Na Etiópia, o acesso à eletricidade continua limitado, apesar de um considerável potencial em energias renováveis. A redução dos custos é agora vista como um instrumento essencial para ampliar a cobertura nacional e atrair novos investimentos.

A empresa pública Ethiopian Electric Power (EEP) anunciou o lançamento oficial de um programa conjunto de estudo e partilha de expertise com o governo da Coreia do Sul, visando modernizar o quadro tarifário da eletricidade na Etiópia. O anúncio foi feito durante uma cerimónia oficial recentemente realizada em Adis Abeba.

Segundo o diretor-geral da EEP, Ashebir Balcha (foto, ao centro), a taxa de acesso nacional à eletricidade é atualmente de 54%. Ele afirmou que, apesar do elevado potencial em energias renováveis, a reforma das estruturas tarifárias e o reforço da viabilidade financeira do setor são necessários para ampliar o acesso e atrair mais investimento privado.

A iniciativa será implementada no âmbito do Knowledge Sharing Program do governo sul-coreano. De acordo com a EEP, a proposta etíope foi selecionada entre mais de 400 candidaturas internacionais. O embaixador da Coreia do Sul na Etiópia, Jung Kang (foto, à esquerda), reafirmou o compromisso do seu país em apoiar a modernização do setor energético etíope.

O estudo pretende alinhar o quadro de negociação tarifária aos padrões internacionais, reforçar as capacidades institucionais e profissionais, melhorar a sustentabilidade financeira do setor elétrico e incentivar uma participação maior do setor privado.

Esta iniciativa surge enquanto a Etiópia continua a transformar o seu setor elétrico, marcada pela expansão das infraestruturas, incluindo a inauguração da Grande Barragem da Renascença (GERD). A modernização do quadro tarifário é apresentada como um instrumento central para consolidar o equilíbrio financeiro do sistema elétrico nacional e converter a capacidade instalada em acesso real à eletricidade.

Abdoullah Diop

A África do Sul avança na criação de uma economia competitiva de hidrogénio verde, explorando os seus recursos renováveis para descarbonizar a indústria e gerar empregos.

Na sexta-feira, 27 de fevereiro, a Universidade de Witwatersrand (Wits), em Joanesburgo, inaugurou uma instalação piloto denominada Wits–South Africa Hydrogen Localisation Initiative (Wits-SAHLI). O lançamento contou com a presença do vice-presidente sul-africano, Paul Mashatile, e representa um investimento de 100 milhões de rands (cerca de 5,3 milhões de dólares), apoiado pela Air Liquide e pelo Localisation Support Fund, mecanismo destinado a fortalecer capacidades industriais locais.

O projeto inclui um eletrólito de 110 kW para produzir hidrogénio a partir de água e eletricidade, e um sistema de armazenamento com capacidade de 200 kg de hidrogénio. Além disso, o hidrogénio pode ser reconvertido em eletricidade até 200 kW, permitindo alimentar infraestruturas e realizar testes operacionais.

Segundo Paul Mashatile, a iniciativa integra a estratégia nacional de desenvolvimento da economia do hidrogénio, fortalecendo capacidades locais e apoiando a transição energética. A instalação servirá também para formar estudantes, técnicos e profissionais nas tecnologias associadas.

Meta de 500 000 toneladas por ano até 2030

O projeto piloto apoia a South African Hydrogen Society Roadmap Version 1, que prevê a produção anual de 500 000 toneladas de hidrogénio verde até 2030, criando até 20 000 empregos diretos e indiretos ao longo da cadeia de valor. O plano inclui produção, armazenamento, fabrico de equipamentos e aplicações industriais, servindo de base para investimentos progressivos e integração no plano energético nacional User-Friendly IRP 2025, que destaca o papel do hidrogénio na descarbonização industrial e no armazenamento de eletricidade.

Abdel-Latif Boureima

Em março de 2025, a retoma das atividades no campo Mabruk, após uma década de paralisação, foi anunciada por vários meios de comunicação locais e internacionais. No entanto, a dinâmica de produção no local não continuou.

Na Líbia, a National Oil Corporation (NOC) anunciou no domingo, 1 de março, a relançamento do campo petrolífero de Mabruk, localizado no centro do país. Em detalhes, a empresa pública indicou uma produção entre 25.000 e 30.000 barris/dia, graças a uma unidade de produção precoce destinada a acelerar a subida da produção no local.

