Após mais de uma década de fracassos dispendiosos na reabilitação das suas refinarias, a empresa petrolífera pública da Nigéria está a operar uma mudança significativa ao voltar-se para parceiros industriais estrangeiros.

Durante o Nigeria International Energy Summit (NIES) 2026, em Abuja, o diretor-geral da empresa pública petrolífera nigeriana (NNPC), Bashir Ojulari (foto), confirmou que a companhia está em negociações avançadas com uma empresa chinesa para a retoma operacional de uma das suas refinarias. «Trata-se de uma empresa chinesa que opera um dos maiores complexos petroquímicos da China», declarou, sem revelar o nome do grupo em questão.

A NNPC procura parceiros com experiência comprovada na operação industrial de refinarias, enquanto acionistas e operadores, para reabilitar os sites de Port Harcourt, Warri e Kaduna, com uma capacidade cumulativa de 445 000 barris por dia. Uma revisão técnica e comercial foi lançada em outubro de 2025 para selecionar investidores capazes de entrar no capital e gerir segundo padrões internacionais.

Um novo modelo baseado em performance operacional

O novo modelo privilegia agora parcerias industriais assentes na performance operacional e na rentabilidade sustentável. «Para colocar as refinarias de novo em funcionamento, são essenciais três elementos: financiamento, um contratista EPC ([engenharia, suprimentos e construção, N.d.R.]) competente e capacidade operacional de classe mundial. Esta é exatamente a nossa prioridade atual», destacou Bashir Ojulari.

Parcerias operacionais em vez de políticas anteriores

Esta abordagem marca uma ruptura com as políticas anteriores. Nos últimos dez anos, mais de 25 mil milhões de USD foram investidos em programas de reabilitação, sem resultados duradouros. As refinarias continuaram a registar perdas elevadas devido a custos operacionais altos, forte recurso a subcontratados e volumes de processamento relativamente baixos. Apenas algumas unidades de Port Harcourt funcionaram brevemente antes de pararem novamente, enquanto Warri nunca reiniciou realmente e Kaduna permaneceu parada.

A NNPC esclarece que não pretende vender as suas refinarias, mas sim ceder uma participação no capital a parceiros, para que possam autofinanciar-se e alcançar rentabilidade. Esta reorientação surge num contexto em que a entrada em funcionamento gradual da refinaria privada da Dangote (650 000 barris por dia) oferece um alívio temporário ao abastecimento interno de combustíveis. Insere-se também numa reforma mais ampla do modelo económico da NNPC, que visa reduzir a dependência do orçamento federal e mobilizar até 30 mil milhões de USD em financiamentos até 2027.

O governo justifica esta estratégia pelas vulnerabilidades estruturais do país, maior produtor africano de petróleo bruto, mas ainda fortemente dependente das importações de produtos refinados. Esta dependência expõe a Nigéria à volatilidade dos preços internacionais e a tensões recorrentes no mercado interno.

Se as parcerias com operadores chineses se concretizarem, a NNPC espera reduzir de forma sustentável as importações de combustíveis e, a médio prazo, reposicionar o país como exportador de produtos refinados. A curto prazo, contudo, o aumento da taxa sobre os combustíveis importados poderá agravar pressões inflacionárias e sociais.

O desafio já não é apenas reiniciar as refinarias, mas demonstrar que podem funcionar como ativos industriais rentáveis, apoiados em parceiros com know-how operacional comprovado.

Olivier de Souza

Na Zâmbia, os impactos das alterações climáticas sobre a eletricidade e a agricultura geram necessidades crescentes de recursos financeiros para apoiar a adaptação e reforçar a resiliência das infraestruturas.

O banco neerlandês de desenvolvimento FMO anunciou, na quarta-feira, 4 de janeiro, a concessão de um financiamento de 50 milhões de dólares norte-americanos ao banco zambiano FNB Zambia, destinado a apoiar investimentos em favor da ação climática neste país da África Austral.

