Impulsionada por custos em forte queda e por implementações em grande e pequena escala, a energia solar ocupa agora um lugar central no desenvolvimento das capacidades elétricas mundiais.

O solar impõe-se hoje como o motor principal das energias renováveis no mundo. Os números publicados pela Agência Internacional para as Energias Renováveis (IRENA), na terça-feira, 31 de março, confirmam que esta fonte concentra a maioria das novas instalações e representa, por si só, quase metade de toda a capacidade verde instalada no planeta.

Em 2025, a energia solar atinge 2 392 GW, ou seja, 47 % do total mundial de renováveis (5 149 GW). Esta área adicionou 511 GW de novas capacidades, representando 75 % dos 692 GW adicionados, muito à frente do setor eólico e de outras tecnologias. Em outras palavras, a eletricidade verde continua a crescer, sendo agora a energia solar a liderar esta dinâmica a nível global.

Queda nos custos dos painéis solares

O crescimento da energia solar assenta quase inteiramente no fotovoltaico, que concentra mais de 510 GW das novas instalações em 2025, tendência já observada em 2024.

Esta predominância deve-se, em grande parte, à rápida redução dos custos dos equipamentos e da eletricidade produzida. O preço médio da eletricidade solar fotovoltaica passou de 0,417 dólares por kWh em 2010 para 0,043 dólares por kWh em 2024, segundo a IRENA.

No mesmo ano, esta tecnologia era, em média, 41 % mais barata do que as alternativas fósseis. Além disso, a sua modularidade facilita a implementação, com instalações que variam de alguns quilowatts a várias centenas de megawatts, contribuindo assim para a “democratização” do acesso à eletricidade.

Crescimento solar desigual

O avanço do solar mantém-se concentrado em algumas regiões. A Ásia, em particular a China e a Índia, regista os maiores aumentos de capacidade, seguida pelos Estados Unidos e pelo Brasil.

“A Ásia mais do que duplicou a sua capacidade solar instalada desde 2022, adicionando 317,1 GW em 2024 e 371,2 GW em 2025. A China (+315,1 GW) e a Índia (+37 GW) concentram a maior parte deste crescimento, à frente da Coreia do Sul (+3,7 GW)”, refere o relatório da IRENA.

Por outro lado, África cresce mais lentamente. A capacidade solar do continente atinge 22 188 MW em 2025, contra 18 375 MW em 2024, permanecendo marginal à escala mundial.

A queda dos custos removeu um obstáculo importante ao desenvolvimento de instalações solares. A capacidade dos países em transição energética de mobilizar os investimentos necessários para implementar soluções em grande e pequena escala, incluindo mini-redes e kits solares, continua, no entanto, a ser um desafio.

Abdoullah Diop

A Líbia visa aumentar a sua produção de petróleo, enfrentando, ao mesmo tempo, constrangimentos operacionais, nomeadamente relacionados com as infraestruturas.

A National Oil Corporation (NOC), a empresa pública de petróleo da Líbia, anunciou que a produção de petróleo bruto atingiu 1,43 milhões de barris por dia. Segundo o The Libya Observer, que cita dados oficiais publicados no início de abril, este valor representa o nível mais alto em mais de dez anos.

Este patamar aproxima a Líbia das suas capacidades pré-crise política de 2011. Na altura, a Líbia, que possui as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto de África, estimadas entre 48,3 e 48,4 mil milhões de barris, podia produzir entre 1,6 e 1,7 milhões de barris por dia, segundo a U.S. Energy Information Administration.

Esta evolução ocorre num contexto de recuperação gradual das atividades em vários campos e terminais petrolíferos. De acordo com a NOC, as operações estabilizaram-se após períodos de interrupção causados por bloqueios e constrangimentos técnicos.

A empresa indica ainda que a continuidade da produção foi possível graças à melhoria da disponibilidade das infraestruturas.

Ao mesmo tempo, as receitas petrolíferas atingiram 10,7 mil milhões de dinares líbios (cerca de 1,67 mil milhões de dólares) em fevereiro de 2026, segundo o Central Bank of Libya (CBL). Estes rendimentos, provenientes das exportações de hidrocarbonetos, ocorrem num contexto de forte dependência da economia líbia do setor petrolífero.

O setor petrolífero continua a ser central para as finanças do país. Segundo dados do CBL e da Coface, o petróleo e o gás representam cerca de 95% das exportações e 90% das receitas públicas. Em outubro de 2025, as autoridades líbias anunciaram o objetivo de atingir uma produção de 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026.