Essa progressão ocorre após a produção já ter sido retomada em março de 2025, com cerca de 5.000 barris por dia, marcando o fim de uma longa interrupção. O campo estava parado desde 2015, com uma produção na época de cerca de 34.000 barris/dia, após um ataque armado que causou grandes danos às infraestruturas.

Na época, a NOC estimou as perdas materiais em 575 milhões de dólares. A empresa iniciou então trabalhos de reabilitação para permitir uma reativação gradual das instalações. A nova fase anunciada visa agora estabilizar os fluxos em um nível consideravelmente superior. Paralelamente, a companhia nacional estabeleceu um objetivo de produção combinada de cerca de 40.000 barris/dia para os campos de al-Mabruk e Al-Jurf.

Terceira reativação de campo petrolífero em poucas semanas

A reativação do campo de Mabruk constitui a terceira reativação de um campo energético anunciada em apenas um mês na Líbia. De fato, no dia 9 de fevereiro, a refinaria de Al-Sarir, operada pela Arabian Gulf Oil Company (AGOCO), atingiu sua capacidade total após trabalhos de manutenção na sua unidade de destilação.

Algumas semanas depois, as autoridades também anunciaram a reativação do campo de Sinawen, após o sucesso das operações técnicas destinadas a restaurar suas capacidades de produção. O campo estava fora de operação há mais de três anos e meio.

A Líbia acelera suas ambições de aumento da produção

A Líbia tem como objetivo uma produção de petróleo de 1,6 milhão de barris por dia até o final de 2026, de acordo com declarações do ministro líbio do Petróleo e Gás, relatadas pela Agência Ecofin. O ministro afirmou que a produção atual é de cerca de 1,375 milhão de barris por dia, e esclareceu que alcançar o objetivo dependerá de novos investimentos e da recuperação das infraestruturas existentes.

Com essa perspectiva, a Líbia assinou no final de janeiro de 2026 um acordo de desenvolvimento com TotalEnergies e ConocoPhillips, com duração de 25 anos, segundo informações relatadas pela Reuters. O acordo refere-se às concessões operadas pela Waha Oil Company, uma subsidiária da National Oil Corporation.

De acordo com o governo líbio, esse compromisso prevê mais de 20 bilhões de dólares em investimentos para aumentar a capacidade de produção da área em questão. As autoridades líbias estimam que a produção das concessões de Waha possa atingir 850.000 barris/dia, contra um nível atual de 340.000 a 400.000 barris/dia.

Abdel-Latif Boureima

Ao dividir o bloco OPL 245, a Nigéria abre novamente o caminho para a exploração de um campo que esteve bloqueado durante anos, na sequência de um escândalo de corrupção. O sucesso desta relançamento dependerá da capacidade do Estado em definir novos quadros contratuais e garantir uma gestão conforme as normas de governança.

A Nigéria decidiu fracionar o bloco petrolífero OPL 245 em quatro novos perímetros atribuídos à Eni e à Shell, pondo fim a quase três décadas de paralisia jurídica em torno de um dos seus campos mais produtivos. Esta reestruturação permite a produção de um ativo que permaneceu inexplorado, apesar de um potencial estimado em cerca de 9 mil milhões de barris recuperáveis. Segundo uma fonte próxima do processo citada pela Reuters, os contratos finais deverão ser assinados ainda esta semana, abrindo caminho para uma exploração há muito adiada.

O impacto financeiro é significativo para Abuja. De acordo com um estudo da Global Witness, o controverso acordo de 2011 resultou numa perda de receitas públicas de 5,86 mil milhões de dólares, com base num preço médio de 70 $/barril. A ONG calcula, com base nas recomendações do FMI, que um país produtor maduro deveria receber entre 65% e 85% das receitas petrolíferas, contra apenas 41% obtidos pela Nigéria no acordo inicial. Esta perda equivale a quase o dobro do orçamento anual combinado para saúde e educação.

A divisão do bloco visa agora garantir juridicamente os ativos, clarificar as responsabilidades contratuais e permitir o lançamento efetivo dos projetos de desenvolvimento. Para o governo nigeriano, trata-se também de aumentar as receitas do Estado, num contexto de necessidades financeiras crescentes.

