Num país fortemente dependente da hidroeletricidade, as mini‑redes solares afirmam‑se como um instrumento para reforçar a oferta elétrica nas zonas mal servidas, em complemento aos projetos solares ligados à rede em desenvolvimento.

Na terça-feira, 20 de janeiro, a Ignite Energy Access, empresa especializada no desenvolvimento de soluções solares em África, anunciou a entrada em operação de 15 mini‑redes solares no distrito de Chadiza, na Zâmbia. A informação foi comunicada pelo diretor-geral da empresa, que especificou tratar-se da segunda vaga de projetos entregues no âmbito do programa Increased Access to Electricity and Renewable Energy Production (IAEREP).

Estas novas instalações fazem parte de um portfólio de 60 mini‑redes solares em desenvolvimento pela Ignite no leste do país. Segundo a empresa, os locais agora em operação deverão fornecer eletricidade limpa e fiável a agregados familiares, escolas, centros de saúde e pequenas empresas.

O programa IAEREP é cofinanciado pela União Europeia, através do National Authorising Office. As autoridades zambianas, incluindo a Rural Electrification Authority e o Ministério da Energia, participam igualmente na implementação do programa em colaboração com as autoridades locais.

Este anúncio surge num contexto de crescente expansão da Ignite no continente. Em outubro de 2025, o grupo concluiu a aquisição da Engie Energy Access, a divisão off‑grid do grupo francês Engie. Com esta operação, a Ignite Energy Access tornou-se a maior empresa de eletrificação fora da rede em África, com cerca de 15 milhões de utilizadores distribuídos por 12 países.

Na Zâmbia, as soluções descentralizadas ocupam um lugar crescente na estratégia nacional de acesso à eletricidade devido à sua relevância. De facto, o Banco Mundial estima que as mini‑redes e sistemas solares domésticos poderão fornecer eletricidade a 8,5 milhões de pessoas até 2030, cerca de metade da população ainda privada de acesso à eletricidade.

Abdoullah Diop

Em dezembro de 2025, a SG Industrial FZE já havia concluído um contrato de fornecimento de gás com a Shell Nigeria Gas. A empresa procura agora reforçar ainda mais o seu abastecimento energético.

Na Nigéria, o produtor de aço SG Industrial FZE assinou na terça-feira, 20 de janeiro, um acordo de fornecimento de gás natural com a Shoreline Natural Gas (SNG), distribuidora nigeriana de gás natural, para alimentar as suas instalações industriais. O acordo prevê o fornecimento do gás necessário às suas operações de produção.

Segundo o jornal nigeriano Independent, que cobriu a cerimónia de assinatura, o contrato diz respeito à entrega de gás natural pela SNG ao complexo industrial da SG Industrial FZE. Nenhum dado numérico foi divulgado sobre o volume contratual, a duração do acordo ou o custo da transação.

“Este contrato representa um passo importante para assegurar uma fonte de energia fiável que sustentará as nossas ambições de crescimento e garantirá a continuidade das nossas operações industriais”, declarou Moya Shua, vice-diretor-geral da SG Industrial FZE, durante a cerimónia de assinatura.

“Este acordo reflete o nosso compromisso em construir e operar um sistema de distribuição de gás resiliente e transparente, de forma a apoiar as necessidades energéticas dos industriais e contribuir para o desenvolvimento económico”, afirmou, por sua vez, Ralph Gbobo, diretor-geral da SNG, citado pela imprensa local. A SNG especificou que o fornecimento será realizado através das suas infraestruturas existentes de transporte e distribuição.

SG Industrial FZE no mercado de gás industrial da Nigéria

Este contrato não é o primeiro através do qual a SG Industrial FZE organiza o seu abastecimento de gás. Em dezembro de 2025, a Shell Nigeria Gas Limited havia comunicado sobre um acordo de fornecimento de gás natural assinado com a siderúrgica. O contrato destinava-se a alimentar as suas instalações situadas na Ogun Guangdong Free Trade Zone (OGFTZ), no Estado de Ogun, e foi apresentado como uma expansão do portfólio de clientes industriais da Shell Nigeria Gas. Nenhum dado público foi também divulgado sobre os volumes envolvidos ou a duração do contrato.