De acordo com a instituição neerlandesa, esta linha de financiamento visa permitir ao FNB Zambia alargar a sua oferta de crédito de longo prazo para projetos verdes e projetos de adaptação às alterações climáticas. Sessenta por cento do montante será alocado a projetos verdes elegíveis, enquanto os 40% restantes serão destinados a investimentos no domínio da adaptação climática, incidindo em particular sobre PME, bem como sobre clientes do setor agrícola.

A FMO indica que esta iniciativa responde a uma procura crescente por soluções solares e por investimentos resilientes ao clima, num contexto marcado, segundo o banco de desenvolvimento, por escassez recorrente de eletricidade e por condições climáticas cada vez mais adversas para a agricultura na Zâmbia.

Para além da linha de crédito, a FMO anunciou a mobilização de 350 000 dólares em assistência técnica. Este apoio será prestado pelo WWF Zambia, parceiro do Dutch Fund for Climate and Development. Segundo a FMO, esta assistência visa apoiar o FNB Zambia na implementação de um quadro de avaliação de projetos de mitigação e de adaptação climática, com o objetivo de reforçar a capacidade do banco para identificar, analisar e financiar projetos alinhados com metas climáticas.

As vulnerabilidades da Zâmbia face às alterações climáticas ficaram evidentes durante a seca de 2023–2024, que afetou gravemente o sistema elétrico do país. Além disso, numa análise publicada em setembro de 2024, a organização Ação Contra a Fome indicou que esta seca — a pior registada na Zâmbia nos últimos 40 anos mergulhou 6,6 milhões de pessoas numa situação de necessidade humanitária urgente, com 80% das províncias afetadas por um défice severo de precipitação.

Abdoullah Diop

A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá permitir o arranque da produção petrolífera, após o adiamento causado por dificuldades técnicas.

A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa do Benim. Considerado uma etapa-chave do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético beninense.

Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19%, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70%, indica ainda que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável para a produção. Não foi identificada qualquer camada aquífera de areia, o que reduz o risco de produção simultânea de água com o petróleo, um problema comum em alguns poços.

Para assegurar e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório juntamente com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de escoamento (AICV), que regulam o fluxo e limitam a entrada de água. Uma bomba submersível elétrica (ESP) encontra-se em fase de instalação para elevar o petróleo à superfície quando a pressão natural do reservatório não for suficiente.

Perfuração bem-sucedida, mas início da produção adiado

Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da conclusão da ligação do poço às principais instalações, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.

Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer novo calendário para o início da produção. As operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.

A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, que visa o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.

O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.

A área marítima de Sèmè é estratégica para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de requalificação do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.

A Akrake detém 76% de participação no bloco, o Estado beninense 15% e a empresa local Octogone Trading 9%.

Olivier de Souza

Nos últimos meses, Angola, produtor histórico de petróleo bruto em África, tem multiplicado as iniciativas focadas no gás natural, um recurso cuja valorização o Estado procura reforçar ativamente.

A empresa pública angolana Sonangol assinou um contrato de cerca de 245 milhões de dólares para a construção de um novo navio de transporte de gás natural liquefeito (GNL). A informação foi divulgada na segunda-feira, 2 de fevereiro, pela agência sul‑coreana Yonhap, citando uma declaração regulamentar apresentada pelo estaleiro HD Hyundai Samho Heavy Industries às autoridades financeiras coreanas.

O navio será construído por um dos principais atores mundiais na construção naval especializada. Especificamente, o contrato prevê um metaneiro novo com capacidade de cerca de 174.000 m³, cuja entrega está prevista para 2028.

Destinar-se-á principalmente à exportação do GNL produzido em Angola para os mercados internacionais. Esta é a primeira encomenda de um metaneiro novo feita pela Sonangol no âmbito da renovação da frota utilizada nas atividades de gás do país. A empresa já possui vários navios dedicados ao transporte de GNL, principalmente colocados ao serviço no início da década de 2010.