Um processo marcado por litígios e acusações de corrupção

O bloco OPL 245 tornou-se ao longo do tempo o símbolo do maior escândalo de corrupção da indústria petrolífera nigeriana. Inicialmente atribuído em 1998 à Malabu Oil, empresa ligada a Dan Etete, então ministro do petróleo durante o regime de Sani Abacha, o bloco passou a envolver a Shell, que realizou trabalhos de exploração levando à descoberta de dois campos principais, Zabazaba e Etan, confirmando o caráter estratégico do perímetro. A propriedade do campo esteve, porém, envolta em disputas políticas e judiciais, com múltiplos recursos nos tribunais da Nigéria e internacionais.

Em 2011, um acordo de aquisição do bloco foi celebrado entre o Estado, a Eni e a Shell, no valor total de 1,3 mil milhões de dólares. Procuradores italianos alegaram que grande parte deste montante foi desviada para responsáveis políticos e intermediários. Vários dirigentes das duas empresas foram processados em Itália, incluindo o CEO da Eni, Claudio Descalzi, mas todos foram absolvidos em 2021, após negarem qualquer envolvimento em corrupção.

Apesar destas decisões judiciais, o campo permaneceu congelado devido a procedimentos cruzados na Nigéria, no Reino Unido e em Itália, impedindo qualquer desenvolvimento industrial. Face à dimensão do escândalo, o bloco foi recolocado sob controlo do Estado nigeriano em janeiro de 2017, à espera de uma resolução definitiva. Desde então, Abuja procura uma solução que valorize este ativo estratégico sem reavivar litígios passados. A opção escolhida foi desmembrar juridicamente o OPL 245 em quatro blocos distintos, confiados à Eni e à Shell.

Esta reestruturação não elimina as perdas passadas nem a dimensão do escândalo, mas marca o fim de um ciclo de bloqueio institucional. O êxito da relançamento dependerá da capacidade do Estado em definir novos quadros contratuais e assegurar uma gestão conforme as regras de governança em vigor.

Olivier de Souza

Face à fraqueza persistente do mercado de grafite, a empresa australiana Syrah Resources anunciou medidas para ajustar a oferta da sua mina moçambicana de Balama ao nível da procura disponível. A duração desta estratégia ainda não foi especificada.

Em Moçambique, a Syrah Resources anunciou, na segunda-feira, 2 de março, a assinatura de um acordo de fornecimento com a empresa canadiana NextSource Materials. O acordo abrange a entrega de volumes de grafite provenientes da mina moçambicana de Balama, operada pela companhia australiana e considerada a maior de África, com uma capacidade nominal estimada em 350.000 toneladas por ano.

No detalhe, a NextSource Materials compromete-se a receber entre 34.000 e 68.000 toneladas de grafite ao longo de um período de sete anos, a partir de 1 de junho próximo. Estes volumes devem apoiar o abastecimento de matérias-primas para uma fábrica de produção de materiais para ânodos em grande escala que a empresa planeia desenvolver nos Emirados Árabes Unidos.

A Syrah Resources esclarece que os preços de venda serão fixados trimestralmente, por acordo mútuo entre as partes, com ajustes tendo em conta a qualidade do produto e os custos de expedição.

Este desenvolvimento ilustra o interesse crescente pela produção de Balama, num momento em que a mina funciona a ritmo reduzido devido à persistente fraqueza da procura e dos preços globais. Este contexto levou a Syrah Resources a adotar um modo de operação “em campanha”, ajustando as operações conforme a evolução da procura, muito abaixo da capacidade nominal. Para a NextSource Materials, o acordo parece visar sobretudo cobrir as necessidades da futura fábrica, além dos volumes que poderão ser obtidos da sua mina de grafite Molo, em Madagáscar.

A finalização do acordo continua, contudo, condicionada ao início da produção comercial da fábrica de ânodos, ainda em fase de pré-desenvolvimento. A NextSource Materials prevê tomar em breve a decisão final de investimento (FID) para o lançamento da fase de construção. Além disso, a aprovação pelos futuros clientes da fábrica nos Emirados para a utilização do grafite proveniente de Balama constitui também uma etapa aguardada no processo.

