Num contexto de transição energética, o Egito aposta nas suas capacidades renováveis para reforçar as trocas regionais, enquanto a União Europeia (UE) apoia o desenvolvimento de interligações com o Norte de África, visando a segurança e a descarbonização do seu sistema elétrico.

A Comissão Europeia anunciou na terça-feira, 28 de janeiro, que vai conceder um financiamento de 9,6 milhões de euros para novos estudos relacionados com o projeto de interligação elétrica GREGY entre o Egito e a Grécia. Este montante, mobilizado no âmbito do Connecting Europe Facility (CEF), destina-se a aprofundar os trabalhos preparatórios, nomeadamente os estudos técnicos e o mapeamento dos fundos marinhos, confirmando o progresso gradual do projeto.

O GREGY é desenvolvido pelo Copelouzos Group, através da sua subsidiária Elica Interconnector, em parceria com o operador grego da rede de transporte IPTO e a Egyptian Electricity Transmission Company. O projeto visa ligar as redes elétricas dos dois países através de um cabo submarino.

Segundo informações divulgadas pelos promotores do projeto, o cabo de interligação previsto teria uma capacidade de transporte de 3 000 MW, com uma extensão aproximada de 950 km. A eletricidade transportada proviria de capacidades de produção renovável desenvolvidas no Egito.

O projeto insere-se numa dinâmica mais ampla de desenvolvimento de interligações elétricas entre o Norte de África e a Europa, apoiada pela União Europeia no âmbito da sua estratégia de segurança e descarbonização do sistema elétrico. Outros projetos estão em curso na região, incluindo a interligação ELMED entre a Tunísia e a Itália, também parcialmente financiada por instrumentos europeus.

Abdoullahi Diop

Confrontado com restrições de acesso e de produção, a Nigéria mobiliza vários mecanismos para reforçar a sua oferta elétrica.

A Nigéria adjudicou o seu primeiro projeto de central solar fotovoltaica flutuante. O contrato foi atribuído pela Rural Electrification Agency (REA), a agência pública responsável pelos projetos de eletrificação fora da rede e institucionais.

Segundo informação anunciada a 23 de janeiro pela filial nigeriana do grupo China Civil Engineering Construction Corporation (CCECC), que obteve o contrato, o projeto terá uma capacidade instalada de 7 MW e será implementado na superfície de água que rodeia o campus da Universidade de Lagos (UNILAG), situada no sudoeste da Nigéria.

«Este projeto emblemático fornecerá eletricidade confiável, segura, estável e limpa a uma das principais instituições universitárias da Nigéria. Uma vez concluído, será a primeira central solar flutuante do país», declarou a CCECC na sua conta X.

A empresa, no entanto, não forneceu informações detalhadas sobre o custo total do projeto, modalidades de financiamento ou calendário preciso de entrada em operação.

Um contexto energético marcado por restrições recorrentes

Enquanto a Nigéria lança o seu primeiro projeto solar flutuante, o setor elétrico nacional continua dominado por combustíveis fósseis e enfrenta limitações de acesso e confiabilidade. Segundo dados do Nigeria System Operator e da Nigerian Electricity Regulatory Commission (NERC), a Agência Ecofin relatou em agosto de 2025 que o país dispõe de cerca de 14 000 MW de capacidade instalada, mas apenas 4 000 a 6 000 MW são efetivamente produzidos.

Paralelamente, o acesso à eletricidade continua limitado. Dados do Banco Mundial indicam que 61,2 % da população nigeriana tinha acesso à eletricidade em 2023. Uma parte dos utilizadores recorre a fontes privadas ou geradores de reserva para cobrir as suas necessidades energéticas.

Neste contexto, a energia solar fotovoltaica tem registado crescimento, embora a sua contribuição para o mix elétrico permaneça limitada. Segundo o relatório da Africa Solar Industry Association, a Nigéria adicionou 63,5 MW de capacidade solar em 2024, elevando a capacidade cumulativa para cerca de 385,7 MW.

Além disso, dados do National Bureau of Statistics (NBS), publicados em outubro de 2025, indicam um aumento de 17,29 % nas importações de painéis solares no primeiro semestre de 2025, em relação ao mesmo período de 2024.

Energia solar flutuante além das fronteiras da Nigéria

Para além da Nigéria, a energia solar fotovoltaica flutuante tem sido alvo de iniciativas semelhantes em vários países africanos com restrições energéticas. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou o lançamento nas Seicheles de um projeto de central solar flutuante para reduzir a dependência do país de combustíveis fósseis.

