 100 000 barris e 250 milhões de metros cúbicos diários, respetivamente.

Para Elumelu, a questão vai além do desempenho comercial. Ele descreveu o financiamento do Afreximbank como «um sinal de confiança nas empresas e instituições africanas», destacando o papel do banco pan-africano em «apoiar empresas africanas em grande escala». Uma visão alinhada com a sua filosofia de Africapitalismo, que defende o investimento privado de longo prazo como motor do desenvolvimento do continente.

Segundo os reguladores nigerianos, as empresas locais têm vindo a ganhar peso, assegurando atualmente entre 50% e 60% da produção nacional. A Heirs Energy insere-se nesta dinâmica ao lado de outros operadores locais como a Renaissance Africa Energy, que assumiu os ativos terrestres da Shell em 2024.

Para além do petróleo, Elumelu preside também ao United Bank for Africa (UBA), um dos maiores grupos bancários do continente, e ao Transcorp Group, ativo nos setores da energia e hotelaria. A presidência da Seplat junta-se assim a um portefólio que faz dele um dos empresários africanos mais influentes no setor energético.

Abdel-Latif Boureima

A Eskom prossegue o seu objetivo de eliminar totalmente os cortes programados de eletricidade até 2027. Esta estratégia assenta, nomeadamente, na instalação de contadores inteligentes e no reforço da capacidade da rede elétrica.

A Eskom, empresa pública sul-africana de fornecimento de eletricidade, retirou mais de 714 513 clientes do seu programa de redução de carga («load reduction»), o que representa mais de 42% dos agregados familiares abrangidos pelo programa nacional. O anúncio foi feito pelo Governo sul-africano num comunicado publicado na segunda-feira, 8 de junho.

«O programa abrange 971 linhas de alimentação e beneficiará cerca de 1,69 milhões de clientes em todas as províncias, num universo total de 7,2 milhões de clientes servidos pela Eskom», refere o comunicado. As províncias do Cabo Setentrional e do Cabo Ocidental já eliminaram completamente as medidas de redução de carga.

Para atingir os seus objetivos, a Eskom aposta, entre outras medidas, na instalação de contadores inteligentes, na integração de recursos energéticos distribuídos e na expansão do programa de eletricidade básica gratuita destinado aos agregados familiares mais vulneráveis. Desde o lançamento do programa, foram instalados 1,6 milhões de contadores inteligentes em todo o país, dos quais cerca de 295 500 nas zonas prioritárias afetadas pelas reduções de carga.

A empresa esclarece que estas intervenções visam sobretudo áreas confrontadas com ligações ilegais à rede, manipulação de contadores, sobrecarga das infraestruturas e furtos de eletricidade, fatores que exercem uma forte pressão sobre a rede nacional.

Contudo, a implementação dos contadores inteligentes enfrenta vários obstáculos. A Eskom indica que as suas equipas são regularmente confrontadas com atos de intimidação, incidentes violentos e interrupções dos trabalhos, apesar das campanhas de sensibilização realizadas junto das comunidades e das autoridades locais. Estes constrangimentos já provocaram o adiamento da conversão de mais de 122 000 contadores.

Progressos na estabilidade da rede elétrica

Este anúncio surge num contexto em que a África do Sul continua a enfrentar uma crise energética crónica. Em maio passado, a empresa anunciou a intenção de reduzir ou mesmo interromper o fornecimento de eletricidade a determinados pontos de abastecimento grossista destinados à cidade de Joanesburgo e à empresa City Power, devido a uma dívida em atraso estimada em cerca de 5,2 mil milhões de rands (aproximadamente 315 milhões de dólares), à qual se acrescenta uma fatura adicional de 1,58 mil milhões de rands.

Apesar disso, registam-se alguns sinais de melhoria. A Eskom afirma ter ultrapassado a marca de 385 dias sem recorrer ao «load shedding» (cortes programados de eletricidade). Além disso, o fator de disponibilidade energética das centrais atingiu 63,05% desde o início do exercício financeiro, contra 57,67% no mesmo período do ano anterior. A empresa atribui esta evolução à redução das avarias imprevistas e à melhoria da fiabilidade das suas unidades de produção.