Segundo dados da Agência Internacional de Energia (IEA) publicados em 2023, o setor industrial representa cerca de 63,8% do consumo final de gás natural na Nigéria, colocando a indústria no topo dos utilizadores de gás do país.

As autoridades nigerianas destacam igualmente este papel central da indústria no uso do gás doméstico. A Nigerian National Petroleum Company (NNPC Ltd) classifica os clientes industriais entre os principais utilizadores finais de gás natural, ao lado do setor elétrico. A Nigeria Gas Company, responsável pelo transporte, esclarece que as suas infraestruturas asseguram a distribuição do gás tanto para centrais elétricas como para utilizadores industriais espalhados pelo território, identificando explicitamente as indústrias transformadoras, nomeadamente a metalúrgica e a siderúrgica, entre os segmentos atendidos pelo mercado doméstico de gás.

Abdel-Latif Boureima

Enquanto as necessidades de novas capacidades elétricas permanecem elevadas em várias regiões de África, a AXIAN Energy consolida a sua posição junto dos financiadores internacionais ao obter apoio para a preparação dos seus projetos.

O desenvolvedor de projetos de energias renováveis AXIAN Energy, cujas atividades estão concentradas em África, anunciou na terça-feira, 20 de janeiro, ter obtido uma subvenção de cerca de 1 milhão de USD da Norad, a agência norueguesa de cooperação para o desenvolvimento, para apoiar a fase de desenvolvimento de vários projetos de energias renováveis no continente.

Este apoio visa acelerar a preparação de projetos na Zâmbia, em Madagascar, em Moçambique e na Serra Leoa, mercados onde as necessidades de novas capacidades de produção elétrica permanecem significativas.

A AXIAN Energy tem-se progressivamente posicionado como um ator ativo no setor solar de grande escala em África. Na Zâmbia, o grupo desenvolve, nomeadamente, uma central solar de 54 MWp, marcando um passo importante na sua implantação na África Austral. No Senegal, lançou em 2025 a construção da central solar NEA Kolda de 60 MW, um dos projetos estruturantes do programa solar nacional. A empresa beneficiou também do apoio do SEFA, o Fundo para a Energia Sustentável em África, para estruturar o seu portfólio de projetos renováveis.

Estes desenvolvimentos ocorrem num contexto em que o setor elétrico capta a maior parte dos investimentos energéticos mundiais, enquanto África continua a enfrentar um défice de acesso à eletricidade e de capacidades de produção.

Neste enquadramento, a capacidade de desenvolvedores africanos de mobilizar apoios institucionais já na fase de desenvolvimento surge como uma alavanca chave para fazer emergir novos projetos e desbloquear um potencial renovável considerável, nomeadamente no setor solar.

Abdoullah Diop

A refinaria de Augusta simboliza o compromisso da Sonatrach com combustíveis sustentáveis e reflete a orientação do grupo para a transição energética nas suas atividades europeias.

O grupo argelino Sonatrach iniciou a produção comercial de um combustível com componente biológica na sua refinaria de Augusta, na Sicília (Itália). A informação foi divulgada no domingo, 18 de janeiro, pela imprensa argelina, citando a Sonatrach Raffineria Italiana, filial do grupo.

«Foi alcançada uma etapa importante pela Sonatrach Raffineria Italiana com o arranque da produção de gasolina contendo etanol (E5), cujo primeiro camião-cisterna foi expedido no dia 14 de janeiro a partir do seu terminal de Augusta», pode ler-se num comunicado da empresa publicado na sua página do LinkedIn.

A Sonatrach Raffineria Italiana indica que a introdução da mistura com etanol «insere-se na estratégia de aumento» da percentagem de componentes biológicos nos combustíveis automóveis produzidos no local. Na continuidade desta orientação, a filial italiana da Sonatrach sublinha que esta evolução industrial «contribui para o processo de transição energética» da empresa.

A refinaria de Augusta, um ativo-chave da Sonatrach na Europa

A refinaria de Augusta foi adquirida pela Sonatrach em 2018 à Esso Italiana, filial do grupo norte-americano ExxonMobil. Na altura, a empresa pública argelina indicou que a instalação dispunha de uma capacidade de processamento de cerca de 10 milhões de toneladas de crude por ano, o que a tornava um dos seus principais ativos industriais fora da Argélia.

Na época, a aquisição suscitou controvérsia na Argélia, nomeadamente devido ao preço da transação (720 milhões de dólares) e ao estado dos equipamentos, como relataram vários meios de comunicação argelinos. As críticas incidiram sobretudo sobre os custos de requalificação do local e sobre a rentabilidade esperada deste investimento no estrangeiro. Em setembro de 2022, três dirigentes da Sonatrach foram detidos na sequência de uma investigação das autoridades.

Nos anos seguintes à aquisição, a Sonatrach indicou ter realizado operações de manutenção e modernização nesta refinaria. No seu relatório anual de 2023, o grupo declarou que continua a investir para melhorar a fiabilidade operacional dos seus ativos internacionais, sem fornecer detalhes específicos sobre o site de Augusta.

Este desenvolvimento ocorre num contexto regulatório europeu que já enquadra a evolução da composição dos combustíveis rodoviários. A União Europeia (UE) regula a incorporação progressiva de biocombustíveis nos combustíveis destinados aos transportes, no âmbito das suas políticas energéticas e climáticas. Assim, os combustíveis do tipo E5, que contêm até 5% de etanol, já são comercializados em vários países do continente europeu.

Abdel-Latif Boureima

A recente queda dos preços internacionais dos produtos refinados reacendeu as expectativas de combustíveis mais baratos no Gana. Nesse contexto, surgiram vozes a pedir uma revisão das regras que enquadram a aplicação dos preços nas bombas.

No Gana, a Autoridade Nacional do Petróleo (National Petroleum Authority – NPA) indicou, na segunda-feira, 19 de janeiro, que não tenciona suprimir o preço mínimo regulamentar dos combustíveis, apesar das pressões nesse sentido.

« Tendo em conta a evolução atual do mercado, a National Petroleum Authority não tenciona revogar esta política », declarou Abass Tasunti, diretor da regulação económica e do planeamento da NPA, numa entrevista concedida ao meio de comunicação local JoyNews.

Esta posição surge num contexto de debate público que envolve dirigentes de companhias petrolíferas e grupos de consumidores. Estes atores defendem a revogação do mecanismo, considerando que ele impede os postos de combustível de repercutirem plenamente junto dos consumidores a recente descida dos preços internacionais dos produtos refinados.

Em resposta a estas tomadas de posição, a NPA detalhou as razões pelas quais mantém este dispositivo. A entidade pública invoca, em primeiro lugar, a persistência das condições de mercado que haviam justificado a sua introdução. Destaca igualmente os riscos de distorções de preços entre operadores caso o mecanismo fosse suprimido.

O regulador sublinha ainda a necessidade de preservar a estabilidade do segmento a jusante da indústria petrolífera ganesa. Recorda que este segmento está estreitamente ligado ao sistema bancário, nomeadamente através das linhas de crédito utilizadas pelas empresas de distribuição para importar produtos refinados.

Um mecanismo de preço mínimo no Gana

Instituído em abril de 2024, o preço mínimo regulamentar dos combustíveis fixa um preço mínimo de venda a retalho para a gasolina, o gasóleo e o gás doméstico no Gana. Este limite é recalculado a cada duas semanas pelo regulador, em função do custo de importação dos produtos refinados, dos impostos, das taxas portuárias e das taxas regulamentares.

Nas últimas janelas tarifárias, este preço mínimo situava-se em torno de 12 a 13 cedis ganeses por litro para a gasolina (cerca de 1,12 a 1,24 USD), 13 a 14 cedis para o gasóleo (cerca de 1,21 a 1,33 USD) e acima de 14 cedis para o GPL (mais de 1,33 USD), segundo as tabelas publicadas pela NPA. As empresas de comercialização de produtos petrolíferos (OMCs) e os distribuidores de gás liquefeito (LPGMCs) são obrigados a vender acima destes limites, mesmo quando os seus custos de abastecimento diminuem.

Segundo a NPA, este mecanismo, introduzido num contexto de tensões financeiras no setor petrolífero a jusante — marcado por atrasos de pagamento, maior dependência do crédito bancário e diferenças significativas de preços entre operadores — visa enquadrar a concorrência.

A sua manutenção ocorre num momento em que, segundo as autoridades ganesas, o Estado anunciou ter gasto 1,47 mil milhões de dólares em 2025 para liquidar atrasos do setor energético acumulados ao longo de vários anos. Durante a entrevista, Tasunti indicou que a NPA não pretende adotar medidas suscetíveis de desestabilizar o setor e provocar uma crise de abastecimento.

Abdel-Latif Boureima

A Dangote Refinery procura reforçar o seu papel na produção local de combustíveis na Nigéria, passando de uma capacidade de 650 000 barris por dia para 1,4 milhão de barris por dia.

Dois anos após a sua entrada em funcionamento, a Dangote Refinery dá um passo decisivo rumo à expansão da sua capacidade nominal. No sábado, 17 de janeiro, a empresa pública indiana Engineers India Ltd (EIL) assinou um contrato com a companhia nigeriana para supervisionar esta nova fase.

Em concreto, a empresa indiana referiu um contrato avaliado em mais de 350 milhões de dólares, cujo âmbito inclui a gestão integral do projeto, desde a conceção técnica até ao acompanhamento da construção. Trata-se de uma missão conhecida no setor como consultoria em gestão de projetos (PMC). A EIL será igualmente responsável pela coordenação das aquisições de equipamentos e dos trabalhos no local, bem como pela supervisão global da execução, desempenhando um papel equiparável a um mandato de engenharia, aprovisionamento e gestão da construção (EPCM).

« A Dangote prevê aumentar a sua capacidade de refinação de 650 000 barris por dia para 1,4 milhão de barris por dia [com uma segunda linha de produção], produzindo combustíveis em conformidade com a norma Euro VI », recordou a EIL. Paralelamente, o grupo pretende elevar a produção de polipropileno — um plástico amplamente utilizado nas embalagens, na indústria automóvel e nos bens de consumo — de 830 000 para 2,4 milhões de toneladas por ano. Para tal, a empresa aposta na modernização da unidade existente e na instalação de equipamentos adicionais.

Até ao momento, as partes envolvidas não divulgaram detalhes sobre o calendário de execução do projeto nem sobre o impacto quantitativo esperado nas importações nacionais de produtos petrolíferos.

Um processo de expansão já em curso

Apesar do seu estatuto de principal produtor africano de petróleo bruto, com 1,64 milhão de barris por dia (incluindo condensados) produzidos nos primeiros onze meses de 2025, segundo o regulador das atividades petrolíferas a montante (NUPRC), a Nigéria continua dependente das importações de produtos refinados.

Entre janeiro e setembro de 2025, o país gastou cerca de 6,7 mil milhões de dólares, de acordo com dados do Banco Central da Nigéria — um valor, ainda assim, 54 % inferior ao registado no mesmo período de 2023.

Este projeto de expansão da refinaria já conheceu uma primeira etapa industrial. Em novembro de 2025, a Dangote anunciou a seleção da empresa norte-americana Honeywell para fornecer tecnologias e equipamentos destinados a apoiar a duplicação da capacidade de refinação de crude, conforme noticiado pela Agence Ecofin. Na semana passada, David Bird, diretor-geral da Dangote Refinery, manifestou publicamente a intenção da empresa de contribuir para a estabilização dos preços dos combustíveis na Nigéria.

Abdel-Latif Boureima

A medida que a procura mundial de hidrogénio verde avança mais lentamente do que o previsto, o relatório recomenda que os governos africanos e os promotores abandonem projetos de grande escala e se concentrem em unidades mais modestas e faseadas, que não exijam investimentos colossais em infraestruturas e cuja produção possa ser escoada com maior facilidade.

Quase a totalidade dos projetos de produção de hidrogénio verde anunciados em África ainda não ultrapassou a etapa crucial da decisão final de investimento (FID), devido à falta de compradores, ao elevado custo das infraestruturas de apoio — como gasodutos e unidades de dessalinização — e à ausência de cadeias de abastecimento locais de equipamentos, segundo um relatório publicado na quarta-feira, 14 de janeiro, pelo Energy Industries Council (EIC).

Associação profissional especializada no apoio a empresas fornecedoras de bens e serviços às indústrias energéticas globais, o EIC identificou 78 projetos de hidrogénio verde anunciados nos últimos anos no continente, com custos de investimento acumulados de cerca de 194 mil milhões de dólares. O Egito, Marrocos e a África do Sul dominam o panorama, concentrando cerca de 80 % dos investimentos previstos, graças às estratégias de exportação orientadas para a Europa adotadas pelos países do Norte de África e às ambições da África Austral de exportar amoníaco verde por via marítima para mercados asiáticos como o Japão e a Coreia do Sul.