O investimento da Sonangol num novo metaneiro surge num contexto de reforço das capacidades de gás do país. Angola possui uma única instalação de liquefação, o complexo Angola LNG, localizado em Soyo, com uma capacidade de 5,2 milhões de toneladas por ano.

A unidade é alimentada essencialmente por gás associado (gás recuperado durante a extração de petróleo bruto) proveniente da produção petrolífera offshore. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), a produção de GNL em Soyo registou um aumento de 20% em novembro de 2025.

Além disso, volumes de gás não associado também foram integrados no abastecimento do terminal, na sequência da entrada progressiva em operação do projeto New Gas Consortium, desenvolvido, nomeadamente, pela Eni, de acordo com comunicações oficiais do grupo.

Assim, em dezembro de 2025, a Agência Ecofin reportou a inauguração de uma unidade de tratamento em Soyo associada a este projeto, marcando o início da exploração do gás proveniente dos campos Quiluma e Maboqueiro, localizados no bloco 2, na costa do país.

Para além disso, Angola descobriu e perfurou o seu primeiro poço de gás dedicado, integrado no Plano Diretor Nacional do Gás, que visa estruturar a exploração e o investimento no setor gasífero nacional.

Abdel-Latif Boureima

A medida que os países africanos procuram reforçar a sua capacidade de produção elétrica, um relatório recente do Global Solar Council analisa as dinâmicas do mercado de energia solar fotovoltaica no continente e os obstáculos que travam o seu desenvolvimento.

Segundo o relatório “Africa Market Outlook for Solar PV 2026–2029”, publicado em fevereiro de 2026 pelo Global Solar Council, a implantação da energia solar fotovoltaica em África acelerou significativamente em 2025, num contexto de crescimento económico sólido e de aumento da procura por eletricidade fiável.

O relatório indica que África instalou cerca de 4,5 GW de novas capacidades solares em 2025, um aumento de 54 % face ao ano anterior. Esta progressão ocorre num contexto em que o crescimento económico do continente atingiu cerca de 3,9 % em 2025, com mais de vinte países a registarem uma taxa superior a 5 %.

Os acréscimos de capacidade continuam, contudo, fortemente concentrados. Os dez principais mercados representaram quase 90 % das novas instalações, liderados pela África do Sul (1,6 GW), seguidos da Nigéria (803 MW), do Egito (500 MW) e da Argélia (400 MW).

Paralelamente, vários mercados de dimensão intermédia registaram volumes significativos, nomeadamente Marrocos (204 MW), Zâmbia (139 MW), Tunísia (120 MW), Botsuana (120 MW), Gana (92 MW) e Chade (86 MW). O relatório especifica que, em 2025, oito países ultrapassaram o limiar de 100 MW instalados, contra quatro no ano anterior.

A médio prazo, o Global Solar Council estima que África poderá instalar mais de 31,5 GW de capacidade solar acumulada até 2029, impulsionada tanto por projetos ligados à rede como por soluções descentralizadas.

O relatório destaca, contudo, que esta dinâmica continua a ser travada por várias limitações, sobretudo na África Subsaariana, região que mobiliza apenas cerca de 8 mil milhões de dólares por ano para o setor energético, em comparação com os 20 mil milhões de dólares considerados necessários para atingir o Objetivo de Desenvolvimento Sustentável 7. Os elevados custos de capital, a volatilidade cambial, a fragilidade financeira das companhias públicas de eletricidade, bem como a congestão das redes de transporte e distribuição, entre outros, são apontados como fatores que limitam o desenvolvimento e a integração do solar em larga escala.

Para ultrapassar estes obstáculos, o Global Solar Council recomenda, entre outras medidas: reduzir o custo do capital através de quadros regulamentares estáveis, simplificar os procedimentos de autorização, melhorar a transparência do planeamento das redes, desenvolver estratégias nacionais de armazenamento, e reforçar as competências locais e as cadeias de valor industriais para apoiar uma expansão solar mais ampla e sustentável no continente.

Recorde-se que o Banco Mundial estima que cerca de 600 milhões de africanos não têm acesso à eletricidade. O solar, cujo potencial do continente é abundante, deverá desempenhar um papel central no acesso universal à eletricidade.

Abdoullah Diop

Em setembro de 2025, a Chevron, operadora do campo petrolífero de Aseng, anunciou o compromisso de investir fundos para desenvolver o projeto de gás destinado à exploração dos recursos gasíferos associados a este campo produtor.

A Guiné Equatorial e a companhia petrolífera norte-americana Chevron assinaram um acordo relativo ao projeto Aseng Gas, que prevê um aumento da participação da empresa petrolífera estatal GEPetrol. Segundo informações publicadas na sexta-feira, 30 de janeiro, pelo órgão oficial Guinea Ecuatorial Press, a participação da GEPetrol passará de 5 % para 32,55 %.

Esta operação permite à empresa pública reforçar a sua posição na exploração do gás associado ao campo de Aseng, que já se encontra em produção. De acordo com o texto assinado em Malabo entre representantes do Governo da Guiné Equatorial e da Chevron, a multinacional assegurará o financiamento do aumento da participação da GEPetrol no projeto. Não foi anunciada qualquer alteração ao papel da Chevron enquanto operadora do campo.

Segundo o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o gás abrangido pelo projeto Aseng Gas deverá ser valorizado através das infraestruturas gasíferas existentes no país.

O acordo assinado insere-se nas iniciativas em curso destinadas a desenvolver os recursos gasíferos nacionais, cujas reservas provadas são estimadas em 39 mil milhões de metros cúbicos pelo Fórum dos Países Exportadores de Gás (GECF). De acordo com Antonio Oburu Ondo, ministro das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial, o projeto Aseng Gas «abrirá caminho a outros projetos de gás no país e garantirá o abastecimento de gás para as próximas décadas».

Um desenvolvimento gasífero apoiado por compromissos financeiros

Em setembro de 2025, a Agence Ecofin indicou que o Governo da Guiné Equatorial e a Chevron anunciaram um acordo avaliado em cerca de 690 milhões de dólares para o desenvolvimento do gás associado ao campo petrolífero de Aseng, situado no bloco offshore I do país. Este acordo visa financiar os trabalhos necessários ao tratamento do gás extraído do campo e ao abastecimento das infraestruturas existentes de liquefação de gás natural em Punta Europa.

Num comunicado divulgado aquando da assinatura, as autoridades equato-guineenses já tinham indicado que a Chevron asseguraria este financiamento na qualidade de operadora do projeto, sem qualquer alteração do seu estatuto de operadora principal.

Paralelamente, em janeiro de 2026, o Ministério das Minas e dos Hidrocarbonetos da Guiné Equatorial declarou estar à procura de financiamentos externos para apoiar a produção petrolífera e gasífera do país. O Governo indicou ter iniciado negociações com várias casas de comércio internacionais com vista à mobilização de cerca de 300 milhões de dólares, através de acordos de pré-financiamento garantidos por futuras entregas de petróleo bruto e de gás natural liquefeito (GNL).

Segundo pormenores avançados por vários meios de comunicação internacionais, estes fundos destinam-se a manter e a estimular as capacidades de produção de petróleo e de gás, que têm registado um declínio ao longo da última década.

Abdel-Latif Boureima

A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá dar início à produção petrolífera, após o adiamento devido a dificuldades técnicas.

A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa beninense. Considerado uma etapa fundamental do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético no Benim.

Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19 %, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70 %, indica igualmente que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável à produção. Não foi identificado qualquer aquífero arenoso, o que limita o risco de subida de água juntamente com o petróleo, um problema comum em alguns poços.