«Com o objetivo de reforçar a estabilidade do fornecimento de eletricidade, a Eskom colocará em serviço 3 903 MW de capacidade adicional de produção antes do pico de consumo desta noite», acrescenta o comunicado.

Carelle Yourann (estagiária)

Num contexto marcado pela volatilidade dos mercados energéticos e por uma dependência persistente dos combustíveis fósseis, a União Europeia reforça a sua cooperação com os países do sul do Mediterrâneo através de uma nova iniciativa dedicada à transição energética e industrial.

A União Europeia apresentou, no dia 9 de junho, o programa Trans-Mediterranean Renewable Energy and Clean Tech Cooperation (T-MED), uma iniciativa destinada a mobilizar até 25 mil milhões de euros em investimentos até 2035 nas energias renováveis, no hidrogénio e nas tecnologias limpas. Integrado no âmbito do Pacto para o Mediterrâneo, lançado em novembro de 2025, este mecanismo visa estruturar um espaço energético mais integrado entre as duas margens do Mediterrâneo, atribuindo um papel central à Comissão Europeia e aos seus parceiros financeiros.

A UE coloca, nomeadamente, mais de 5 mil milhões de euros em garantias através do Fundo Europeu para o Desenvolvimento Sustentável Plus (FEDS+), com o objetivo de impulsionar os investimentos públicos e privados.

«Esta iniciativa servirá tanto os interesses da Europa como os da região, reduzindo a exposição aos choques dos preços dos combustíveis fósseis», declarou o Comissário Europeu para a Energia e Habitação, Dan Jørgensen.

Um mecanismo de financiamento baseado no efeito de alavanca público-privado

O T-MED assenta numa arquitetura estruturada em torno de cinco eixos principais. O primeiro diz respeito à mobilização de investimentos através da cooperação entre as instituições europeias, os bancos multilaterais e o setor privado. O segundo visa apoiar reformas regulamentares nos países parceiros, de forma a melhorar o ambiente de negócios, simplificar os procedimentos de licenciamento e reduzir os obstáculos ao investimento no setor energético.

O terceiro eixo centra-se no desenvolvimento de competências, através de programas de formação e de parcerias académicas nas áreas da engenharia, das tecnologias digitais e das finanças verdes. O quarto diz respeito às infraestruturas, nomeadamente à modernização das redes elétricas e ao desenvolvimento de interligações transfronteiriças. Por fim, o quinto eixo apoia a criação de cadeias industriais locais no domínio das tecnologias limpas.

Os projetos visam, em particular, centrais solares, parques eólicos, produção de hidrogénio por eletrólise, bem como a modernização das redes elétricas em vários países mediterrânicos. A médio prazo, o programa pretende desenvolver cerca de 15 GW de capacidade renovável e criar mais de 100 mil empregos nos setores associados.

A iniciativa baseia-se numa realidade energética estrutural. A região do Médio Oriente e Norte de África dispõe de um potencial de energias renováveis estimado em cerca de 2 300 GW, ou seja, mais do dobro da capacidade atualmente instalada na União Europeia. Os custos de produção da energia solar e eólica são igualmente entre 30% e 40% inferiores aos registados na Europa.

Apesar desta vantagem comparativa, a dependência persistente dos hidrocarbonetos continua a expor muitos países às flutuações dos preços mundiais e às tensões geopolíticas. Para Bruxelas, o desenvolvimento das energias renováveis responde, assim, a um duplo objetivo: acelerar a descarbonização e reforçar a segurança energética através da diversificação das fontes de abastecimento.

Ambições elevadas perante os desafios da implementação

Embora o objetivo de mobilizar 25 mil milhões de euros represente um passo importante, a sua concretização dependerá da capacidade de atrair de forma sustentável o capital privado e de implementar as reformas estruturais necessárias nos países parceiros.