Aurel Sèdjro Houenou

Segundo o Electricity Regulatory Index 2024, a Libéria regista uma das progressões mais notáveis na governança do setor energético em África. Uma evolução que, contudo, esconde as fragilidades do setor energético nacional.

O governo da Libéria deu início a uma nova etapa na reorganização do seu setor elétrico. Segundo informações divulgadas na sexta-feira, 27 de fevereiro, pelo jornal The New Dawn, as autoridades lançaram um workshop de análise dedicado às causas estruturais das disfunções do sistema energético nacional.

A iniciativa é realizada em parceria com a Millennium Challenge Corporation (MCC), agência americana de cooperação para o desenvolvimento. O objetivo dos trabalhos é identificar as principais restrições que dificultam o desempenho do setor, nomeadamente os custos elevados da eletricidade, as fragilidades das infraestruturas e os desafios de governança.

As conclusões deste workshop deverão servir para preparar um eventual segundo programa de cooperação, denominado Compact II, entre Monróvia e a MCC, após o primeiro programa ter sido concluído em 2021.

As discussões reúnem representantes do governo, da companhia nacional de eletricidade e parceiros técnicos e financeiros. Os resultados destes encontros servirão de base para futuras decisões estratégicas.

Esta iniciativa ocorre num setor em transformação, mas sob pressão. Em novembro de 2025, a agência Ecofin reportou que a Libéria aumentou significativamente a participação das energias renováveis, que representam 33% do mix elétrico nacional. Estas contribuíram com 70% do crescimento da capacidade instalada desde 2015.

Contudo, a produção disponível continua limitada. Segundo dados divulgados pelo mesmo meio em setembro de 2025, a capacidade elétrica instalada do país atinge cerca de 126 MW. O país enfrenta défices de abastecimento que compensa com importações de eletricidade através da interconexão regional Costa do Marfim–Libéria–Serra Leoa–Guiné, um projeto regional de troca de eletricidade na África Ocidental.

Além disso, o quadro regulatório do setor melhorou. A Libéria ocupa a 9.ª posição entre 43 países africanos no Electricity Regulatory Index 2024 do Banco Africano de Desenvolvimento (BAD), com uma pontuação de 0,803, contra 0,628 em 2022.

Abdel-Latif Boureima

Na África do Sul, entre ambições renováveis e exigências de transição, o país enfrenta escolhas complexas que influenciam diretamente a estrutura do seu mix elétrico, ainda dominado pelo carvão.

Segundo o relatório «The Energy Tab», publicado em dezembro de 2025 pelo International Institute for Sustainable Development (IISD), os subsídios públicos aos combustíveis fósseis triplicaram desde 2018. Em 2025, estes subsídios atingiram cerca de 110 mil milhões de rands (aproximadamente 6 mil milhões de dólares), contra 37 mil milhões de rands (cerca de 2,8 mil milhões de dólares) em 2018, valores expressos em termos reais, ou seja, corrigidos da inflação.

Estas estimativas incluem transferências orçamentais diretas, benefícios fiscais e garantias públicas, abrangendo todos os mecanismos de apoio aos setores do carvão, petróleo e gás. Dentro deste contexto, o relatório identifica os apoios à Eskom, que produz a maior parte da eletricidade a partir do carvão, como a principal componente dos subsídios. O IISD destaca que os sucessivos resgates da empresa pública de eletricidade explicam grande parte do aumento registado.

Os resgates fazem parte de uma série de intervenções públicas realizadas nos últimos anos. Desde 2019, várias medidas financeiras foram aprovadas para assegurar a continuidade do fornecimento elétrico e estabilizar a situação financeira da Eskom. Além disso, o relatório considera também as isenções previstas na taxa de carbono introduzida em 2019, das quais beneficiam setores intensivos em energia, reduzindo o custo efetivo da taxa para as empresas.

Entre apoio aos fósseis e compromissos climáticos

O IISD indica ainda que os subsídios às energias renováveis representavam menos de 5% do montante destinado aos combustíveis fósseis em 2024. Esta avaliação surge num contexto em que a África do Sul formalizou compromissos climáticos internacionais, submetendo uma contribuição nacionalmente determinada no âmbito do Acordo de Paris, adotado em 2015 sob a égide das Nações Unidas, estabelecendo metas oficiais de redução de emissões de gases com efeito de estufa.