Para garantir e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de fluxo (AICV), que regulam o escoamento e limitam a entrada de água. Está igualmente em curso a instalação de uma bomba submersível elétrica (ESP), destinada a elevar o petróleo até à superfície quando a pressão natural do reservatório não é suficiente.

Uma perfuração bem-sucedida, mas uma entrada em produção adiada

Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da finalização da ligação do poço às infraestruturas principais, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.

Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer calendário quanto ao início da produção. Neste caso, as operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.

A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, direcionado para o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.

O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.

O perímetro marítimo de Sèmè é estratégico para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de redesenvolvimento do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.

A Akrake detém 76 % de participação no bloco, o Governo beninense 15 % e a empresa local Octogone Trading 9 %.

Olivier de Souza

Lançada em 2017, a central eólica Aysha-II dispõe de uma capacidade de produção anual de 467 GWh. Segundo o governo etíope, permitirá fornecer uma infraestrutura energética fiável e escalável.

O primeiro-ministro da Etiópia, Abiy Ahmed (foto), inaugurou no sábado, 31 de janeiro de 2026, o projeto eólico Aysha-II, que classificou como um «investimento importante no programa de energias renováveis» do país.

Localizado na região Somali, o projeto Aysha-II visa fornecer a infraestrutura energética necessária ao desenvolvimento de uma economia orientada para a tecnologia. O projeto integra tecnologias modernas, como SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) e SVG (Static Var Generator), garantindo um fornecimento de eletricidade estável e escalável, essencial para o crescimento industrial.

Além disso, a sua proximidade com países vizinhos posiciona a Etiópia como um polo regional de comércio de energia, promovendo ligações mais estreitas em toda a região do Corno de África. «Este projeto emblemático constitui um pilar da nossa estratégia de segurança energética», declarou o primeiro-ministro.

A iniciativa insere-se no âmbito da transição energética e da diversificação do mix elétrico do país, contribuindo para colmatar o défice de eletricidade que afeta mais de metade da população.

O governo etíope implementou medidas significativas para alargar o acesso à eletricidade, através de investimentos na produção de energia e do lançamento de programas nacionais ambiciosos. A título de exemplo, a entrada em funcionamento da Grande Barragem da Renascença Etíope (GERD), com uma capacidade estimada superior a 5 000 MW, aumentou a capacidade de produção nacional.

O projeto Aysha-II foi lançado em 2017 através de uma parceria entre a empresa chinesa Dongfang e a empresa pública Ethiopian Electric Power Utility. A infraestrutura dispõe de uma capacidade instalada de 120 MW.

Lydie Mobio

Num contexto de forte dependência do gás importado e de crescimento sustentado da procura de eletricidade, a Tunísia continua a alargar o seu portefólio de projetos solares, apoiando-se em investimentos privados para acelerar a sua transição energética.

A Voltalia, empresa internacional de energias renováveis, anunciou na quinta-feira, 29 de janeiro, que foi selecionada pelo Estado tunisino para desenvolver um novo projeto solar de 132 MW, denominado Wadi, na região de Gabès, no sudeste da Tunísia. Este projeto junta-se aos de Sagdoud (maio de 2024) e Menzel Habib (dezembro de 2024). Com Wadi, a capacidade total dos projetos solares da Voltalia a iniciar construção no país atinge cerca de 400 MW.

Localizado nas proximidades do sítio de Menzel Habib, o projeto Wadi deverá beneficiar de sinergias operacionais, nomeadamente através da partilha de custos relacionados com a construção, transporte e manutenção. A construção está prevista para 2027, com entrada em funcionamento esperada em 2028. Segundo a Voltalia, a central produzirá uma quantidade de eletricidade equivalente ao consumo de cerca de 200 000 habitantes e permitirá evitar 120 000 toneladas de CO₂ por ano. Não foram divulgadas informações sobre o custo do projeto nem sobre o modo de financiamento.

