Em outubro de 2025, a Eni e seus parceiros tomaram a decisão final de investimento (FID) para o Coral Norte, no offshore de gás de Moçambique. Esta FID validou um projeto de 7,2 bilhões de dólares e deu início à fase de execução industrial do desenvolvimento do gás.

A gigante italiana Eni e seus parceiros alcançaram um marco decisivo no desenvolvimento do gás em Moçambique. Após a decisão final de investimento tomada em 2 de outubro de 2025, validando o projeto de 7,2 bilhões de dólares, o consórcio iniciou a fase de construção da unidade flutuante Coral Norte, no bloco do Rovuma, ao largo de Cabo Delgado.

Em 16 de janeiro de 2026, o casco da instalação foi lançado ao mar no estaleiro da Samsung Heavy Industries em Geoje, Coreia do Sul. Esta operação marca a primeira flutuabilidade da estrutura principal, etapa prévia à integração dos equipamentos de produção e liquefação de gás natural. Trata-se de uma unidade flutuante destinada à produção e liquefação de gás natural.

O Coral Norte representa a segunda fase do desenvolvimento do campo Coral, após a entrada em operação do Coral South em 2022. Todo o reservatório contém mais de 500 bilhões de m³ de gás in situ. Com capacidade de liquefação de 3,55 milhões de toneladas por ano (MTPA), o Coral Norte se somará aos 3,4 MTPA do Coral South, elevando a capacidade total do campo para cerca de 7 MTPA. A entrada em operação está prevista para 2028.

O projeto é conduzido por um consórcio composto por Eni (50%, operador), CNPC (20%), KOGAS (10%), ENH (10%) e XRG (10%), subsidiária da ADNOC.

Abdel-Latif Boureima

O campo petrolífero Etame, localizado ao largo da costa do Gabão no bloco Etame Marin, é o único ativo explorado pela Vaalco no país. A empresa está envolvida num projeto de recuperação de petróleo deste campo, do qual já foram extraídos pouco mais de 88% das reservas.

Ao largo do Gabão, o campo petrolífero Etame registou novos resultados técnicos no âmbito da continuação da sua exploração. O operador americano Vaalco Energy anunciou, na quinta-feira, 15 de janeiro de 2026, resultados da terceira fase do seu programa de perfuração offshore, iniciado em dezembro de 2025.

Para recordar, a companhia petrolífera tinha iniciado estes trabalhos para avaliar a presença de volumes adicionais de petróleo bruto, num contexto em que, segundo a GlobalData, o campo já produziu cerca de 88,4% das suas reservas recuperáveis totais.

Para tal, foram realizados dois primeiros “poços piloto”. O primeiro (ET-15P) confirmou a presença de reservatórios petrolíferos em conformidade com as projeções feitas antes da perfuração. As medições efetuadas mostram que estas zonas estão conectadas a poços já em produção, indicando a existência de um reservatório contínuo. Segundo as primeiras estimativas da empresa, esta parte do campo poderá conter entre 2,4 e 3,2 milhões de barris de petróleo in situ.

A perfuração permitiu ainda identificar níveis petrolíferos a profundidades maiores, confirmando a continuidade do sistema petrolífero nesta área do campo. Além disso, um segundo poço (ET-15P-ST1) interceptou vários intervalos contendo petróleo, embora análises complementares ainda estejam em curso para avaliar o seu potencial comercial.

Após estes resultados, a Vaalco iniciou a perfuração destinada à produção, com entrada em operação prevista para o primeiro trimestre de 2026. “Estamos encorajados pelo arranque bem-sucedido do nosso programa de perfuração da fase III offshore no Gabão”, declarou George Maxwell, diretor-geral da Vaalco.

2026, um ano crucial para a Vaalco

Em 2024, o operador formalizou um plano de investimento de cerca de 300 milhões de dólares destinado às suas atividades petrolíferas no bloco offshore Etame, incluindo a perfuração de novos poços e trabalhos nas instalações existentes. Estes compromissos financeiros estavam associados a objetivos de produção. A Vaalco indicou assim que pretende atingir, até 2026, uma produção alvo de 30.000 barris de petróleo por dia no bloco Etame Marin, que opera com uma participação de 58,8%.

O ano de 2026 marca, portanto, o ponto de referência escolhido pelo operador para avaliar os efeitos industriais desta estratégia anunciada dois anos antes. A retomada da produção permitirá recuperar de um ano de 2025 durante o qual os volumes extraídos diminuíram devido ao encerramento de poços para manutenção.

Embora o Egito seja atualmente o país que gera mais receitas para a Vaalco, o Gabão é onde a empresa obtém a sua melhor margem líquida, devido a pagamentos de royalties mais baixos ao governo. Nos primeiros nove meses de 2025, o Estado gabonês recebeu 20,6 milhões de dólares em royalties e impostos sobre um volume de negócios total de 152 milhões de dólares, resultando numa margem líquida de 132 milhões de dólares. No Egito, 67,7 milhões de dólares pagos ao governo reduziram o lucro líquido para 102,8 milhões de dólares sobre vendas de 171,1 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

Confrontada com uma procura elétrica crescente e uma forte dependência da energia hidroelétrica, a Etiópia estuda há vários anos o recurso à tecnologia nuclear para diversificar as suas fontes de abastecimento energético, num contexto de rápido crescimento demográfico e ambições industriais reforçadas.

A Etiópia prevê a entrada em operação da sua primeira central nuclear num prazo inferior a dez anos, segundo informações divulgadas na quarta-feira, 14 de janeiro, pela imprensa local, que citam a Ethiopian Nuclear Energy Commission (Enec), criada em outubro de 2025 com o mandato de liderar o desenvolvimento da energia nuclear civil no país, incluindo os aspetos regulatórios, institucionais e de segurança.

De acordo com informações reportadas pela NucNet, as autoridades reconhecem que um programa nuclear demora, em média, entre 10 e 15 anos a ser concretizado. Citam, contudo, o exemplo da China, onde esses prazos foram reduzidos, indicando que a Etiópia pretende um cronograma mais apertado, sem especificar, para já, os mecanismos, tecnologias ou tipo de reator previstos.

Este projeto insere-se num contexto de limitações estruturais do sistema elétrico nacional. Em dezembro de 2025, Sandokan Debebe, responsável da Enec, relembrou, durante o lançamento oficial do programa nuclear, a forte dependência do país da hidroeletricidade, que representa cerca de 96% da produção elétrica total, segundo dados do Tesouro Público francês, tornando o sistema particularmente vulnerável a variações climáticas.

Neste quadro, as autoridades apresentam o recurso à energia nuclear como um meio de reforçar a segurança energética, apoiar a transformação económica e aumentar a resiliência do sistema elétrico a longo prazo, nomeadamente estabilizando a produção de base independentemente das condições hidrológicas.

Uma estratégia energética de longo prazo iniciada em 2012

Desde 2012, a Etiópia lançou um plano de expansão energética destinado a aumentar a sua capacidade elétrica para 37 GW até 2037, contra cerca de 9.761 MW em 2025, após a inauguração da Grande Barragem da Renascença (GERD), com uma capacidade de 5.150 MW, a maior do país. Na altura, a implementação deste programa estava avaliada em cerca de 156 mil milhões de dólares em investimentos ao longo de 25 anos, mobilizando financiamentos públicos, parceiros bilaterais e doadores multilaterais.

Neste contexto, Adis-Abeba ambiciona integrar capacidades nucleares totalizando até 1.200 MW até 2037, complementando um mix elétrico dominado pela hidroeletricidade. O objetivo declarado é diversificar as fontes de energia disponíveis para atender às necessidades nacionais de eletricidade, apoiando também projetos de exportação regional de eletricidade para os países vizinhos.

Este projeto baseia-se em acordos de cooperação para utilização pacífica da energia nuclear assinados em 2017 entre a Etiópia e a Rosatom. Estes acordos constituem um quadro de cooperação técnica e institucional e, nesta fase, não envolvem a construção de uma central, mas sim a preparação do programa. Em setembro de 2025, foi igualmente aprovado um projeto de central nuclear que inclui estudos de viabilidade, formação de pessoal e desenvolvimento de infraestruturas, ainda numa fase exploratória do programa.

Além disso, a Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA) assegurou que continuará a acompanhar a Etiópia ao longo do seu programa nuclear, através de apoio técnico, reforço de capacidades e assistência institucional em cada etapa, de acordo com o processo de “marcos” que orienta a entrada de novos países no nuclear civil.

Abdel-Latif Boureima

Num contexto em que a eficiência energética e a cozinha limpa ainda têm dificuldade em atrair financiamentos em grande escala em África, o Africa Go Green Fund consegue mobilizar capitais e consolidar o seu modelo de financiamento.

Na quinta-feira, 9 de janeiro, a instituição alemã de financiamento para o desenvolvimento e filial do grupo KfW, a DEG, anunciou a concessão de um empréstimo de 30 milhões de euros ao Africa Go Green Fund, um fundo especializado no financiamento de soluções climáticas em África.

Gerido pela Cygnum Capital, o fundo foca-se em setores onde a procura está a crescer, mas onde o acesso a financiamento adequado continua limitado. Intervém, nomeadamente, na eficiência energética, cozinha limpa, mobilidade elétrica, edifícios verdes e soluções energéticas distribuídas.

Estes setores necessitam de instrumentos financeiros alinhados com os ciclos de vida dos ativos e os perfis de tesouraria das empresas, frequentemente pouco compatíveis com os critérios dos credores tradicionais.

“O nosso investimento no Africa Go Green Fund sublinha o compromisso da DEG em promover soluções climáticas e energeticamente eficientes em toda a África. Ao associarmo-nos à AGG, queremos contribuir para colmatar o défice de financiamento das empresas inovadoras que têm um impacto mensurável no clima, ao mesmo tempo que fomentam um crescimento económico sustentável”, declarou Gudrun Busch, diretora principal da DEG.

Desde o seu lançamento em dezembro de 2020, o Africa Go Green Fund já disponibilizou este tipo de financiamento para diversos projetos. Em maio de 2025, cofinanciou um empréstimo sénior sindicado de 18,2 milhões de USD no Gana, para apoiar a construção de uma fábrica de engarrafamento de gás liquefeito de petróleo e ampliar o acesso à cozinha limpa. No mesmo ano, o fundo investiu 8 milhões de USD no Ruanda para financiar a distribuição de 200.000 equipamentos de cozinha melhorados a biomassa.

Em novembro de 2024, a British International Investment tinha anunciado um compromisso de 16 milhões de USD em favor do fundo, cujo portefólio de projetos atingia 157,9 milhões de USD em junho de 2024. O financiamento concedido pela DEG integra esta continuidade, reforçando uma plataforma de financiamento direcionada a setores ainda subfinanciados da transição energética e da resiliência climática em África.

Abdoullah Diop

A Líbia detém as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto de África, avaliadas em cerca de 48 mil milhões de barris, segundo dados da Energy Information Administration (EIA) dos Estados Unidos. Esta situação contrasta com a insuficiência das capacidades nacionais de refinação.

Na Líbia, a companhia pública de petróleo (NOC) anunciou um plano para aumentar a capacidade de refinação de petróleo bruto do país para 660.000 b/d. A informação, divulgada na terça-feira, 13 de janeiro, pelo The Libyan Observer, foi tornada pública pelo presidente da NOC, Masoud Suleiman.