Várias decisões recentes vêm agora detalhar a trajetória energética nacional. O governo sul-africano aprovou o Integrated Resource Plan 2025 (IRP 2025), segundo nota informativa do Departamento de Comércio dos EUA em outubro de 2025, prevendo a adição de cerca de 11 270 MW de solar fotovoltaica e 7 340 MW de eólica até 2030, além de capacidades de armazenamento e produção a partir de gás.

Segundo informações da Agência Ecofin, em abril de 2024, o Plano Diretor de Energias Renováveis visa instalar até 5 GW de novas capacidades renováveis por ano até ao final da década. No plano institucional, o governo concluiu a primeira fase de consultas sobre objetivos setoriais de emissões, conforme comunicado oficial da SAnews em 2024, definindo a contribuição dos diferentes setores, incluindo o energético, para a redução das emissões nacionais.

Abdel-Latif Boureima

Na Nigéria, onde a rede elétrica continua fortemente dependente das centrais térmicas, a disponibilidade de gás natural condiciona diretamente a oferta de eletricidade.

O Nigerian Independent System Operator (NISO) anunciou, a 27 de fevereiro, que a produção média de eletricidade disponível no país se situa atualmente em cerca de 4 300 MW. Segundo o operador, esta queda deve-se sobretudo ao fornecimento insuficiente de gás destinado às centrais térmicas.

Os dados operacionais indicam que as centrais térmicas, que representam a parte dominante do mix elétrico nigeriano, necessitam de aproximadamente 1 629,75 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia para operar à capacidade máxima. Em 23 de fevereiro de 2026, o fornecimento real era de 692 milhões de pés cúbicos por dia, ou seja, menos de 43% das necessidades estimadas. Esta limitação leva à redução da energia distribuída às empresas de distribuição e impõe cortes programados para manter a estabilidade da rede.

Esta situação surge enquanto o governo federal anunciou, no final de janeiro, a primeira emissão obrigacionista de 501 mil milhões de nairas (368,5 milhões de dólares) no âmbito do Presidential Power Sector Debt Reduction Programme. Este mecanismo visa saldar os atrasados devidos aos produtores de eletricidade referentes ao período de 2015 a 2025.

Além disso, o gasoduto AKK (Ajaokuta–Kaduna–Kano), com 614 km de extensão e estimado em 2,8 mil milhões de dólares, deverá entrar em funcionamento em julho de 2026. Este projeto ligará os campos de gás do sul aos principais centros de consumo do centro e norte do país.

Enquanto a regularização da dívida não surte efeito, e apesar de reservas comprovadas estimadas em mais de 209 mil milhões de pés cúbicos, a Nigéria continua a enfrentar limitações no fornecimento doméstico de gás, afetando diretamente a produção elétrica, já muito aquém das necessidades mesmo em condições ótimas.

Abdoullah Diop

Bankable, meio de comunicação online especializado em notícias econômicas da República Democrática do Congo, publicará amanhã, 27 de fevereiro de 2026, uma entrevista exclusiva com Olivier Binyingo, presidente do conselho de administração da Kamoa Copper, joint venture que explora o complexo cuprífero Kamoa-Kakula, o maior do país.

Embora a empresa tenha entre seus acionistas o grupo chinês Zijin Mining (39,6%), o jurista exibe serenidade em relação à parceria estratégica entre a RDC e os Estados Unidos, que visa, entre outros objetivos, favorecer o investimento americano no setor de mineração congolesa.

"Independentemente de onde estejamos, a necessidade de minerais críticos estará presente. E, se quisermos alcançar os objetivos que estabelecemos como comunidade global, essa dinâmica é irreversível. (...) As necessidades de cobre e de minerais críticos superam as divisões geopolíticas", explica ele.

"Estamos caminhando para uma escassez estrutural de cobre. Portanto, a tendência de alta dos preços deve se confirmar e acelerar", afirma otimista aquele que, além de presidente da Kamoa Copper, é também vice-presidente responsável por assuntos públicos na Ivanhoe Mines, operadora do Kamoa-Kakula.