Neste contexto, a Líbia prevê um plano de relançamento do setor petrolífero, apoiado por investimentos estimados entre 3 e 4 mil milhões de dólares, destinados a modernizar as infraestruturas e restaurar as capacidades existentes.

As autoridades líbias indicam que a manutenção deste nível de produção depende, nomeadamente, de um fornecimento elétrico confiável e do bom funcionamento das instalações, segundo o The Libya Observer.

Abdel-Latif Boureima

Marrocos continua a aumentar a sua capacidade de energias renováveis, com mais 2.434 MW em relação a 2016. Esta dinâmica insere-se num contexto em que o país pretende elevar a quota de renováveis para 52% do mix elétrico até 2030.

Nos últimos dez anos, Marrocos mais do que duplicou a sua capacidade de produção de eletricidade a partir de energias renováveis, passando de 2.417 MW em 2016 para 4.851 MW no final de 2025. Este crescimento, confirmado pela Agência Internacional para as Energias Renováveis (IRENA) em março de 2026, ilustra a aceleração da transição energética do reino num contexto de dependência das importações.

Esta expansão baseia-se principalmente na energia eólica, que atingiu 2.452 MW, contra 902 MW há dez anos. A energia solar também progrediu, passando de 202 MW para 1.086 MW, mas continua a ser menos significativa. A energia hidroelétrica manteve-se estável em 1.306 MW ao longo do período.

A nível continental, esta dinâmica confere a Marrocos um peso relevante. A África tinha um total de 82.371 MW de capacidades renováveis em 2025, representando 1,6% do total mundial. O reino marroquino representa cerca de 5,9% desta produção cumulativa, enquanto o continente acrescentou 11,3 GW durante o ano, correspondendo a um crescimento de 15,9%.

A aceleração da transição energética marroquina reveste-se de um papel chave na soberania energética. O país ainda importa grande parte das suas necessidades de energia fóssil, com uma dependência energética de 87,5% em 2024, segundo a ministra da Transição Energética, Leila Benali. «Marrocos continua exposto a certas vulnerabilidades que podem limitar a sua soberania industrial, nomeadamente a dependência das importações de energias fósseis, que ainda cobrem grande parte do consumo primário nacional», afirmou em entrevista à imprensa local.

O desenvolvimento das energias solar e eólica poderá, a longo prazo, permitir reduzir a fatura energética do reino e limitar a sua exposição às flutuações dos preços internacionais.

Abdoullah Diop

Em fevereiro de 2026, o projeto EACOP já se encontrava numa fase avançada de execução, aproximando-se da sua entrada em operação prevista para julho de 2026, segundo as partes interessadas.

O East African Crude Oil Pipeline (EACOP), um oleoduto com 1.443 quilómetros, destinado a exportar petróleo bruto ugandês para o mercado internacional, atingiu uma taxa de execução de 82%, de acordo com informações divulgadas na quinta-feira, 2 de abril, pelo Upstream Online.

Este progresso aproxima a infraestrutura, que liga os campos petrolíferos do Lago Alberto, na Uganda, ao porto de Tanga, na Tanzânia, da sua fase operacional. Em fevereiro, as partes interessadas indicaram julho de 2026 como objetivo para o primeiro carregamento de petróleo.

Após uma inspeção conduzida pela Ministra da Energia da Uganda, Ruth Nankabirwa, no início de fevereiro de 2026, a EACOP Company, a empresa responsável pelo desenvolvimento, financiamento, construção e operação do oleoduto, indicou que a infraestrutura estava então concluída em mais de 75%.

A longo prazo, a infraestrutura deverá transportar cerca de 216.000 barris por dia de petróleo ugandês, caracterizado pela sua elevada viscosidade e natureza cerosa. Para tal, foi projetada para ser totalmente isolada termicamente e equipada com estações de aquecimento ao longo do seu traçado.

Para além das estações de aquecimento, o EACOP inclui também estações de bombagem e um terminal de exportação em Tanga. Os trabalhos foram iniciados após a decisão final de investimento anunciada em 2022 pela multinacional francesa TotalEnergies, operadora do projeto, e pelos seus parceiros.

Embora, segundo a EACOP Company, a entrada em serviço do oleoduto, apresentado como um dos mais longos do continente, esteja prevista para os próximos meses, este calendário continua dependente da conclusão dos trabalhos restantes e dos testes técnicos previstos antes do início das operações.

Um projeto ainda contestado quatro anos após o seu lançamento

Apesar da evolução significativa, o projeto EACOP continua a enfrentar contestação. Segundo informações divulgadas na sexta-feira, 3 de abril, pelo Inter Press Service (IPS), uma ação judicial foi interposta em Londres (Reino Unido) por agricultores ugandeses. O processo é apresentado como uma “tentativa de última hora” para bloquear o desenvolvimento.

Segundo o IPS, os reclamantes denunciam impactos nas suas terras e condições de vida. Para a ONG Business & Human Rights Resource Centre, esta iniciativa insere-se numa oposição persistente à construção do oleoduto apoiada pelas autoridades da Uganda e da Tanzânia.

Perspetivas económicas questionadas

Esta contestação ocorre num contexto em que as perspetivas económicas do EACOP também estão a ser questionadas. Segundo informações divulgadas pela Agência Ecofin em fevereiro de 2026, os custos excedentários do oleoduto EACOP ameaçam as projeções de receitas petrolíferas da Uganda.

Baseando-se numa análise do Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), o meio de comunicação indica que o custo do projeto atinge cerca de 5,6 mil milhões de dólares, um aumento de aproximadamente 55% em relação às estimativas iniciais. Estes excessos de custos poderão reduzir significativamente os rendimentos esperados pelo Estado ugandês, devido ao mecanismo de recuperação prioritária dos custos pelas companhias petrolíferas envolvidas no projeto.

Abdel-Latif Boureima

As tensões em torno do estreito de Ormuz estão a perturbar os fluxos petrolíferos mundiais, levando os importadores a tentar assegurar os seus abastecimentos e a diversificar as suas fontes para países mais estáveis.

A guerra no Irão perturbou profundamente os mercados energéticos globais. O encerramento efetivo do estreito de Ormuz, por onde transita cerca de 20% do consumo mundial de petróleo e gás, provocou uma forte volatilidade dos preços e evidenciou a vulnerabilidade das cadeias de abastecimento. Neste contexto, as grandes economias importadoras procuram reduzir a sua exposição a esta zona sob tensão.

A Coreia do Sul, fortemente dependente das importações de hidrocarbonetos, insere-se nesta dinâmica. Na segunda-feira, 6 de abril, as autoridades de Seul anunciaram o envio de emissários especiais para vários países, incluindo a Argélia, a Arábia Saudita e Omã, com o objetivo de garantir novas fontes de abastecimento de petróleo bruto. A informação, avançada pelo deputado Ahn Do-geol, do Partido Democrático da Coreia no poder, foi amplamente divulgada pela imprensa local.

Esta iniciativa traduz a vontade de diversificar os fornecedores e, sobretudo, de contornar as rotas marítimas mais expostas a perturbações geopolíticas. Neste contexto, a Argélia desperta um interesse crescente. Já parceira energética da Coreia do Sul, afirma-se progressivamente como uma alternativa credível por várias razões. Por um lado, a sua capacidade de produção e exportações regulares fazem dela um fornecedor fiável num cenário de tensões nos mercados. Por outro, as suas infraestruturas e rotas de exportação, menos dependentes do estreito de Ormuz, oferecem uma resiliência particularmente valorizada pelos importadores.

Esta atratividade insere-se numa tendência mais ampla. A Argélia está também no centro da estratégia energética de vários países europeus, nomeadamente Itália, que procura compensar as perturbações no abastecimento de gás natural liquefeito proveniente do Qatar. O aumento dos fluxos argelinos para a Europa ilustra este reposicionamento, com uma procura crescente por fornecimentos via gasoduto, considerados mais estáveis do que os fluxos marítimos.

Para a Coreia do Sul, a segurança destas novas rotas não passa apenas pela via diplomática. As autoridades estudam igualmente soluções logísticas, como o recurso a portos situados fora do Golfo Pérsico, nomeadamente no mar Vermelho. O objetivo é reduzir os riscos associados à passagem por zonas de conflito, mantendo ao mesmo tempo um nível de abastecimento suficiente para a economia nacional.

Paralelamente, Seul ativa os seus mecanismos internos de gestão de crise. O recurso às reservas estratégicas de petróleo e o reforço do acompanhamento das cadeias de abastecimento industrial permitem limitar os impactos imediatos da perturbação dos fluxos. Estas medidas demonstram a necessidade de uma resposta simultaneamente diplomática e operacional face a um choque energético de grande magnitude.

A mais longo prazo, a situação atual confirma uma recomposição dos equilíbrios energéticos mundiais. A Coreia do Sul, tal como outros países importadores, procura afastar-se das zonas mais instáveis e reforçar os seus laços com fornecedores considerados mais previsíveis. Neste contexto, a Argélia surge como um ator cada vez mais central, chamado a desempenhar um papel estruturante nas novas rotas de abastecimento energético.

Olivier de Souza

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