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A Canyon Resources Limited anunciou que recebeu uma notificação de exercício de opção para exercer 350 milhões de opções por US$ 24,5 milhões de seu principal acionista, Eagle Eye Asset Holdings Pte Ltd. A Companhia emitirá 350 milhões de ações ordinárias totalmente integralizadas (Novas Ações) para a Eagle Eye após o exercício das 350 milhões de opções não cotadas a um preço de exercício de US$ 0,07 cada e após o recebimento de US$ 24,5 milhões, previsto para o final de maio de 2025. Com a emissão resultante do exercício das 350 milhões de opções, a participação total da EEA na Canyon aumentará para 54,7% e as reservas de caixa da Companhia aumentarão em US$ 24,5 milhões.

Em 27 de dezembro de 2023, a EEA recebeu 500 milhões de opções exercíveis a US$ 0,07 cada, com vencimento em 26 de dezembro de 2026, após a conclusão de um investimento estratégico de US$ 24,7 milhões pela EEA em dezembro de 2023 e aprovado pelos acionistas na Assembleia Geral Anual da Companhia realizada em 29 de novembro de 2023.

O exercício das opções estava condicionado à concessão da Licença de Mineração para o Projeto de Bauxita Minim Martap (‘Minim Martap’ ou ‘o Projeto’) e à celebração, pela Companhia, de contratos vinculativos para acesso portuário e transporte ferroviário do produto, em termos relevantes para o Projeto e usuais no mercado da África Central pela Companhia e suas contrapartes. A condição final foi cumprida em 28 de abril de 2025.

Este investimento ocorre em um momento crucial para a Companhia, que continua a avançar com sucesso em seu principal Projeto Minim Martap, de classe mundial, rumo à produção. A Eagle Eye manterá 150 milhões de opções não listadas, cada uma com preço de exercício de US$ 0,07 e vencimento em 26 de dezembro de 2026, representando um potencial investimento adicional de US$ 10,5 milhões na Companhia.

O comprometimento de capital da Eagle Eye ocorre após o importante acordo de subscrição para financiar a compra de material rodante assinado em fevereiro, refletindo seu forte apoio financeiro e de longo prazo à Companhia, à equipe de liderança e ao desenvolvimento do Minim Martap.

Os recursos a serem recebidos das opções exercidas fortalecerão o balanço patrimonial da Canyon, oferecendo opcionalidade e flexibilidade nos fluxos de trabalho de pré-desenvolvimento necessários para o desenvolvimento do Minim Martap. Os recursos das opções exercidas serão utilizados para financiar o Estudo de Viabilidade Definitivo (DFS), cuja conclusão está prevista para o terceiro trimestre de 2025, e para concluir atividades-chave de desenvolvimento adicionais antes do FID e da construção do Minim Martap.

O Sr. Mark Hohnen, Presidente Executivo da Canyon, comentou:
“Desde que recebemos a crucial Licença de Mineração em setembro de 2024, temos trabalhado arduamente para concluir e avançar em linhas de trabalho essenciais para o rápido desenvolvimento do nosso principal Projeto de Bauxita Minim Martap. O exercício de 350 milhões de opções por US$ 24,5 milhões pelo nosso principal acionista, Eagle Eye Asset Holding, baseado em diversas condições importantes, destaca o crescimento que alcançamos e a execução contínua da nossa estratégia de crescimento na Minim Martap.

“Os investimentos substanciais na Canyon e o suporte de longo prazo da EEA refletem o forte relacionamento que construímos com eles como acionista majoritário e reconhecemos o importante papel que eles continuam a desempenhar no apoio ao crescimento e desenvolvimento da Empresa.”

Este investimento proporciona à Canyon financiamento essencial para apoiar as obras iniciais do Projeto, otimizar a infraestrutura crítica como parte de nossa estratégia “Mine-to-Port” e avançar o DFS rumo à sua conclusão ainda este ano.