«Estamos muito satisfeitos por termos sido selecionados para este novo projeto na Tunísia. Esta etapa reforça não só a nossa presença numa região com elevado potencial solar, mas permite-nos também acompanhar mais de perto as ambições energéticas do país», declarou Robert Klein, diretor-geral da Voltalia.

Este projeto insere-se numa estratégia nacional que visa reduzir a dependência energética da Tunísia. Segundo um artigo do Banco Mundial publicado em janeiro de 2024, o país ainda depende largamente do gás natural importado para produzir eletricidade, com 48% das suas necessidades energéticas importadas em 2022, enquanto a procura elétrica de ponta aumentou cerca de 5% ao ano entre 2010 e 2022. O Banco Mundial estima ainda o potencial solar e eólico tunisino em 320 GW, para uma procura nacional de ponta de cerca de 5 GW.

Esta dinâmica e a vontade de acelerar a diversificação do mix energético são apoiadas por reformas estruturais. Em 11 de novembro de 2025, o Banco Mundial aprovou um financiamento de 430 milhões USD para o programa TEREG, destinado a modernizar o setor elétrico tunisino, reforçar a performance da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG) e atrair investimentos privados. Este programa visa, nomeadamente, mobilizar 2,8 mil milhões USD de investimentos privados para adicionar 2,8 GW de capacidade solar e eólica até 2028.

Abdoullah Diop

No Congo, a taxa de acesso à eletricidade passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações oficiais divulgadas em janeiro de 2026. A estratégia elétrica nacional apresentada pelas autoridades prevê uma diversificação do mix energético, apoiando-se nomeadamente nas energias renováveis.

O governo da República do Congo iniciou estudos técnicos relativos ao projeto hidroelétrico de Kitéké, no rio Loufoulakari, no departamento do Pool, a cerca de 35 km a sudeste de Brazzaville. Trata-se de uma central com uma capacidade instalada prevista de cerca de 510 megawatts (MW), segundo informações reportadas em 29 de janeiro pela ADIAC-Congo.

Os estudos técnicos incidem sobretudo sobre a viabilidade do projeto, a definição das infraestruturas, a escolha dos equipamentos, bem como sobre os estudos de impacto ambiental e social. Visam também detalhar as modalidades de ligação da futura central à rede elétrica nacional.

Esta etapa foi concluída a 28 de janeiro durante um workshop oficial em Brazzaville, com a presença, entre outros, de Émile Ouosso, ministro da Energia e Hidráulica, e de representantes das empresas envolvidas no projeto.

Entre elas, o consórcio Lincoln e China Energy participa na fase de estudos técnicos. Ambas as empresas indicaram a intenção de assegurar, futuramente, a concepção, aquisição de equipamentos, construção, assim como alguns aspetos do financiamento.

Até ao momento, nenhum valor oficial foi divulgado relativamente ao investimento total previsto no projeto. De acordo com o calendário divulgado, o início efetivo da construção está previsto para julho-agosto de 2027, condicionado à conclusão dos estudos.

Durante o Congo Energy & Investment Forum, realizado em Brazzaville em março de 2025, as autoridades congolesas anunciaram a intenção de duplicar a capacidade nacional de produção elétrica para 1.500 MW até 2030, com ênfase no desenvolvimento das energias renováveis.

Foi apresentada uma folha de rota incluindo vários projetos destinados a aumentar a produção elétrica e a melhorar a taxa de acesso à eletricidade, que passou de 49 % em 2024 para 59 % em 2025, segundo declarações de Émile Ouosso divulgadas em janeiro de 2026.

Além disso, no âmbito da reforma do setor elétrico, a República do Congo solicitou a expertise da Société nationale d’électricité do Senegal (Senelec). Segundo a Agência Ecofin, em fevereiro de 2025 foi assinado um acordo que confere ao operador senegalês missões ligadas à distribuição, gestão e manutenção da rede elétrica congolesa por um período de dez anos.

Abdel-Latif Boureima