Um projeto semelhante foi discutido na Zâmbia em fevereiro de 2023, onde as autoridades estudaram o recurso à energia solar flutuante para compensar a queda na produção hidroelétrica devido a condições hidrológicas desfavoráveis.

No Marrocos, a barragem de Oued Rmel, no norte do país, acolhe a primeira central solar flutuante nacional. Com uma capacidade prevista de 13 MW, o projeto assenta em cerca de 400 plataformas que suportarão aproximadamente 22 000 painéis solares e entrou em fase de testes no final de agosto de 2025. No Gana, uma central solar flutuante de 5 MW foi inaugurada em abril de 2025 no rio Black Volta, segundo informações disponíveis.

Segundo o Solarize Africa Market Report 2023, publicado a 6 de junho pelo Bundesverband Solarwirtschaft, a África concentra o melhor potencial mundial para produção de eletricidade solar flutuante. O relatório lembra que a energia solar flutuante consiste em instalar painéis fotovoltaicos sobre superfícies de água, geralmente artificiais.

Abdel-Latif Boureima

Confrontado com restrições de acesso e de produção, a Nigéria mobiliza vários mecanismos para reforçar a sua oferta elétrica.

A Nigéria adjudicou o seu primeiro projeto de central solar fotovoltaica flutuante. O contrato foi atribuído pela Rural Electrification Agency (REA), a agência pública responsável pelos projetos de eletrificação fora da rede e institucionais.

Segundo informação anunciada a 23 de janeiro pela filial nigeriana do grupo China Civil Engineering Construction Corporation (CCECC), que obteve o contrato, o projeto terá uma capacidade instalada de 7 MW e será implementado na superfície de água que rodeia o campus da Universidade de Lagos (UNILAG), situada no sudoeste da Nigéria.

«Este projeto emblemático fornecerá eletricidade confiável, segura, estável e limpa a uma das principais instituições universitárias da Nigéria. Uma vez concluído, será a primeira central solar flutuante do país», declarou a CCECC na sua conta X.

A empresa, no entanto, não forneceu informações detalhadas sobre o custo total do projeto, modalidades de financiamento ou calendário preciso de entrada em operação.

Um contexto energético marcado por restrições recorrentes

Enquanto a Nigéria lança o seu primeiro projeto solar flutuante, o setor elétrico nacional continua dominado por combustíveis fósseis e enfrenta limitações de acesso e confiabilidade. Segundo dados do Nigeria System Operator e da Nigerian Electricity Regulatory Commission (NERC), a Agência Ecofin relatou em agosto de 2025 que o país dispõe de cerca de 14 000 MW de capacidade instalada, mas apenas 4 000 a 6 000 MW são efetivamente produzidos.

Paralelamente, o acesso à eletricidade continua limitado. Dados do Banco Mundial indicam que 61,2 % da população nigeriana tinha acesso à eletricidade em 2023. Uma parte dos utilizadores recorre a fontes privadas ou geradores de reserva para cobrir as suas necessidades energéticas.

Neste contexto, a energia solar fotovoltaica tem registado crescimento, embora a sua contribuição para o mix elétrico permaneça limitada. Segundo o relatório da Africa Solar Industry Association, a Nigéria adicionou 63,5 MW de capacidade solar em 2024, elevando a capacidade cumulativa para cerca de 385,7 MW.

Além disso, dados do National Bureau of Statistics (NBS), publicados em outubro de 2025, indicam um aumento de 17,29 % nas importações de painéis solares no primeiro semestre de 2025, em relação ao mesmo período de 2024.

Energia solar flutuante além das fronteiras da Nigéria

Para além da Nigéria, a energia solar fotovoltaica flutuante tem sido alvo de iniciativas semelhantes em vários países africanos com restrições energéticas. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou o lançamento nas Seicheles de um projeto de central solar flutuante para reduzir a dependência do país de combustíveis fósseis.

Um projeto semelhante foi discutido na Zâmbia em fevereiro de 2023, onde as autoridades estudaram o recurso à energia solar flutuante para compensar a queda na produção hidroelétrica devido a condições hidrológicas desfavoráveis.