Na entrevista, Olivier Binyingo também aborda as consequências de dois eventos significativos que marcaram o projeto Kamoa-Kakula em 2025: o incidente sísmico e a entrada em operação da nova fundição.

Em maio de 2025, a Kamoa Copper relatou uma atividade sísmica subterrânea na mina de Kakula, o que levou a uma reorganização das operações. A empresa anunciou então a retomada da exploração subterrânea na parte oeste de Kakula em 7 de junho de 2025, ao mesmo tempo em que revisava suas perspectivas de produção para 2025, entre 370.000 e 420.000 toneladas de cobre. No final do ano, a nova fundição da empresa, com capacidade nominal de 500.000 toneladas de concentrado por ano, entrou em operação.

Para relembrar, o complexo mineiro de Kamoa-Kakula é detido em 39,6% pela Ivanhoe Mines, 39,6% pelo grupo chinês Zijin Mining, 20% pelo Estado congolês e 0,8% pela Crystal River Global Limited.

Pierre Mukoko

A introdução em Bolsa da Sonangol tem sido discutida há anos pelas autoridades angolanas, mas o projeto não avançou devido a atrasos relacionados com a reestruturação necessária da empresa e com as reformas econômicas em andamento, entre outros fatores.

Na Angola, a empresa pública de petróleo Sonangol mantém o rumo para sua entrada nos mercados financeiros. Em Luanda, durante uma coletiva de imprensa realizada na quarta-feira, 25 de fevereiro, a direção do grupo confirmou a continuidade dos preparativos para a sua introdução em Bolsa.

Diante dos jornalistas, Baltazar Miguel, membro do conselho de administração, afirmou que os trabalhos técnicos relacionados com a oferta pública inicial continuam. "Há muito trabalho em andamento para a introdução em Bolsa", disse o responsável.

Os líderes da empresa esclareceram que as equipes internas continuam a trabalhar nas exigências prévias para uma possível cotação. Em 2023, a introdução em Bolsa estava prevista para 2027. Simultaneamente, a companhia segue com a reestruturação iniciada nos últimos anos, com foco em suas atividades petrolíferas e ajustes estruturais já anunciados pelas autoridades.

Além disso, a direção confirmou a continuidade das operações de reestruturação financeira. De acordo com o relatório financeiro consolidado de 2024 da Sonangol, as dívidas financeiras do grupo, incluindo empréstimos de curto e longo prazo, somavam cerca de 4,12 bilhões de dólares em 31 de dezembro de 2024, contra cerca de 3,87 bilhões de dólares no ano anterior. O total de passivos consolidados atingia, por sua vez, cerca de 16,6 bilhões de dólares na mesma data.

A nova configuração do programa de privatização

O projeto de introdução em Bolsa da Sonangol faz parte de um plano mais amplo de privatização das empresas estatais (PROPRIV). Esse programa foi lançado pelo governo angolano em 2019 com o objetivo de reduzir sua presença na economia, atrair investimentos privados, gerar empregos e aumentar as receitas fiscais. Ele prevê a venda de participações ou ativos por meio de diversos mecanismos, incluindo ofertas públicas iniciais de ações (IPOs), leilões em bolsa e licitações públicas.

Inicialmente projetado para se estender até 2023, o PROPRIV foi prorrogado até 2026 por um decreto presidencial. Em 24 de fevereiro, a Comissão Interministerial do programa anunciou uma redução no número de ativos visados, de 49 para 10 empresas até o final do ano. A revisão concentra os esforços em setores estratégicos, como telecomunicações, bancos, mineração, aviação e mídia. Essa revisão marca uma nova etapa na implementação do programa.

A revisão da lista de ativos ocorreu enquanto alguns grandes grupos, incluindo a Sonangol, tiveram seus processos de privatização ajustados, sem um calendário definido anunciado.

Desde o lançamento do programa em 2019, o Estado angolano já iniciou a venda de 103 ativos públicos, por vendas diretas ou introduções em Bolsa. Durante o período de 2019 a 2024, essas operações representam cerca de um trilhão de kwanzas contratados (aproximadamente 1,04 bilhão de dólares), dos quais mais de 640 bilhões de kwanzas foram efetivamente recebidos, ou cerca de 664 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima