Perante a chegada à maturidade de vários dos seus campos, a Guiné Equatorial procura relançar a exploração de hidrocarbonetos. O projeto gasífero Aseng insere-se nas iniciativas lançadas com esse objetivo.

A Chevron Corporation deu um novo passo no desenvolvimento dos seus ativos de gás na Guiné Equatorial. Na quarta-feira, 1 de abril, a multinacional americana indicou que foi tomada uma decisão final de investimento (FID) para o projeto Aseng Gas Monetisation, segundo vários meios de comunicação que citaram uma comunicação da empresa.

Com esta decisão, o projeto abre caminho ao arranque das obras de desenvolvimento das infraestruturas de gás. Como já noticiado anteriormente, a Chevron Corporation tinha celebrado um acordo com a Guiné Equatorial para o desenvolvimento do projeto gasífero Aseng no bloco I, envolvendo um investimento inicial estimado em cerca de 690 milhões de dólares.

Estes fundos destinam-se a desenvolver e valorizar cerca de 550 mil milhões de pés cúbicos de gás natural identificados neste perímetro offshore. O campo, descoberto em 2007, alberga igualmente recursos líquidos de petróleo bruto estimados em 40 milhões de barris.

As partes envolvidas planeiam encaminhar o gás extraído para as instalações de liquefação do campo de Alen. Após o tratamento e transformação, deverá abastecer Punta Europa, o terminal de gás natural liquefeito (GNL) do país.

Um contrato de 150 a 300 milhões de dólares já atribuído

Paralelamente à decisão de investimento, começam a ser atribuídos os primeiros contratos. Num comunicado também publicado a 1 de abril, a Subsea 7 anunciou ter obtido um contrato avaliado entre 150 e 300 milhões de dólares, junto da Noble Energy EG Ltd, filial da Chevron Corporation, no âmbito do projeto Aseng.

Este contrato inclui a ligação do campo Aseng às infraestruturas existentes do campo de Alen. Prevê o transporte e a instalação de cerca de 19 quilómetros de condutas rígidas de produção, bem como 20 quilómetros de cabos submarinos. Estas infraestruturas serão instaladas a uma profundidade de aproximadamente 800 metros, incluindo também a construção das estruturas submarinas associadas.

Antes das operações no mar, as atividades de engenharia e gestão de projeto serão lançadas de imediato. Segundo a Subsea 7, estas serão coordenadas a partir do seu escritório em Paris, com o apoio de equipas em Lisboa e na Guiné Equatorial.

Um projeto inserido numa estratégia mais ampla de relançamento

Para além do desenvolvimento do campo Aseng, as autoridades da Guiné Equatorial têm lançado várias iniciativas para apoiar o setor petrolífero e gasífero. Esta dinâmica passa, nomeadamente, pelo reforço do papel dos atores públicos nos projetos em curso.

Neste contexto, a companhia nacional GEPetrol aumentou a sua participação no projeto, passando de 5% para 32,55%, segundo informações divulgadas pelo governo em fevereiro de 2026.

Paralelamente, as autoridades procuram mobilizar financiamentos para sustentar a produção. Em janeiro de 2026, o governo indicou estar a explorar mecanismos para atrair capitais destinados à manutenção e desenvolvimento das atividades petrolíferas e gasíferas.

Esta orientação integra-se numa estratégia mais ampla de relançamento do setor. Segundo anúncios do Ministério dos Hidrocarbonetos publicados em setembro de 2025, a Guiné Equatorial prevê lançar um novo ciclo de atribuição de licenças petrolíferas em abril de 2026, num contexto marcado pela maturidade de vários campos produtores.

Abdel-Latif Boureima

Segundo maior produtor de petróleo em África, Angola definiu metas de redução das suas emissões de gases com efeito de estufa, mantendo, contudo, o papel central dos hidrocarbonetos.

A captura de dióxido de carbono (CO₂) foi integrada nas operações petrolíferas ao largo da costa angolana. Na segunda-feira, 30 de março, a Yinson Production anunciou que um equipamento de captura e armazenamento de carbono entrou em operação a bordo da unidade flutuante utilizada para produzir, armazenar e transferir petróleo (FPSO), a partir do campo Agogo, no bloco marítimo 15/06.

O sistema utiliza o CESAR1, um solvente químico para capturar o CO₂ presente nos gases de combustão, aplicando tecnologia de captura pós-combustão já usada em algumas instalações industriais em terra.

A integração exigiu adaptações técnicas específicas, segundo a Yinson, para operar em ambiente offshore, com espaço limitado e instalações complexas, incluindo monitorização em condições reais.

No campo Agogo, o FPSO, com capacidade de 120 000 barris/dia, extrai e processa petróleo no âmbito do projeto Agogo Integrated West Hub, que abrange os campos Agogo e Ndungu no bloco 15/06, segundo a operadora Azule Energy.

Uma iniciativa alinhada com a estratégia climática

A Yinson Production destaca que é a primeira vez que um sistema de captura de CO₂ é usado num site petrolífero offshore em condições reais, sem interromper as operações.

A nível nacional, esta medida faz parte da política energética de redução de emissões, mantendo a produção de hidrocarbonetos. Segundo a Contribuição Determinada a nível Nacional (NDC) atualizada em setembro de 2025, Angola pretende reduzir 5 % das emissões de gases de efeito estufa até 2035 de forma incondicional, podendo chegar a 11 % com apoio internacional. O setor petrolífero e gasífero é diretamente visado, com foco na redução do queima de gás e de emissões fugitivas.

Em fevereiro de 2026, a EU Reporter qualificou a trajetória angolana como “pragmática”, combinando desenvolvimento de petróleo e gás com tecnologias de baixo carbono, incluindo captura de carbono, eletrificação de instalações offshore e uso de gás como combustível de transição.

Projeto Agogo e redução de CO₂

O Agogo Integrated West Hub integra o sistema de captura pós-combustão de CO₂, com potencial para reduzir até 27 % das emissões da unidade, segundo a Offshore Energy.

Outros projetos estão em curso no setor, como o Kaminho da TotalEnergies, previsto para 2028, com navio totalmente eletrificado e reinjeção de gás associado para reduzir emissões e queima de gás.

Paralelamente, Angola implementa medidas para reduzir a pegada de carbono, incluindo fim do torchamento rotineiro até 2030 com penalizações financeiras, e explora gás não associado e hidrogénio verde, com a Sonangol a projetar produção de até 400 000 toneladas/ano a partir de 2027.

Abdel-Latif Boureima

Frente à uma procura energética crescente, o Egito procura garantir o seu abastecimento de gás, principal fonte de produção de eletricidade do país.

O Egito e Chipre assinaram, na segunda-feira, 30 de março, no Cairo, um acordo de cooperação em gás natural, estabelecendo as bases para um corredor regional de gás. A assinatura ocorreu durante a cerimônia oficial organizada no âmbito do Egypt Energy Show (EGYPES 2026), com a presença das autoridades de ambos os países.

O acordo visa organizar a cooperação bilateral no desenvolvimento e valorização dos recursos gasíferos, prevendo o transporte do gás offshore cipriota para as infraestruturas egípcias.

O gás será processado nas instalações de liquefação do Egito, antes de uma eventual exportação para mercados externos. O texto também regula as discussões técnicas e comerciais entre as partes.

Embora formalize um entendimento de princípio, o acordo não cria compromissos imediatos de investimento ou produção. Neste estágio, estabelece apenas as bases para negociações futuras sobre condições de transporte, modalidades de processamento e comercialização do gás.

Negociações anteriores entre Egito e Chipre no setor do gás natural precederam a assinatura deste acordo. Segundo informações da Agência Ecofin em fevereiro de 2025, o Egito, enfrentando desafios no abastecimento energético, tinha expressado, através de um memorando de entendimento, a intenção de comprar gás do campo cipriota Afrodite.

Essas discussões já contemplavam o transporte do gás para terminais egípcios para processamento e valorização, inserindo-se no contexto de intercâmbios sobre modalidades de transporte do gás entre os dois países.

Além disso, informações de setembro de 2020 indicam que Egito e Chipre intensificaram conversações sobre um projeto de gasoduto ligando os campos cipriotas às infraestruturas egípcias.

Esta cooperação tem ainda um precedente contratual em agosto de 2016, quando Chipre assinou um acordo de fornecimento de gás natural com o Egito, um ano após a descoberta de Zohr, um campo de classe mundial que garantiu ao Egito autosuficiência em gás até 2023.

Este contrato, que já visava a exportação de recursos gasíferos cipriotas para o mercado egípcio dentro de um quadro comercial formal, insere-se numa longa história de relações energéticas entre os dois países.

Abdel-Latif Boureima

Face às dificuldades persistentes de financiamento de soluções energéticas descentralizadas em África, surgem novos modelos como a blockchain para mobilizar mais capital e estruturar projetos em maior escala.

Na segunda-feira, 30 de março, a plataforma Electrify.solar anunciou a assinatura de uma parceria com a PowerGen Renewable Energy, num comunicado oficial no LinkedIn. O objetivo é explorar o uso da blockchain para financiar projetos de energia distribuída em toda a África.

« Esta parceria combina as capacidades de execução da PowerGen em África com a infraestrutura digital da Electrify.solar dedicada à mobilização de capital », indica o comunicado.

Em detalhe, esta colaboração pretende testar um mecanismo inovador para mobilizar capital de terceiros, aumentar a transparência dos fluxos financeiros e estruturar um modelo replicável para financiar infraestruturas energéticas descentralizadas. A Electrify.solar está a desenvolver uma plataforma de financiamento baseada na venda de “tokens de utilidade”, representando direitos sobre eletricidade produzida no futuro, segundo informações publicadas no seu site.

Rumo à mobilização de capitais privados

Esta iniciativa integra a estratégia da PowerGen, focada no desenvolvimento de uma plataforma de energias renováveis distribuídas com uma capacidade de 120 MW, incluindo soluções de armazenamento em baterias. O portfólio de projetos da empresa abrange, entre outros, a República Democrática do Congo, a Nigéria e a Serra Leoa.

A empresa conta com o apoio de vários parceiros internacionais, incluindo o Private Infrastructure Development Group (PIDG), o Danish Investment Fund for Developing Countries (IFU), a EDFI Management Company via ElectriFi, bem como o Sustainable Energy Fund for Africa (SEFA) do Banco Africano de Desenvolvimento.

Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), soluções descentralizadas representam uma opção-chave para expandir o acesso à eletricidade em África, particularmente em zonas rurais. Instalações como mini-redes e sistemas solares autónomos atraem cada vez mais investidores, com financiamentos a crescer 20 % entre 2019 e 2023. No entanto, o setor continua fortemente dependente de financiamentos públicos, que representam mais de 70 % dos fluxos, enquanto o capital privado ainda enfrenta dificuldades em mobilizar-se em larga escala.

Neste contexto, vários atores estão a testar novos modelos financeiros para atrair os investimentos necessários e apoiar o seu desdobramento.

Abdoullah Diop

Conflito no Médio Oriente perturba o trânsito pelo Estreito de Ormuz e afeta os mercados africanos de energia

O conflito no Médio Oriente tem perturbado o trânsito pelo Estreito de Ormuz, um ponto estratégico para o comércio energético global. O bloqueio deste estreito desorganizou os fluxos de petróleo e gás, com efeitos já visíveis nos mercados e em vários países africanos.

Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), a guerra iniciada no sábado, 28 de fevereiro, no Médio Oriente, que levou ao bloqueio do Estreito de Ormuz, provocou “a maior perturbação de fornecimento na história do mercado petrolífero mundial”. Em poucos dias, os fluxos de petróleo e gás através do estreito caíram significativamente, reduzindo a oferta global e provocando um rápido aumento dos preços.

Um estreito crucial para o sistema energético mundial

O Estreito de Ormuz é uma passagem marítima estratégica que liga o Golfo Pérsico ao Oceano Índico. Segundo a AIE, cerca de 20 milhões de barris por dia de petróleo bruto e produtos petrolíferos transitaram por ali em 2025, representando quase 25% do comércio marítimo mundial de petróleo. Mais de 110 mil milhões de m³ de gás natural liquefeito (GNL) também passaram pelo estreito, cerca de um quinto do comércio global de GNL.

Segundo a BloombergNEF, aproximadamente 32% do comércio marítimo mundial de petróleo bruto e cerca de 16% do comércio de produtos petrolíferos passam por esta rota. Os principais exportadores do Golfo dependem fortemente deste corredor para enviar a sua produção aos mercados, especialmente na Ásia.

As alternativas são limitadas. A AIE estima que apenas a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos possuem oleodutos capazes de contornar parcialmente o estreito, com uma capacidade entre 3,5 e 5,5 milhões de barris por dia, muito inferior aos volumes normalmente transportados.

Diante do choque, os países membros da AIE decidiram, na quarta-feira, 11 de março, uma libertação coordenada de 400 milhões de barris de reservas estratégicas, a maior da história da instituição. Esta medida mobiliza principalmente os Estados Unidos, Japão e economias europeias, visando aliviar temporariamente as tensões nos mercados.

No entanto, estes volumes correspondem apenas a alguns dias de consumo mundial e não conseguem compensar de forma sustentável a perda de fornecimento.

Efeitos já visíveis nos mercados africanos

Os fluxos de petróleo destinados à África através do Estreito de Ormuz são relativamente reduzidos. Segundo a AIE, transitam cerca de 0,2 milhão de barris por dia de petróleo bruto e 0,6 milhão de barris por dia de produtos petrolíferos para o continente. Apesar desta exposição direta limitada, os efeitos da crise são rapidamente sentidos. O impacto transmite-se através da reorganização global dos fluxos de produtos petrolíferos, afetando os preços.

Muitos países africanos dependem da importação de combustíveis refinados, especialmente gasóleo e gasolina. Com as tensões nos mercados, surgem dificuldades de abastecimento e os preços aumentam imediatamente. Segundo a Bloomberg, os preços dos combustíveis mais que duplicaram na Somália, enquanto na África do Sul se espera um aumento de pelo menos 50% no custo do gasóleo. No Quénia, medidas fiscais foram adotadas para conter os preços e algumas bombas enfrentam rutura de stock.

A Nigéria, um dos maiores produtores de petróleo do continente, parece resistir melhor à crise, graças, nomeadamente, à refinaria Dangote, que contribui para garantir o abastecimento, embora os preços nos postos também tenham aumentado, segundo a Bloomberg.

Vulnerabilidade estrutural exige respostas duradouras

Esta crise evidencia uma vulnerabilidade estrutural para muitos países africanos, especialmente na África Subsaariana. Um bloqueio logístico, seja global como no Estreito de Ormuz ou local, como recentemente no Mali devido a ataques de grupos terroristas, pode rapidamente afetar o abastecimento e comprometer a rede elétrica e os transportes.

Neste contexto, desenvolver capacidades locais de refinação pode ser uma primeira resposta para reduzir a dependência de produtos petrolíferos importados, como exemplifica o caso da Nigéria. Reforçar a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis e eletrificar setores como o transporte também pode reduzir a exposição a estes choques, diminuindo a necessidade de combustíveis fósseis.

Abdoullah Diop

Desde setembro de 2025, a ReconAfrica consolidou a sua carteira de ativos petrolíferos africanos, até então limitada ao Botsuana e à Namíbia, com o bloco offshore Ngulu no Gabão, onde estão previstos trabalhos de prospeção de hidrocarbonetos pelo menos até 2029.

Seis meses após a oficialização da sua entrada no Gabão através do bloco Ngulu (anteriormente C-7), a ReconAfrica avançou na exploração das águas territoriais do país, realizando a análise e interpretação de dados sísmicos disponíveis no local.

Segundo informações divulgadas pela companhia na quinta-feira, 26 de março, estes trabalhos em curso têm como objetivo compreender melhor a estrutura geológica do subsolo deste perímetro, com uma área de 1.214 km². Ao final das operações, a empresa espera identificar estruturas que possam conter hidrocarbonetos.

Embora, neste momento, nenhum projeto de perfuração tenha sido oficialmente anunciado, a companhia aposta nos resultados destas avaliações técnicas para reduzir as incertezas sobre o potencial da concessão e definir possíveis alvos de perfuração.

Estas operações decorrem em conformidade com as condições operacionais previstas pelo contrato de partilha de produção (PSC) e pelo acordo de joint venture assinados pela ReconAfrica em setembro passado com o Estado gabonês e a Gabon Oil Company (GOC).

O contrato prevê uma primeira fase de exploração com duração de quatro anos a partir de setembro de 2025. Este período pode ser prorrogado uma única vez por um período equivalente, caso os trabalhos continuem. O quadro contratual permite posteriormente avançar para fases de avaliação e produção.

A ReconAfrica comprometeu-se a realizar um programa mínimo de trabalhos durante este período inicial. Segundo a empresa, estes compromissos incluem estudos atualmente em curso para compreender melhor o subsolo, bem como o processamento de dados sísmicos já disponíveis. A companhia prevê perfurar pelo menos um poço na concessão. De acordo com as suas próprias estimativas, o custo destes trabalhos será de cerca de 19 milhões de dólares ao longo de quatro anos.

Abdel-Latif Boureima

Face às tensões no abastecimento de crude e à subida dos preços mundiais, a Nigéria reforça as entregas à refinaria Dangote, que continua dependente de importações para satisfazer as suas necessidades.

Na Nigéria, a empresa pública de petróleo (NNPC) aumentou as suas alocações de crude à refinaria do Dangote Group para o mês de maio, passando de cinco para sete carregamentos, segundo fontes citadas pela Reuters, na terça-feira, 31 de março.

Esta decisão surge num contexto em que a refinaria ainda não recebe os volumes necessários para operar à plena capacidade. Continua a depender, em parte, de importações de crude para completar as suas necessidades.

Além disso, a refinaria teve de se adaptar a um ambiente de mercado marcado por forte volatilidade. Perante a subida dos preços internacionais do petróleo, procedeu a vários ajustamentos sucessivos dos seus preços de venda de combustíveis, continuando, ao mesmo tempo, a assegurar o abastecimento do mercado interno.

Neste quadro, a refinaria também absorveu parte do aumento dos custos, de modo a limitar o impacto sobre os consumidores e garantir a continuidade da distribuição.

Um alinhamento com os interesses da NNPC e do Estado

Este aumento das alocações insere-se numa lógica de apoio ao mercado interno. Ao abastecer mais a refinaria local, a NNPC contribui para reduzir a dependência do país das importações de produtos refinados.

Isto permite igualmente limitar a pressão sobre as finanças públicas associada aos subsídios e às importações de combustíveis. Ao processar parte do crude localmente, a Nigéria reforça a sua capacidade de estabilizar o mercado energético e de garantir o seu abastecimento.

Ao mesmo tempo, esta configuração oferece à NNPC uma maior margem de manobra para arbitrar entre os volumes destinados à exportação e os orientados para o mercado doméstico.

Apesar deste aumento, a situação continua condicionada por vários fatores estruturais, nomeadamente o nível de produção nacional e as capacidades logísticas de abastecimento.

A capacidade da refinaria para operar a pleno regime dependerá da sua aptidão para garantir volumes suficientes de crude, num contexto em que a concorrência internacional pelas cargas permanece elevada. A evolução destas alocações será, portanto, um indicador-chave do equilíbrio entre política energética, constrangimentos de produção e gestão orçamental na Nigéria.

Olivier de Souza

Enquanto a Líbia procura maximizar a exploração petrolífera, aposta no potencial de hidrocarbonetos no mar, uma área considerada pouco explorada pelas autoridades.

Na Líbia, a companhia petrolífera estatal (NOC) anunciou, na quinta-feira, 26 de março, a assinatura de um protocolo de entendimento com a multinacional americana Chevron para realizar um estudo sobre o bloco NC146, localizado ao largo da costa do país.

O acordo consiste concretamente em realizar uma análise técnica e geológica desta área. O objetivo da Chevron será avaliar o potencial de hidrocarbonetos do local. A longo prazo, estes trabalhos visam reforçar as reservas nacionais de hidrocarbonetos. Nesta fase, não há atividade de perfuração nem decisão de investimento em curso.

O presidente da NOC, Masoud Suleman, indica que o bloco NC146 continua amplamente inexplorado. Ele menciona “indicadores geológicos encorajadores” que podem conduzir a descobertas, sem fornecer uma estimativa numérica dos recursos. A Chevron irá trazer a sua experiência em exploração offshore, bem como tecnologias em conformidade com os padrões internacionais.

A assinatura deste acordo insere-se numa dinâmica de relançamento da exploração petrolífera na Líbia, particularmente ao largo da costa. A companhia indica querer desenvolver novas áreas offshore e mobilizar parceiros internacionais para apoiar estes esforços, enquanto um novo ciclo de concursos de licenças está em preparação.

Offshore: novo motor de relançamento petrolífero

Na sequência do acordo assinado com a Chevron para estudar um bloco no mar, Trípoli reativa uma orientação seguida há vários meses a favor do offshore. Em junho de 2025, a Agência Ecofin relatou que as autoridades líbias colocaram o desenvolvimento petrolífero no mar no centro da sua estratégia energética.

Segundo informações da NOC publicadas em janeiro de 2026, a Líbia iniciou a perfuração de um primeiro poço de exploração em águas profundas, apresentado como um marco inédito no país. Esta operação representa um avanço técnico num segmento até então pouco desenvolvido.

A companhia nacional sublinha que o projeto foi conduzido em parceria com atores internacionais, mobilizados pela sua experiência técnica. A necessidade destes parceiros justifica-se pelas exigências tecnológicas e financeiras próprias das operações em offshore profundo, indica a mesma fonte.

Os resultados das atividades da Chevron deverão determinar os próximos passos, incluindo uma eventual passagem para trabalhos de exploração mais avançados, segundo as informações divulgadas.

A produção petrolífera líbia situa-se atualmente em cerca de 1,4 milhões de barris por dia. As autoridades visam um aumento para aproximadamente 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026, de forma a compensar o declínio de alguns campos terrestres. Neste contexto, foi assinado, no final de janeiro de 2026, um acordo de 25 anos com as multinacionais TotalEnergies e ConocoPhillips.

Abdel-Latif Boureima

Face a restrições persistentes, Angola procura reforçar o desempenho do seu setor elétrico, nomeadamente através de esforços de modernização e melhoria da gestão da rede.

Angola quer apoiar-se na experiência técnica do Brasil em matéria de energia para modernizar o seu setor elétrico. Segundo informações divulgadas a 25 de março pela Agência Angola Press (ANGOP), os dois países reforçaram a cooperação durante uma missão oficial angolana em Brasília.

Esta missão resultou, entre outros, na assinatura de um protocolo de entendimento abrangendo todo o setor, da produção à distribuição. O documento enquadra uma cooperação centrada no planeamento do sistema elétrico. Neste contexto, prevê a partilha de experiências em organização setorial e elaboração de políticas públicas.

O protocolo detalha também modalidades de reforço de capacidades técnicas. Segundo a ANGOP, inclui ações de formação, mecanismos de transferência de competências e cooperação entre instituições públicas, com especial enfoque na gestão e regulação do setor. Além disso, o acordo abrange infraestruturas, nomeadamente a modernização das instalações existentes de produção, transporte e distribuição de eletricidade.

Fundamentalmente, este protocolo permanece um instrumento de cooperação. Define um quadro de colaboração e identifica eixos de trabalho comuns, sem vincular formalmente as partes a obrigações de execução ou a investimentos específicos nesta fase. A sua implementação dependerá da celebração de acordos subsequentes para concretizar os projetos definidos entre as partes.

Recurso alargado a parceiros

A iniciativa com o Brasil insere-se numa estratégia mais ampla de diversificação de parcerias no setor elétrico. Segundo o guia setorial do Departamento de Comércio dos Estados Unidos (2024-2025), a China continua a ser um parceiro central de Angola, nomeadamente no financiamento e construção de infraestruturas energéticas.

Ao mesmo tempo, Luanda multiplica cooperações técnicas e financeiras com outros países. Segundo informações divulgadas em novembro de 2025 pela Agência Ecofin, foram assinados acordos com a Alemanha na área da energia. Os Estados Unidos intervêm também através de financiamentos do Exim Bank para projetos solares e de acesso à eletricidade, segundo o GTReview.

Paralelamente, iniciativas específicas são desenvolvidas com outros atores europeus. Portugal, através do seu operador de redes energéticas Redes Energéticas Nacionais (REN), apoia projetos de eletrificação rural, segundo comunicação publicada em novembro de 2025.

Uma rede fragilizada por perdas elevadas

Apesar destes esforços, o sistema elétrico angolano continua marcado por um acesso ainda limitado e por restrições estruturais persistentes. Segundo dados do Banco Mundial, 51,1% da população tinha acesso à eletricidade em 2023.

Neste contexto, as capacidades de produção aumentam, sem contudo suprir totalmente as necessidades. O guia setorial publicado em 2024-2025 pelo Departamento de Comércio dos EUA indica uma capacidade instalada estimada entre 6,2 e 6,3 GW, inferior à meta de 9,9 GW definida no plano “Angola Energia 2025”.

Para além das capacidades de produção, o desempenho da rede continua a ser um desafio central. Um relatório do Banco Mundial publicado em 2025 no âmbito do Electricity Sector Improvement Project mostra que as perdas técnicas e comerciais oscilaram historicamente entre 40% e 55%.

Neste panorama, vários projetos estruturantes estão em curso. Segundo o Global Energy Monitor, a central de Caculo Cabaça (2,17 GW) deverá entrar em operação entre 2026 e 2027, enquanto a central de Laúca (2,07 GW) está operacional desde 2023.

Abdel-Latif Boureima

Numa Etiópia com uma taxa de eletrificação de cerca de 55%, a energia solar fora da rede impõe-se como uma das soluções mais eficazes para expandir o acesso à eletricidade, sobretudo nas zonas rurais, onde a extensão da rede pública é considerada demasiado dispendiosa.

A Sun King, um dos líderes mundiais em energia solar off-grid, anunciou um investimento de 150 milhões de USD no deployment de unidades solares domésticas e inversores solares na Etiópia até 2030. Este investimento foi formalizado através de um protocolo de entendimento assinado entre a empresa, sediada em Nairobi (Quénia), e a Comissão Etíope de Investimentos (EIC), durante o fórum “Invest in Ethiopia 2026”, realizado nos dias 26 e 27 de março em Adis Abeba.

Nos termos deste acordo, a Sun King deverá criar uma filial local e montar uma equipa de profissionais nas áreas de negócios, operações e engenharia em Adis Abeba, bem como uma rede de agentes locais que irão implementar e assegurar a manutenção de soluções solares nas comunidades rurais e periurbanas menos servidas do país.

A abordagem de financiamento e distribuição da empresa, que ambiciona equipar mais de 2 milhões de agregados familiares e empresas, será adaptada ao contexto etíope, garantindo tanto uma ampla cobertura como preços acessíveis. A Comissão Etíope de Investimentos comprometeu-se a fornecer à Sun King apoio completo e acompanhamento acelerado para a implementação das suas operações, incluindo assistência na obtenção de licenças de investimento e comerciais, bem como contactos diretos com atores-chave do setor público e privado.

Os investimentos previstos apoiam o Plano Nacional de Eletrificação da Etiópia e o programa “Missão 300”, uma iniciativa conduzida em conjunto pelo Banco Mundial e pelo Banco Africano de Desenvolvimento, visando expandir o acesso à eletricidade a 300 milhões de pessoas no continente africano até 2030.

Na Etiópia, a taxa nacional de eletrificação situa-se em cerca de 55%, com disparidades muito acentuadas entre áreas urbanas e rurais. O governo prevê aumentar esta taxa para aproximadamente 75% a 80% até 2030, através da expansão da rede central e do deployment de soluções off-grid, que deverão então servir até 30% da população, segundo as previsões da companhia pública Ethiopian Electric Power (EEP).

A Sun King desenvolve um modelo integrado que combina produção solar, equipamentos de alta eficiência energética, instalação e financiamento dos clientes, nomeadamente através de um modelo “Pay-As-You-Go” (PAYG), permitindo adquirir unidades solares mediante pagamentos parcelados ao longo de 12 a 24 meses via serviços de mobile money.

A empresa afirma ter passado de 10.000 kits solares entregues por mês em 2017 para mais de 330.000 por mês atualmente, com o objetivo de atingir um milhão de kits por mês até 2030, para responder às necessidades energéticas de cerca de 200 milhões de pessoas.

Walid Kéfi