No Marrocos, a barragem de Oued Rmel, no norte do país, acolhe a primeira central solar flutuante nacional. Com uma capacidade prevista de 13 MW, o projeto assenta em cerca de 400 plataformas que suportarão aproximadamente 22 000 painéis solares e entrou em fase de testes no final de agosto de 2025. No Gana, uma central solar flutuante de 5 MW foi inaugurada em abril de 2025 no rio Black Volta, segundo informações disponíveis.

Segundo o Solarize Africa Market Report 2023, publicado a 6 de junho pelo Bundesverband Solarwirtschaft, a África concentra o melhor potencial mundial para produção de eletricidade solar flutuante. O relatório lembra que a energia solar flutuante consiste em instalar painéis fotovoltaicos sobre superfícies de água, geralmente artificiais.

Abdel-Latif Boureima

No Benim, onde quase metade da população ainda vive em zonas rurais muitas vezes fora da cobertura da rede nacional, a expansão do acesso à eletricidade passa cada vez mais por soluções solares fora da rede.

A Clean Energy and Energy Inclusion for Africa (CEI Africa) e a plataforma de financiamento participativo Energise Africa anunciaram, na quarta-feira, 8 de janeiro de 2026, a mobilização de 2,9 milhões de dólares para financiar a construção de nove mini-redes solares em zonas rurais no Benim. O projeto é liderado pela Mionwa Generation SA, subsidiária do desenvolvedor OnePower.

O financiamento destinado diretamente a estes projetos inclui um empréstimo júnior garantido de 1,5 milhão de USD, concedido pela CEI Africa através da sua plataforma de crowdlending, assim como um empréstimo sénior garantido de 970 000 USD levantado pela Energise Africa, que indica ainda que um montante adicional de 420 000 USD está em mobilização, elevando o total da dívida para cerca de 2,9 milhões USD.

Estes recursos permitirão a construção de nove centrais solares fotovoltaicas com uma capacidade instalada total de 595 kW, acopladas a 1,7 MWh de armazenamento em baterias. Uma vez operacionais, as mini-redes deverão fornecer eletricidade contínua a cerca de 4 700 agregados familiares e atividades económicas locais situados fora da rede nacional.

Para além destes financiamentos de dívida, a CEI Africa concedeu até 972 000 USD em subvenções baseadas em resultados. Por seu lado, a Universal Energy Facility (UEF), um mecanismo de financiamento baseado em desempenho gerido pela Sustainable Energy for All, atribuiu um envelope total de 1,66 milhão USD para cinco locais.

«Este financiamento marca um passo importante para o portfólio OnePower Mionwa no Benim. Ao combinar os financiamentos baseados em resultados da CEI Africa e da UEF com dívida fornecida pela CEI Africa e Energise Africa, conseguimos implementar mini-redes solares sustentáveis, comercialmente viáveis e de qualidade equivalente aos serviços públicos, em comunidades historicamente excluídas da rede central», declarou Matthew Orosz, diretor-geral do One Power Group.

Segundo o Banco Mundial, a taxa de acesso à eletricidade no Benim era de 57 % em 2023. Esta média nacional, porém, esconde fortes disparidades territoriais. Nas zonas rurais, onde a expansão da rede continua mais cara, a taxa de acesso caía para 43 %. A mesma fonte indica que a população rural representava ainda 47 % da população total do país em 2024.

Neste contexto, uma parte significativa dos agregados familiares continua dependente de soluções energéticas limitadas ou pouco fiáveis, reforçando o interesse pelas mini-redes solares como solução de eletrificação sustentável e financeiramente acessível.

Abdoullah Diop

A proibição da União Europeia de importar combustíveis refinados a partir de petróleo russo está a alterar os circuitos globais de gasóleo. Privada do mercado europeu, a Índia está agora a redirecionar as suas exportações para a África Ocidental.

A Índia deixou, neste mês de janeiro, de exportar gasóleo para a União Europeia e simultaneamente enviou volumes recorde para a África Ocidental. É o que mostram novos dados de monitorização marítima das empresas especializadas na análise dos fluxos globais de petróleo, gás e produtos refinados, Kpler e Vortexa. Esta evolução está relacionada com a entrada em vigor de uma nova regulamentação europeia que proíbe a importação de combustíveis produzidos a partir de petróleo russo.

Até agora, a Índia e a Turquia compravam em grande escala petróleo bruto russo a preços reduzidos, refinavam-no em gasóleo e depois exportavam este produto para a Europa. A nova regra exige agora que uma refinaria não tenha utilizado qualquer petróleo russo nos sessenta dias anteriores à data de embarque de uma carga, para poder exportá-la para a União Europeia, a menos que seja capaz de separar fisicamente os fluxos de petróleo russo dos restantes abastecimentos.