O EIC contabilizou 78 projetos de hidrogénio verde anunciados em África, com um custo total estimado de cerca de 194 mil milhões de dólares.

A estratégia energética europeia denominada «REPowerEU», adotada após a invasão da Ucrânia pela Rússia, prevê a criação de um mercado de hidrogénio limpo até 2030. Estabelece metas de produção de 10 milhões de toneladas de hidrogénio verde por ano e de importações equivalentes de mais 10 milhões de toneladas até ao final da década.

Embora as estratégias nacionais de desenvolvimento da fileira do hidrogénio verde e os acordos apoiados pelos governos tenham alimentado uma vaga de anúncios, existe um enorme fosso entre as ambições declaradas e os resultados concretos no terreno em todo o continente. A esmagadora maioria dos projetos permanece numa fase muito precoce e especulativa de conceção, e nenhum grande projeto atingiu ainda a fase da decisão final de investimento. Apenas dois projetos de pequena escala estão atualmente operacionais em África, ambos na Namíbia, com uma capacidade combinada de apenas 17 megawatts (MW). Em contraste, a capacidade total dos projetos anunciados no continente ascende a 38 gigawatts (GW).

A produção operacional de hidrogénio limita-se atualmente a 17 MW, enquanto estão previstos 38 GW em todo o continente.

As vantagens comparativas de África na produção de hidrogénio verde são evidentes — abundância de recursos solares e eólicos, proximidade dos centros de procura europeus e crescente interesse geopolítico —, mas vários desafios impedem a concretização dos projetos. O principal é a incapacidade das empresas envolvidas em assegurar contratos de compra de longo prazo (offtake agreements), essenciais para compensar os elevados custos de produção associados aos combustíveis descarbonizados.

O primeiro grande obstáculo à concretização dos projetos de hidrogénio verde é a incapacidade de garantir contratos de compra de longo prazo.

Redimensionar os projetos

Estes contratos de longo prazo são fundamentais para a transição dos projetos da fase pré-FID para a fase de construção, pois oferecem previsibilidade de receitas futuras aos produtores. É por essa razão que algumas empresas já anunciaram a suspensão dos seus projetos em África. Um exemplo é o grupo australiano CWP Global, que, em junho de 2025, colocou em pausa o desenvolvimento do seu projeto de produção de hidrogénio e amoníaco verde na Mauritânia — um dos maiores do mundo — devido à falta de compradores. Denominado «Aman», o projeto deveria entrar em produção entre 2029 e 2030, com capacidade para produzir até 1,7 milhões de toneladas de hidrogénio verde ou 10 milhões de toneladas de amoníaco verde por ano. O investimento total estava estimado em 40 mil milhões de dólares.

Por sua vez, o gigante energético alemão RWE anunciou, no final de setembro passado, a sua retirada do projeto namibiano Hyphen, dedicado à produção de derivados de hidrogénio verde — um empreendimento de 10 mil milhões de dólares destinado a transformar o país num grande polo do hidrogénio verde. A decisão foi tomada num contexto em que a procura por derivados do hidrogénio cresce muito mais lentamente do que o previsto na Europa. Segundo o European Hydrogen Index 2025, o hidrogénio renovável representava, em 2023, apenas cerca de 0,3 % da procura total de hidrogénio na União Europeia.

O segundo grande desafio enfrentado pelos projetos africanos de hidrogénio verde é o elevado custo de construção das infraestruturas de apoio, como gasodutos dedicados ao transporte do combustível, centrais solares e eólicas, unidades de dessalinização e infraestruturas portuárias. Estas infraestruturas são, em grande medida, inexistentes em África. Este fator ajuda a explicar por que razão os custos totais de investimento previstos em projetos de hidrogénio verde são mais elevados em África (194 mil milhões de dólares) do que na Europa (166 mil milhões de dólares), apesar de a capacidade de produção projetada no continente europeu ser significativamente superior.

O segundo desafio maior é o custo elevado das infraestruturas de apoio, como gasodutos, unidades de dessalinização e portos.

Por último, mas não menos importante, o relatório destaca as limitações das cadeias de abastecimento de equipamentos como outro obstáculo relevante. Atualmente, não existe em África qualquer fabricante de eletrólisadores, o que torna os primeiros projetos dependentes de equipamentos importados. O Egito constitui uma exceção parcial, ao ter introduzido uma exigência de conteúdo local de 20 % na sua estratégia de desenvolvimento da fileira.

Não existe atualmente qualquer fabricante de eletrólisadores em África, o que torna os primeiros projetos dependentes de equipamentos importados.

Para fazer avançar os projetos de hidrogénio verde em África, o relatório recomenda que governos e empresas deixem de privilegiar projetos de grande dimensão, com capacidades de vários gigawatts, que carecem de compradores garantidos e de infraestruturas essenciais, e passem a concentrar-se em projetos mais pequenos e faseados, que possam ser implementados mais rapidamente. Caso contrário, uma grande parte dos projetos de hidrogénio verde anunciados no continente corre o risco de permanecer tão ilusória como uma miragem no deserto do Saara.

Walid Kéfi

Esta IPO insere-se num vasto plano do governo que visa privatizar várias empresas públicas e mobilizar recursos para financiar a construção de infraestruturas.

Na segunda-feira, 19 de janeiro, o Quénia lançou oficialmente a venda de 65% do capital da empresa pública especializada no transporte e armazenamento de produtos petrolíferos, a Kenya Pipeline Company (KPC). A operação abre caminho para uma introdução em bolsa de grande dimensão, com o objetivo de levantar cerca de 825 milhões de dólares.

As autoridades anunciaram que o período de subscrição teve início com a abertura do mercado e que o preço da ação foi fixado em 9 xelins, o equivalente a 0,07 dólares, com a fase de venda a decorrer até quinta-feira, 19 de fevereiro. Os títulos da empresa deverão ser admitidos à cotação na Bolsa de Nairobi a 9 de março. A KPC opera no Quénia e em vários países da África Oriental, onde constitui um elemento central das infraestruturas energéticas.

Esta introdução em bolsa faz parte de um programa mais amplo de desengajamento parcial do Estado das empresas públicas. O objetivo é mobilizar recursos internos para financiar novas infraestruturas, apoiar a criação de fundos soberanos e reduzir a dependência do país em relação ao endividamento externo.

No início de 2026, o presidente William Ruto insistiu na abertura da operação a investidores locais e estrangeiros e na vontade de promover uma participação popular. O chefe de Estado apresentou então a IPO como uma forma de permitir que os cidadãos beneficiem diretamente do desempenho de uma empresa pública rentável.

O Estado queniano prevê, no entanto, manter uma participação significativa no capital para proteger os interesses nacionais. A cotação deverá igualmente permitir a entrada de investidores regionais, nomeadamente de outros países da África Oriental, com o objetivo declarado de reforçar a cooperação regional em torno de infraestruturas energéticas consideradas estratégicas.

Uma angariação histórica, apesar de um montante revisto em baixa

A alienação de uma parte da KPC ocorre paralelamente à redução, em dezembro de 2025, da participação pública no operador de telecomunicações Safaricom, que permitiu ao Estado mobilizar mais de 2 mil milhões de dólares. Embora o montante agora visado seja inferior às ambições iniciais, a operação continua a ser histórica. Em setembro de 2025, Nairobi indicava pretender angariar até 1,15 mil milhões de dólares no âmbito desta IPO, que então deveria tornar-se a primeira grande introdução em bolsa do país em mais de dez anos. O valor finalmente retido continua a ser suficiente para estabelecer um novo recorde.

A IPO da KPC ultrapassará, de facto, a da Safaricom em 2008, quando o Estado levantou 388 milhões de dólares. Dezassete anos depois, o Quénia apoia-se num mercado financeiro mais maduro e numa base de investidores mais alargada para levar a cabo uma operação de dimensão inédita na África Oriental. O calendário da IPO coincide também com um ambiente internacional mais favorável aos mercados acionistas. Segundo dados da LSEG, a atividade global dos mercados de capitais acionistas atingiu 738,4 mil milhões de dólares em 2025, um aumento de 15% em termos anuais, o nível mais elevado dos últimos quatro anos. Mais de um quinto destes montantes foi levantado por emissores na Europa, Médio Oriente e África.

A IPO da KPC constitui um teste à capacidade do mercado doméstico para absorver grandes angariações de capital e à credibilidade da estratégia de privatização levada a cabo pelo executivo. Ela condicionará em grande medida o futuro recurso aos mercados de capitais como instrumento central de financiamento da economia, em conformidade com a estratégia do governo.

Olivier de Souza

Segundo dados públicos, o Egito enfrenta uma crescente procura energética e constrangimentos significativos nas suas infraestruturas de produção e distribuição.

O Ministério egípcio do Petróleo e dos Recursos Minerais anunciou na sexta-feira, 16 de janeiro de 2026, a descoberta de vários novos depósitos de hidrocarbonetos em diferentes regiões do país, nomeadamente no Deserto Ocidental, Deserto Oriental e delta do Nilo. Estas descobertas resultam de perfurações exploratórias seguidas de testes iniciais de produção.

De acordo com o Ministério, estes novos poços deverão acrescentar cerca de 47 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia e quase 4.300 barris por dia de petróleo bruto e condensados à produção nacional. Alguns poços já estão ligados às instalações existentes, enquanto outros ainda necessitam de trabalhos complementares.

Estas notícias surgem num contexto em que o Egito retomou as importações de gás natural liquefeito (GNL) em 2024, após vários anos de autossuficiência, devido a uma diminuição da produção local. Em 2025, acordos com a Shell e a TotalEnergies permitiram a compra de cerca de 60 cargamentos de GNL, num valor estimado em quase 3 mil milhões de dólares, para assegurar o abastecimento interno.

No início de 2025, a produção nacional de gás situava-se em 4,3 mil milhões de pés cúbicos por dia, face a um consumo estimado de 6,2 mil milhões, segundo o Tesouro francês. As reservas provadas do Egito são avaliadas em 64,5 triliões de pés cúbicos de gás e 3,3 mil milhões de barris de petróleo, enquanto a produção petrolífera em 2024 era de cerca de 550.000 barris por dia.

Na semana anterior, o país já tinha anunciado várias descobertas em terra no Deserto Ocidental, com quatro poços registando caudais cumulativos de 4.500 barris de petróleo por dia e 2,6 milhões de pés cúbicos de gás por dia.

Estas novas descobertas deverão contribuir para reduzir a dependência das importações e reforçar a segurança energética nacional.

Abdel-Latif Boureima

Na Zâmbia, os contratos de compra de eletricidade a longo prazo tornam-se um instrumento central para atrair investidores privados no setor solar, num contexto marcado pela vontade de diversificar a matriz energética.

O grupo canadiano Stardust Solar Energy anunciou na terça-feira, 13 de janeiro de 2026, a assinatura de um contrato de compra de eletricidade de 20 anos na Zâmbia para o desenvolvimento de uma central solar fotovoltaica de 30 MW. O acordo foi firmado com a ZESCO Limited, a companhia pública de eletricidade do país, através da sua filial local, Stardust Solar Zambia.

De acordo com o comunicado, o contrato prevê a venda da eletricidade produzida a uma tarifa fixa de 0,07 USD/kWh durante 20 anos. O projeto deverá gerar receitas brutas contratuais entre 60 e 90 milhões de USD ao longo da vigência do contrato, com base nas atuais estimativas de produção e procura.

A Stardust Solar será responsável pelo financiamento do desenvolvimento e construção do projeto, bem como pelos serviços de engenharia e supervisão técnica. Em contrapartida, o grupo receberá uma taxa equivalente a 50% das receitas energéticas líquidas, após dedução dos custos operacionais autorizados.

Este anúncio surge num contexto de aceleração dos investimentos solares na Zâmbia, impulsionados pela vontade das autoridades de reduzir a forte dependência do país da energia hidrelétrica. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), a hidreletricidade representava cerca de 90% da produção elétrica nacional em 2023, expondo o sistema a elevados riscos em períodos de seca.

Desde 2025, vários projetos solares de grande capacidade foram lançados ou entraram em fase operacional em diferentes províncias, incluindo centrais de 100 MW em Siavonga, Chisamba e Chirundu, bem como projetos de porte intermédio em Choma e Mansa.

Estes projetos são desenvolvidos pela ZESCO Limited, suas filiais ou produtores independentes, e visam reforçar a segurança de fornecimento da rede elétrica nacional.

Abdoullah Diop