A experiência do projeto Desertec, na década de 2010, recorda as limitações das grandes ambições de integração energética quando estas se confrontam com constrangimentos financeiros e políticos. As próximas etapas serão decisivas: lançamento de convites à manifestação de interesse junto de investidores privados, instalação da plataforma T-MED ainda durante este ano e primeiras cooperações industriais previstas a partir de 2027.

Para além dos anúncios, o desafio para a União Europeia será transformar um potencial energético amplamente reconhecido em infraestruturas concretas e em cadeias de valor industriais partilhadas entre as duas margens do Mediterrâneo.

Olivier de Souza

Desde o encerramento do Estreito de Ormuz, a OPEP+ tem multiplicado decisões para tentar estabilizar os mercados petrolíferos. No entanto, a atual crise geopolítica coloca desafios às ferramentas habituais da organização.

A OPEP+ aprovou um novo aumento dos seus objetivos de produção de petróleo, segundo um comunicado da organização publicado no seu site. A aliança que reúne os países membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) e os seus parceiros, incluindo a Rússia, reuniu-se no domingo, 7 de junho, para decidir aumentar as suas quotas em 188 000 barris por dia para o mês de julho.

Trata-se do quarto aumento consecutivo decidido pelos países envolvidos desde o encerramento do Estreito de Ormuz. Desde abril de 2026, estes membros acumularam cerca de 600 000 barris por dia de quotas adicionais, com um aumento mensal aprovado em cada reunião.

Mas estas decisões esbarram na realidade no terreno. O encerramento do Estreito de Ormuz desde o final de fevereiro impede fisicamente os países do Golfo de exportarem o seu petróleo. Como resultado, a produção real da OPEP+ caiu para 33,19 milhões de barris por dia em abril, contra 42,77 milhões em fevereiro, uma queda de quase 10 milhões de barris por dia em dois meses.

Uma organização sob pressão desde o encerramento de Ormuz

A situação era bastante diferente há poucos meses. Como refere a Agence Ecofin em janeiro, a OPEP+ ainda mantinha a sua produção inalterada, preferindo a prudência face às incertezas do mercado. O encerramento do Estreito de Ormuz alterou completamente o cenário. Desde então, o grupo lançou uma série de aumentos mensais para tentar compensar as perdas de abastecimento ligadas ao conflito.

Além disso, no passado dia 1 de maio, os Emirados Árabes Unidos abandonaram a OPEP após quase sessenta anos de pertença. Trata-se da primeira vez em décadas que um membro fundador do Golfo deixa a organização. Esta saída também afetou a OPEP+, que foi obrigada a ajustar em baixa o seu terceiro aumento, de 411 000 para 206 000 barris por dia.

Apesar disso, os membros restantes mantêm margem de manobra. Após o aumento de julho, restarão cerca de 567 000 barris por dia em cortes a eliminar para regressar aos níveis de produção anteriores aos cortes de 2023. Se o ritmo atual se mantiver em agosto e setembro, todos os cortes poderão ser eliminados até ao final de setembro de 2026.

Mercados a antecipar uma desescalada

Nos mercados, este quarto aumento consecutivo de quotas não teve impacto significativo. O Brent, referência mundial do preço do petróleo, situava-se em 93,09 dólares por barril no sábado, 6 de junho, em queda face ao pico superior a 126 dólares atingido no auge da crise, à medida que os operadores antecipam uma desescalada progressiva do conflito com o Irão.

A agência de notação Fitch Ratings minimiza as preocupações de impacto a longo prazo, classificando o encerramento de Ormuz como um «choque logístico temporário e transitório» e mantendo a previsão de que a oferta global superará a procura em 2026, na ausência de danos graves nas infraestruturas petrolíferas da região.

Neste momento, a duração do encerramento do estreito continua a ser uma grande incógnita. Há alguns dias, Toril Bosoni, diretora da divisão de petróleo da Agência Internacional de Energia (AIE), estimou que, mesmo com um acordo de paz imediato, a reabertura de Ormuz poderia demorar entre seis e oito meses.

Abdel-Latif Boureima