Em 2025, o petróleo russo representava 30% das importações marítimas de petróleo bruto da Índia e 48% das da Turquia, segundo a Kpler. A Índia, que exportava em média 137 000 barris por dia de gasóleo para a UE em 2025, não enviou nenhuma carga para o bloco em janeiro de 2026. A Turquia reduziu, por sua vez, as exportações para a UE para cerca de 45 000 barris por dia em janeiro, contra uma média de 87 000 barris por dia no ano anterior.

Algumas refinarias continuam diretamente afetadas por esta nova restrição, nomeadamente a refinaria Star, propriedade do grupo azeri Socar, que manteve importações de petróleo russo em janeiro. Na Índia, a Reliance era até agora a principal exportadora de combustíveis para o mercado europeu.

Fechar a brecha das sanções contra o petróleo russo

O objetivo da União Europeia é fechar uma brecha no seu dispositivo de sanções contra Moscovo, implementado após a invasão da Ucrânia em 2022. Até agora, produtos refinados a partir de petróleo russo podiam entrar no mercado europeu desde que tivessem sido processados fora da Rússia. Esta prática permitia indiretamente que o petróleo russo continuasse a abastecer a Europa sob a forma de combustíveis refinados.

A nova regulamentação força agora as refinarias indianas e turcas a escolher entre continuar a importar petróleo russo ou conservar o acesso ao mercado europeu. Segundo a analista Clare Morris, da Energy Aspects, esta evolução provoca um reequilíbrio dos fluxos globais, com mais gasóleo indiano a ser direcionado para África e um aumento dos abastecimentos europeus provenientes dos Estados Unidos e do Médio Oriente.

As exportações indianas de gasóleo para a África Ocidental atingiram um nível recorde em dezembro de 2025, cerca de 155 000 barris por dia, e deverão manter-se elevadas em janeiro de 2026, em torno de 84 000 barris por dia. Esta reorganização dos fluxos ilustra a capacidade das sanções europeias de remodelar as rotas energéticas globais, sem reduzir imediatamente os volumes globais comercializados. A África Ocidental torna-se assim um mercado estratégico para o gasóleo indiano, enquanto a UE redireciona os seus abastecimentos para fornecedores compatíveis com o seu quadro regulamentar.

Olivier de Souza

Enquanto a África do Sul procura acelerar a descarbonização do seu sistema elétrico, o Reino Unido mobiliza instrumentos públicos e capitais privados para apoiar a transição energética do país, visando tanto as infraestruturas como os mercados financeiros.

A instituição britânica de financiamento ao desenvolvimento British International Investment (BII) e a Alexforbes Investments anunciaram, na terça-feira, 27 de janeiro de 2026, um compromisso conjunto de 1 mil milhões de rands (≈63 milhões de USD) em favor do Revego Africa Energy Fund, com o objetivo de apoiar o desenvolvimento do mercado secundário de ativos de energias renováveis na África do Sul.

Segundo o comunicado, este investimento pretende reforçar a liquidez do setor, facilitando a transição da propriedade dos ativos dos desenvolvedores para investidores de longo prazo. Este mecanismo permitirá aos desenvolvedores reciclar os capitais libertados em novos projetos de energias renováveis, contribuindo assim para estruturar um mercado secundário mais acessível e líquido.

A British International Investment especifica que esta operação se insere no apoio do Reino Unido à transição energética sul-africana, nomeadamente através do Just Energy Transition Partnership (JETP).

«À medida que evoluímos a nossa abordagem ao financiamento climático em África, continuamos determinados a apoiar um mercado em rápido crescimento para os ativos renováveis. Neste caso específico, reforçamos o nosso apoio ao Revego para criar um mercado secundário líquido para as energias renováveis na África Subsaariana. Ao libertar liquidez, permitimos que os desenvolvedores em fase inicial reciclem os seus capitais em novos projetos greenfield», declarou Chris Chijiutomi, diretor-geral e responsável pela África na British International Investment.

Esta operação integra-se no apoio mais amplo do Reino Unido à descarbonização do setor energético sul-africano. A 22 de janeiro de 2026, Londres anunciou a prorrogação da sua garantia de dívida ligada ao clima de 1 mil milhões de USD em favor da África do Sul. Segundo a Alta Comissão britânica, citada pela Bloomberg, esta garantia visa apoiar a implementação do Municipal Utility Reform Project e outras infraestruturas de baixo carbono, e faz parte da contribuição de cerca de 1,5 mil milhões de euros do Reino Unido para o JETP.

Abdoullah Diop

Está em curso na Líbia um processo de atribuição de licenças petrolíferas. A operação, que abrange 22 blocos onshore e offshore, deverá ter o seu desfecho até ao final do primeiro trimestre de 2026, segundo as autoridades.

A Líbia prevê um segundo ciclo de concessão de licenças petrolíferas após o interesse manifestado por várias multinacionais pelo ciclo atual. A informação foi divulgada pela imprensa líbia, citando declarações de Khalifa Abdulsadek, ministro líbio do Petróleo e do Gás, proferidas durante o Libya Energy & Economic Summit 2026, realizado em Trípoli de sábado, 24, a segunda-feira, 26 de janeiro.

Falando a 25 de janeiro durante o evento, Abdulsadek indicou que o segundo concurso para licenças petrolíferas é “quase certo em 90%”. Declarou que o nível de interesse pela oferta atual reflete o interesse que as companhias internacionais têm pelo setor petrolífero líbio.

«Procuramos manter esta dinâmica de forma regular. É uma etapa necessária para uma economia que depende 95% do petróleo e do gás. Esta dependência torna indispensável a preservação do setor através de um processo coerente e organizado», afirmou o ministro, segundo declarações publicadas pelo The Libya Observer.

Para já, o segundo ciclo de concessão de licenças petrolíferas permanece ao nível da intenção. Nenhum calendário ou perímetro específico foi divulgado pelas autoridades até ao momento. O país prepara-se ainda para tornar público o resultado do ciclo em curso, esperado para fevereiro de 2026, segundo o Primeiro-Ministro líbio.

Uma dinâmica iniciada em 2025

A menção a um segundo ciclo de concessão de licenças ocorre num contexto em que várias iniciativas foram lançadas nos últimos meses para apoiar o setor petrolífero líbio. A mais recente foi marcada pela assinatura, em 24 de janeiro, de um acordo de cooperação petrolífera de 25 anos com a TotalEnergies e a ConocoPhillips, anunciado durante o cimeira.

Esta dinâmica insere-se num processo iniciado pelas autoridades líbias no ano passado, com o lançamento, por Trípoli, de um ciclo de concursos de blocos petrolíferos onshore e offshore, o primeiro deste tipo em dezoito anos, segundo informações divulgadas pela AFP.

De acordo com os dados disponíveis, a Líbia possui as maiores reservas provadas de petróleo do continente, estimadas em cerca de 48,4 mil milhões de barris, e produz em média cerca de 1,4 milhão de barris/dia. O país fixou como objetivo aumentar a sua produção nacional de petróleo para cerca de 1,6 milhão de barris por dia até ao final de 2026, segundo dados das autoridades.

Neste contexto, o país, através da sua empresa pública de petróleo, tem multiplicado os apelos às multinacionais para relançarem as suas atividades de exploração no país. A Agence Ecofin reportou, por exemplo, que a empresa pública argelina Sonatrach anunciou a retomada da perfuração de exploração de hidrocarbonetos, interrompida há mais de uma década.

Abdel-Latif Boureima

Em dezembro de 2025, a Sound Energy oficializou a introdução, no sistema de recolha instalado na concessão, dos primeiros volumes provenientes do seu projeto de Tendrara, um avanço ocorrido com cerca de seis meses de atraso em relação ao calendário comunicado em 2024.

O projeto gasífero de Tendrara, desenvolvido pela empresa britânica Sound Energy no leste de Marrocos, deu mais um passo rumo à sua entrada em produção comercial, ao iniciar uma fase de produção inicial de natureza técnica e pré-comercial. Numa atualização operacional publicada a 26 de janeiro, a empresa indica que os principais poços do projeto, TE-6 e TE-7, foram integrados com sucesso no sistema de recolha de gás, após a realização de testes conclusivos.

Estas operações inserem-se no processo de preparação do local para a produção, permitindo o encaminhamento do gás para as instalações de tratamento previstas no âmbito da Fase 1 do desenvolvimento, conforme definido pelo operador. Esta fase tem como objetivo uma primeira produção de gás destinada principalmente ao mercado marroquino, de acordo com as metas comunicadas pela Sound Energy.

A empresa esclarece ainda que as infraestruturas necessárias à exploração do gás continuam a avançar, nomeadamente os equipamentos destinados à utilização do gás produzido para a geração de eletricidade no local. Esta produção elétrica interna deverá permitir alimentar as operações do campo, substituindo os geradores a gasóleo utilizados até agora.

Por outro lado, a companhia britânica refere que está a trabalhar na finalização das condições técnicas e financeiras necessárias para alcançar o chamado first gas, ou seja, a primeira produção comercial efetiva do projeto.

Em dezembro, a Agência Ecofin noticiou, em particular, a injeção dos primeiros volumes de gás provenientes do poço TE-6 no sistema de recolha da concessão. A Sound Energy indicou que as primeiras entregas provenientes desta instalação são esperadas entre o final do primeiro trimestre e o segundo trimestre de 2026.

Esta fase é apresentada como um pré-requisito para a execução do acordo celebrado com a empresa local Afriquia Gaz, que prevê a compra contratual de 100 milhões de metros cúbicos normais por ano de GNL, no âmbito de um compromisso de dez anos a partir da data do primeiro gás comercial.

A Sound Energy detém 20 % da concessão de Tendrara, em parceria com o Office National des Hydrocarbures et des Mines (25 %) e a empresa Mana Energy Limited, maioritariamente controlada pelo grupo Attijariwafa Bank (55 %).

Abdel-Latif Boureima

As obras de construção da central térmica a gás de Mayumba foram oficialmente lançadas em julho de 2024, com o objetivo de responder aos desafios energéticos na região sudoeste do Gabão.

O Estado gabonês recebeu oficialmente a primeira fase da central térmica a gás de Mayumba, marcando a entrada em funcionamento de uma nova infraestrutura de produção de eletricidade no sul do país. A informação foi divulgada por vários meios de comunicação locais, na margem da cerimónia de inauguração realizada na sexta-feira, 23 de janeiro.

Concretamente, a instalação, situada na província da Nyanga, apresenta uma capacidade instalada de 8,5 megawatts nesta primeira fase operacional. Esta entrada em funcionamento vem responder, a curto prazo, às restrições de produção que há muito afetam o abastecimento elétrico da região.

O projeto é desenvolvido no âmbito de uma parceria público-privada, envolvendo o Estado gabonês, a empresa pública Gabon Power Company, filial do Fundo Gabonês de Investimentos Estratégicos, e o operador petrolífero Perenco Gabon, responsável pelo fornecimento do gás natural destinado a alimentar a central.

O gás é transportado a partir de campos offshore explorados pela Perenco até ao local de Mayumba, enquanto continuam os trabalhos nas infraestruturas de ligação, incluindo a linha elétrica que ligará Mayumba a Tchibanga, permitindo a evacuação da eletricidade produzida para a rede interligada.

Neste enquadramento, o plano de desenvolvimento do projeto prevê expansões sucessivas do site. A capacidade instalada deverá ser aumentada para cerca de 20 MW numa fase intermédia, antes de atingir até 50 MW a longo prazo, de acordo com a trajetória definida no âmbito do projeto.

Um projeto inicialmente previsto para 2025

O projeto da central térmica a gás de Mayumba resulta de um planeamento conduzido pelas autoridades gabonesas para responder aos déficits estruturais de eletricidade no sul do país, valorizando localmente o gás natural produzido na região.

Nesse sentido, em 2024, os parceiros do projeto procederam a uma atualização contratual destinada a acelerar o calendário de implementação. Esta revisão visava explicitamente a entrega dos primeiros megawatts já em 2025, com uma primeira fase em torno de 9 MW, antes de um aumento progressivo até aos 50 MW.

Em detalhe, a Perenco comprometeu-se a assegurar a instalação dos equipamentos de produção e o fornecimento de gás natural, enquanto a Gabon Power Company deveria liderar as obras de ligação elétrica, incluindo a construção de uma linha que ligasse Mayumba a Tchibanga e a eletrificação das localidades ao longo deste eixo.

A receção oficial pelo Estado marca a conclusão da primeira fase do projeto, em conformidade com os compromissos contratuais assumidos pelas partes envolvidas. Esta etapa abre agora caminho às fases subsequentes de desenvolvimento da central, na continuidade do plano definido para reforçar de forma sustentável a oferta elétrica no sul do Gabão.

Abdel-Latif Boureima

Historicamente dominado pela exploração mineira, com destaque para o ouro e os fosfatos, o setor extrativo senegalês viu nos últimos dois anos a entrada em produção de campos de petróleo e gás. Estes projetos iniciam um reforço do peso dos hidrocarbonetos na indústria.

As receitas extrativas do Senegal aumentaram 23% em termos anuais, atingindo 447 mil milhões de FCFA (cerca de 808 milhões de USD) em 2024. Embora a mineração continue dominante nestas receitas, o crescimento deve-se principalmente ao setor petrolífero, cujas receitas mais que duplicaram em apenas um ano.

Segundo um relatório publicado em dezembro de 2025 pela Iniciativa para a Transparência nas Indústrias Extrativas (ITIE), as empresas petrolíferas que operam no Senegal pagaram, em 2024, 77,70 mil milhões de FCFA ao Estado (excluindo pagamentos sociais, ambientais e garantias de reabilitação), contra 30,65 mil milhões de FCFA em 2023. A participação dos hidrocarbonetos nas receitas extrativas do Estado passou, assim, de 8% em 2023 para 17% um ano depois. Este aumento deve-se à entrada em operação do campo petrolífero de Sangomar, em junho de 2024.

Campo petrolífero de Sangomar

Nos primeiros meses de exploração em 2024, o campo offshore de Sangomar produziu 16,90 milhões de barris de petróleo. É operado por uma joint venture entre a australiana Woodside Energy (82% das participações) e a empresa nacional senegalesa Petrosen (18%). O Senegal explora também gás natural, cuja produção, de 2,77 milhões de metros cúbicos normais em 2024, é totalmente utilizada localmente para a produção de eletricidade.

Predomínio do ouro

Para além do aumento de produção do campo de Sangomar, que produziu 36,1 milhões de barris em 2025, a contribuição dos hidrocarbonetos para as receitas extrativas do país deverá crescer ainda mais com o gás natural liquefeito. O Senegal iniciou as exportações no ano passado, com a entrada em produção do projeto gasífero Greater Tortue Ahmeyim. Ainda assim, a mineração deverá continuar, pelo menos a médio prazo, a dominar o setor extrativo.

De acordo com a ITIE, as minas geraram 369,68 mil milhões de FCFA de receitas para o Estado senegalês em 2024, um aumento de 11% face a 2023. O relatório atribui esta evolução, sobretudo, a ajustes alfandegários aplicados nas duas minas de ouro do país, bem como nas Indústrias Químicas do Senegal (ICS), que exploram fosfato. O ouro e o ácido fosfórico (derivado do fosfato) são os dois principais produtos de exportação do setor mineiro, com, respetivamente, 501,95 mil milhões de FCFA e 287,52 mil milhões de FCFA declarados na exportação.

A produção declarada de ouro foi de 354.715 onças, cerca de 11 toneladas, proveniente das minas industriais de Sabodala-Massawa e Mako. A entrada em produção, em 2025, da mina Boto, explorada pela marroquina Managem e capaz de produzir cerca de 5 toneladas nos três primeiros anos, reforçará o impacto do ouro nas receitas extrativas. Salienta-se ainda que o aumento esperado da produção senegalesa de ouro ocorre num contexto de forte valorização dos preços, que subiram mais de 60% em 2025 e poderão atingir 5.000 USD por onça em 2026.

Peso na economia

Será necessário aguardar o relatório ITIE 2025 para avaliar até que ponto os efeitos do aumento da produção e dos preços do ouro se traduzem nas receitas extrativas do Senegal. Observa-se, no entanto, que a contribuição do setor extrativo para a economia nacional pouco mudou em 2024.

O peso nas exportações passou de 31,89% em 2023 para 31,38% um ano depois, enquanto a participação no PIB aumentou para 4,95% (contra 4,72% em 2023). O setor extrativo representa ainda 0,74% dos empregos declarados (contra 0,16% em 2023), enquanto a parcela nas receitas do Estado passou de 9,40% em 2023 para 11,96% em 2024.

Na procura de reforçar a presença das minas na economia, o governo senegalês, liderado pelo Presidente Diomaye Faye e pelo Primeiro-Ministro Ousmane Sonko, lançou uma auditoria aos contratos petrolíferos e ao setor mineiro. Quanto a este último, os resultados anunciados em setembro de 2025 revelaram o incumprimento das obrigações fiscais por vários operadores e a proliferação de minas ilegais. Medidas corretivas estão previstas.

Emiliano Tossou