A Canyon está em uma posição sólida para entregar os principais programas de trabalho programados para o restante do ano, com o objetivo de realizar o primeiro embarque de bauxita em 2026. É importante ressaltar que nosso Conselho, nossa equipe de gestão e a Eagle Eye estão unidos pelo objetivo comum de estabelecer a Minim Martap como uma operação sustentável e de longo prazo que gere valor significativo para a Empresa, para a economia de Camarões e para os acionistas.

Source: Canyon Resources

A Subsea 7 anunciou a adjudicação de um contrato submarino de grande porte na África Ocidental.A Subsea7 será responsável pelo transporte e instalação de dutos flexíveis, umbilicais e componentes submarinos associados para a conexão de uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), bem como pelas atividades de pré-assentamento para uma próxima campanha de perfuração.

O gerenciamento do projeto e os trabalhos de engenharia começarão imediatamente nos escritórios da Subsea7 em Sutton, Reino Unido, e Suresnes, França, e a atividade offshore está prevista para começar em 2026.

Jerome Perrin, vice-presidente da Subsea7 para a África, Oriente Médio e Turquia, afirmou: “Nossa colaboração próxima e ágil com nossos clientes nos permite viabilizar soluções offshore confiáveis ​​e econômicas para suas necessidades. Temos o prazer de apoiar este cliente na execução de um projeto tão estrategicamente importante na África Ocidental.”

Source: Subea7

A Valaris anunciou a conquista de um contrato de cinco poços na costa da África Ocidental para o navio-sonda VALARIS DS-15. O início do contrato está previsto para o terceiro trimestre de 2026. O valor total do contrato, com base em uma duração estimada de 250 dias, é de aproximadamente US$ 135 milhões, incluindo pagamentos iniciais para modernização e mobilização da sonda. O valor total do contrato não inclui a prestação de serviços adicionais. O contrato inclui opções de preço para até cinco poços, com duração total estimada de 80 a 100 dias.

O Presidente e CEO Anton Dibowitz afirmou: “Estamos entusiasmados por termos garantido mais um contrato para um de nossos navios-sonda de alta especificação. Como parte deste contrato, a sonda será modernizada com um sistema aprimorado de perfuração por pressão gerenciada. Acreditamos que este contrato reflete a preferência do mercado por empreiteiras que possam fornecer soluções complexas de perfuração com navios-sonda de alta especificação e sétima geração. Além disso, este contrato reforça nossa presença na costa da África Ocidental, onde estamos bem posicionados para futuras oportunidades de contratação.”

Source: Valaris

A Rhino Resource e a Halliburton anunciaram a entrega de dois poços de exploração no Bloco 2914, dentro da Licença de Exploração de Petróleo (PEL) 85, na costa da Namíbia. A abordagem colaborativa e os serviços integrados da Halliburton foram fundamentais para o sucesso da Rhino como operadora do bloco.

Esses poços de exploração são os primeiros a serem concluídos inteiramente com infraestrutura local, por meio das bases operacionais recém-estabelecidas da Halliburton em Walvis Bay, Swakopmund e Lüderitz. À medida que a Namíbia atrai interesse internacional para suas bacias offshore, o sucesso desta campanha estabelece um novo padrão para o desenvolvimento energético na região.

“No início da campanha de perfuração, comunicamos aos nossos parceiros que os esforços de exploração da Rhino na Namíbia devem, simultaneamente, comprovar o potencial geológico e gerar benefícios de longo prazo para o país. As descobertas no Bloco 2914 representam um início promissor para esta jornada, que contribuirá para a fundação que estamos lançando para a crescente indústria de petróleo e gás da Namíbia — uma indústria construída com base na transferência de conhecimento e habilidades, no desenvolvimento de capacidades locais e na valorização de jovens namibianos”, disse Travis Smithard, CEO da Rhino Resources.

Em outubro de 2024, a Rhino Resources e a Halliburton inauguraram o Centro de Tecnologia Rhino-Halliburton no Campus Sul da Universidade da Namíbia (UNAM), uma instalação de última geração com o objetivo de promover o ensino e a pesquisa em geociências em todo o país. O centro representa um investimento de longo prazo na juventude da Namíbia, que fornecerá o futuro capital humano e a liderança científica no setor energético.

A abordagem colaborativa e integrada, priorizando o local, destaca o valor que a Halliburton e a Rhino Resources agregam à Namíbia e serve de modelo para projetos futuros no país e na região.

Source: Halliburton

Os Emirados Árabes Unidos concordaram em contribuir para o financiamento de um projeto de US$ 25 bilhões para a construção de um gasoduto para transportar gás nigeriano para a Europa através do Marrocos.Leila Benali, Ministra da Transição Energética e Desenvolvimento Sustentável do Marrocos, disse que outros financiadores incluem o Banco Europeu de Investimento (BEI), o Banco Islâmico de Desenvolvimento (BID) e o Fundo da OPEP.

Benali informou ao parlamento marroquino na semana passada que o Jingye Steel Group, da China, foi contratado para fornecer os gasodutos para o projeto.

“O Marrocos concluiu todos os estudos preliminares de viabilidade e engenharia para o gasoduto planejado que conectará a Nigéria ao Marrocos”, disse ela em comentários divulgados pela imprensa marroquina no fim de semana.Benali disse que o gasoduto teria quase 5.660 quilômetros de extensão e começaria na cidade de Dakhla, no sul do Saara, onde se conectaria ao gasoduto na Nigéria. Dakhla também se conectaria ao norte do Marrocos, de onde o gás seria enviado para alguns mercados europeus, acrescentou a Ministra.

“Em termos de financiamento, o projeto obteve o apoio do BID, do Fundo OPEP, do BEI e dos Emirados Árabes Unidos… e passará por 15 países africanos”, disse ela.

O Ministro informou no mês passado que Marrocos e Nigéria concordaram em criar uma joint venture para administrar o gasoduto planejado.

Source: Zawya

O Grupo de Projetos Offshore (OPG) da Oceaneering International Inc. garantiu um contrato plurianual com a BP Mauritania Investments Ltd. A Oceaneering afirmou em um comunicado à imprensa que o contrato inclui a prestação de serviços de inspeção, manutenção e reparo submarinos (IMR) e serviços de veículo operado remotamente (ROV) no campo Greater Tortue Ahmeyim (GTA).

A Oceaneering fornecerá suporte a este contrato utilizando uma embarcação multipropósito equipada com dois de seus ROVs de classe de trabalho. O projeto também envolverá serviços de gestão, engenharia e integração, prestados pelas equipes locais e internacionais da Oceaneering. As atividades de engenharia e pré-mobilização já foram iniciadas, e as operações de campo estão previstas para começar no segundo trimestre de 2025. O contrato tem duração inicial de três anos, com duas opções adicionais de extensão de um ano disponíveis.

“Acreditamos que nossa expertise em fornecer soluções submarinas de alta qualidade em ambientes hostis, utilizando nossos produtos e serviços avançados, foi um elemento-chave para a conquista deste contrato. Estamos ansiosos para apoiar as operações da BP nesta área”, disse Ben Laura, Diretor de Operações da Oceaneering.

Em meados de abril, a BP carregou o primeiro carregamento de gás natural liquefeito (GNL) para exportação do projeto Greater Tortue Ahmeyim. O embarque inicial de GNL na GTA marca o terceiro grande lançamento de projeto upstream da BP neste ano, afirmou a empresa. Esses projetos estão entre os primeiros de 10 previstos até o final de 2027, alinhando-se à estratégia da BP de expandir suas operações upstream de petróleo e gás, afirmou a empresa em um comunicado à imprensa anunciando o primeiro embarque de GNL.

O GTA se destaca como um dos empreendimentos offshore mais significativos da África, abrigando reservas de gás em profundidades que chegam a 2.850 metros (9.350 pés), segundo a BP. Os governos da Mauritânia e do Senegal o reconheceram como “um projeto de importância nacional estratégica”. Após o comissionamento completo, a Fase 1 do GTA deverá gerar aproximadamente 2,4 milhões de toneladas de GNL anualmente, atendendo à demanda global de energia e, ao mesmo tempo, reservando uma parcela do gás para os mercados domésticos de ambos os países, assim que estiverem preparados para utilizá-lo, afirmou a BP.

Source: Rigzone

A Aiteo Eastern E&P Company Limited assinou um acordo com a PETROMOC, a empresa petrolífera nacional de Moçambique, para a construção de uma refinaria.Jornais locais do país estrangeiro noticiam que Moçambique passará a ter uma refinaria com capacidade para produzir 200.000 barris de combustível por dia.

De acordo com o Presidente de Moçambique, Daniel Chapo, o projeto deverá ser implementado em 24 meses. O acordo foi assinado entre a PETROMOC e a Aiteo para a construção da refinaria.

“Este projeto, com um prazo máximo de implementação de 24 meses, aumentará a capacidade de armazenamento em 160.000 toneladas métricas para combustíveis líquidos e 24.000 toneladas métricas para Gás Liquefeito de Petróleo.”

Este é um projeto transformador que posicionará Moçambique como um ator relevante na cadeia de valor dos combustíveis líquidos, com impacto positivo na criação de empregos, especialmente para os nossos jovens. A refinaria produzirá gasolina, gasóleo, nafta e Jet A1, com a ambição de conquistar o mercado regional.

“Estes marcos refletem não só a robustez das nossas reservas, mas sobretudo o ambiente de credibilidade, segurança e reforma que estamos a consolidar para atrair o setor privado e impulsionar a nossa economia”, afirmou o Chefe de Estado durante a abertura da recente conferência sobre mineração e energia em Moçambique.

De acordo com a Quantum Commodity Intelligence, uma vez concluída, a refinaria poderá potencialmente remodelar os fluxos de comércio de produtos petrolíferos na África, já que Moçambique atualmente depende exclusivamente de fornecimento importado.

Espera-se que a refinaria marque mais um momento decisivo para o mercado energético africano, após a refinaria de Dangote ter transformado o país da África Ocidental de importador líquido em exportador regional fundamental.

Assim como a Nigéria antes da atual capacidade de refino, foi relatado que os produtos petrolíferos refinados são os mais importados por Moçambique, sendo a Índia o principal fornecedor, seguida pelos Emirados Árabes Unidos, Bahrein, Arábia Saudita e Malásia.

No entanto, o cronograma do projeto é considerado desafiador, visto que uma refinaria de petróleo normalmente levaria de três a oito anos para ser construída.

Enquanto isso, o Presidente Chapo também revelou um novo projeto de oleoduto transfronteiriço conectando a cidade portuária da Beira à vizinha do interior, a Zâmbia.

O oleoduto deverá ser construído em quatro anos e terá capacidade para transportar 3,5 milhões de toneladas de produtos petrolíferos anualmente. Ele reduzirá significativamente o tráfego rodoviário na Estrada Nacional 6, contribuindo para a segurança rodoviária e a eficiência logística em Moçambique.

Source: The Punch Nigeria

Moçambique anunciou um novo projeto de gasoduto de US$ 1,5 bilhão com a Zâmbia, o mais recente de uma série de projetos promissores de infraestrutura energética para o país da África Austral, segundo a agência de notícias moçambicana AIM.

O presidente Daniel Chapo anunciou o acordo de cooperação, assinado pelos dois governos na manhã de quarta-feira, à margem da abertura da 11ª Conferência de Mineração e Energia de Moçambique (MMEC).

O gasoduto proposto ligará a cidade costeira da Beira, em Moçambique, a Ndola, a mais de 1.000 quilômetros a noroeste, no centro da Zâmbia. Com uma capacidade anual de transporte de 3,5 milhões de toneladas métricas, espera-se que o projeto reduza significativamente o tráfego rodoviário ao longo do Corredor da Beira, que conecta a cidade portuária a países do interior sem litoral.

O financiamento para o projeto, que também inclui a construção de infraestrutura de armazenamento em cada extremidade do gasoduto, permanece incerto, embora Chapo tenha afirmado que o comissionamento deve ocorrer dentro de quatro anos.

O setor extrativo está crescendo em Moçambique, com a mineração crescendo 12% em relação ao ano anterior e mais de 117 embarques da plataforma Coral Sul FLNG (gás natural liquefeito flutuante), operada pela gigante italiana Eni.

Chapo também compartilhou notícias sobre um segundo novo projeto, uma joint venture entre a estatal moçambicana de combustíveis Petromoc e o Grupo Aiteo Eastern E&P, para construir uma refinaria modular de combustível no país.

Com previsão de implementação em 24 meses, a nova refinaria terá capacidade de processamento de 200 mil barris por dia de combustível líquido, além de capacidade de armazenamento para 160 mil toneladas de combustível líquido e 24 mil toneladas de GLP (gás liquefeito de petróleo). A unidade de última geração produzirá gasolina, diesel, nafta e combustível de aviação A1 para o mercado nacional e internacional.

Chapo elogiou o projeto como “transformador”, observando que “posicionará Moçambique como um ator relevante na cadeia de valor dos combustíveis líquidos, com impacto positivo na criação de empregos e na substituição de importações”.

O país consolidou sua posição como fornecedor estratégico de GNL (gás natural liquefeito) com a recente aprovação de uma segunda plataforma de GNL na Bacia do Rovuma e novos movimentos em dois megaprojetos de GNL há muito adiados. A TotalEnergies, empresa francesa responsável por um projeto de GNL onshore de US$ 20 bilhões no norte de Moçambique, anunciou na terça-feira que espera retomar as obras em breve.

O projeto foi interrompido anteriormente em 2021, após insurgentes islâmicos tomarem a cidade vizinha de Palma em um terrível ataque que durou vários dias e matou pelo menos uma dúzia de civis, incluindo funcionários estrangeiros.

Embora a situação em Cabo Delgado permaneça volátil, o CEO da TotalEnergies, Patrick Pouyanné, está otimista. “O objetivo é reiniciar [o projeto] em meados de 2025”, disse ele durante a apresentação dos resultados do primeiro trimestre do grupo, em 30 de abril.

Enquanto isso, um segundo projeto de GNL onshore, liderado pela gigante americana ExxonMobil, também se prepara para retornar a Moçambique, contratando a empresa italiana Bonatti para reformar uma base na Península de Afungi até o final de agosto. O local é considerado fundamental para a retomada do projeto de GNL de US$ 27 bilhões, pois fornecerá alojamento e uma base operacional para o pessoal que trabalha no desenvolvimento das instalações de GNL.

Source: The Macao News

A Eni confirma os resultados preliminares do poço Capricornus 1-X, na bacia de Orange, na Namíbia, conforme relatado pela operadora Rhino Resources.

O poço Capricornus 1-X, perfurado em 17 de fevereiro com o navio-sonda Noble Venturer, atingiu a profundidade total em 2 de abril, penetrando com sucesso o alvo do Cretáceo Inferior. O poço encontrou 38 m de espessura líquida, com o reservatório apresentando boas propriedades petrofísicas e sem contato com água. Amostras de hidrocarbonetos e testemunhos de parede lateral foram coletados por meio de operações intensivas de perfilagem por wireline.

Além da aquisição por wireline, o poço concluiu com sucesso um teste de produção no reservatório contendo óleo leve. O poço atingiu uma vazão com restrição de superfície superior a 11.000 stb/d em um choke de 40/64″. O óleo leve de 37° API apresentou gás associado limitado, com menos de 2% de CO2 e sem sulfeto de hidrogênio. Estudos laboratoriais serão conduzidos em amostras de fluidos coletadas durante o teste.

O poço será temporariamente tamponado e abandonado, e a sonda será liberada.

A Licença de Exploração de Petróleo 85 (PEL85), onde o poço foi perfurado, é operada pela Rhino Resources com uma participação operacional de 42,5%. Os co-empreendedores são Azule Energy (42,5%), Namcor (10%) e Korres Investments (5%). A Eni e a BP detêm, cada uma, 50% de participação na Azule Energy.

Source: Eni

A Perseus Mining Ltd. anunciou que foi tomada uma Decisão Final de Investimento (FID) para desenvolver o Projeto de Ouro Nyanzaga (NGP) na Tanzânia, após uma atualização do Estudo de Viabilidade (FS) do NGP.

A Perseus comprometeu-se a investir aproximadamente US$ 523 milhões (incluindo contingências) para desenvolver e preparar a operação da mina, que deverá produzir o primeiro ouro no primeiro trimestre de 2027. O desenvolvimento do NGP será financiado exclusivamente por meio de empréstimos intercompanhias sem juros, fornecidos pela Perseus, a partir de seu saldo de caixa e ouro de US$ 801 milhões em 31 de março de 2025.

Prevendo uma FID positiva, a Perseus investiu aproximadamente US$ 27,5 milhões até o momento para capacitar a equipe do projeto e iniciar os trabalhos iniciais, que incluem o estabelecimento do local, a instalação de acomodações temporárias para a construção e terraplenagem em massa, bem como a implementação do Plano de Ação de Realocação (RAP) para construir novas moradias para as pessoas impactadas por futuras atividades de construção e operação.

O Plano de Mineração atualizado incorpora descobertas e recomendações de uma série de avaliações técnicas abrangentes realizadas pela equipe técnica da Perseus. Notavelmente, a Perseus optou por uma operação de mineração a céu aberto em larga escala para a primeira fase de desenvolvimento, em detrimento de uma opção combinada de mineração a céu aberto e subterrânea em menor escala, contemplada pelos proprietários anteriores. As principais métricas associadas ao Plano de Mineração NGP incluem as seguintes:

Métricas de Produção e Custo (base 100%):

– A produção total de ouro ao longo de 11 anos, com a vida útil da mina da Fase 1, é atualmente estimada em 2,01 milhões de onças, com base em uma Reserva Provável de Minério JORC 2012 de 52,0 Mt a 1,40 g/t de ouro para 2,3 milhões de onças.

– A produção média de ouro é superior a 200.000 onças de ouro/ano do ano fiscal de 2028 ao ano fiscal de 2035, com pico de produção de 246.000 onças no ano fiscal de 2028.

Ao longo da vida útil da mina, o Custo Total do Sítio (AISC) médio estimado é de US$ 1.211/oz.

– O custo de capital para a planta e infraestrutura do sítio é estimado em US$ 472 milhões, incluindo US$ 49 milhões de contingência e capital de pré-produção de US$ 51 milhões, resultando em um custo total de capital para a primeira extração de ouro de US$ 523 milhões.

Métricas de Investimento (base 100%):

Aplicando o preço de longo prazo do ouro estimado pela Perseus de US$ 2.100/oz, as métricas de investimento do NGP incluem:

– Fluxo de caixa livre não descontado antes dos impostos de US$ 1,133 bilhão e depois dos impostos de US$ 706 milhões (ou US$ 2,252 milhões antes dos impostos e US$ 1,471 milhões depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

 Valor Presente Líquido (VPL 10%) de US$ 404 milhões antes dos impostos e US$ 202 milhões depois dos impostos (ou US$ 1,010 milhão antes dos impostos e US$ 617 milhões depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

– Taxa Interna de Retorno (TIR) ​​de 26% antes dos impostos e 19% depois dos impostos (ou 45% antes dos impostos e 34% depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

O FID para prosseguir com o desenvolvimento do NGP baseia-se na capacidade demonstrada pela Perseus de desenvolver e operar com sucesso minas de ouro modernas no continente africano. A Perseus já desenvolveu com sucesso e opera atualmente três minas de ouro, incluindo Edikan, Sissingué e, mais recentemente, a mina de ouro Yaouré, que foi entregue antes do prazo e abaixo do orçamento em 2020, utilizando grande parte da mesma equipe que será alocada no desenvolvimento do NGP.

Uma segunda fase de perfuração para definição de recursos está em andamento no NGP com o objetivo de converter Recursos Minerais Inferidos em Recursos Minerais Indicados, o que potencialmente permitiria a expansão substancial da Reserva de Minério e a extensão da vida útil da operação do NGP durante a segunda fase do Projeto, além da vida útil da mina atualmente projetada de 11 anos.

Source: Global Mining Review