Segundo a empresa pública, a Líbia opera atualmente cinco refinarias, cuja capacidade nominal cumulativa é estimada em 380.000 b/d. No entanto, a produção efetiva de produtos petrolíferos mantém-se em torno de 180.000 b/d. Esta situação é atribuída a limitações técnicas e à paralisação prolongada de algumas refinarias, nomeadamente a de Ras Lanouf, fora de serviço desde 2013.

Para atingir o objetivo anunciado, a companhia prevê modernizar as refinarias existentes, consideradas em parte obsoletas. Está também prevista a construção de novas refinarias, incluindo uma grande instalação e um projeto separado no sul do país.

O projeto de aumento das capacidades nacionais de refinação insere-se na meta de reduzir as importações de produtos petrolíferos. Segundo um relatório do The Sentry, as importações de combustíveis na Líbia atingiram mais de 41 milhões de litros por dia no final de 2024, contra cerca de 20,4 milhões de litros por dia em 2021.

Paralelamente, o custo do combustível importado, amplamente subsidiado pelo Estado, passou de uma média de 3 mil milhões de dólares no período 2016-2019 para cerca de 9 mil milhões de dólares em 2024, segundo dados do Libyan Audit Bureau.

O reforço da refinação no centro da recuperação petrolífera líbia

Como noticiou a Agence Ecofin em outubro de 2025, a Líbia anunciou o objetivo de aumentar a sua produção de petróleo para 1,6 milhões de b/d até ao final de 2026. Esta ambição acompanha a retomada das atividades de exploração e produção de crude, com volumes atualmente entre 1,3 e 1,4 milhões de barris por dia, após vários anos de instabilidade.

Num artigo publicado em julho de 2025, o meio de comunicação sublinha que a recuperação da atividade petrolífera continua exposta a divisões políticas, à fragmentação dos centros de decisão e à insegurança jurídica.

Abdel-Latif Boureima

Nos últimos anos, a TotalEnergies realizou várias operações de cedência de ativos petrolíferos onshore na Nigéria. A transação anunciada em 2024 com a Chappal Energies tinha sido abandonada após uma decisão desfavorável do regulador.

O grupo francês TotalEnergies oficializou, na quarta-feira, 14 de janeiro de 2026, a assinatura de um acordo de compra e venda (SPA) relativo à cedência das participações que detém em ativos petrolíferos na Nigéria, através da sua filial local.

A operação, concluída com a empresa nigeriana Vaaris Resources JV Co Ltd, diz respeito à participação não operada de 10 % detida pela companhia na Renaissance Joint-Venture (anteriormente SPDC), que reúne 18 licenças onshore e em águas pouco profundas localizadas no delta do Níger.

Entre estas licenças, 15 estão principalmente orientadas para a produção de petróleo. Segundo a empresa, estes ativos contribuíram com cerca de 16 000 barris equivalentes de petróleo por dia para a produção do grupo em 2025.

A transação, sujeita às autorizações regulamentares e administrativas necessárias junto das autoridades nigerianas, inclui igualmente a venda da participação de 10 % detida pela TotalEnergies nas licenças de gás OML 23, OML 28 e OML 77.

Uma nova transação após o fracasso do acordo com a Chappal

Esta cedência surge depois de, em maio de 2022, a TotalEnergies ter oficializado a sua intenção de vender 10 % dos seus ativos petrolíferos onshore e em águas pouco profundas na Nigéria, detidos no âmbito da joint venture SPDC.

Em julho de 2024, o grupo anunciou a venda dessas mesmas participações à empresa nigeriana Chappal Energies, por um montante estimado em 860 milhões de dólares. Mais de um ano depois, em setembro de 2025, a Agence Ecofin noticiou que a Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC) anulou a sua aprovação inicial da transação. O regulador invocou o incumprimento das condições financeiras e regulamentares por parte do comprador, o que levou ao abandono da operação.

Por outro lado, uma outra cedência foi concluída em agosto de 2024, quando a TotalEnergies EP Nigeria vendeu ativos petrolíferos e de gás à empresa local Aradel Holdings. A companhia adquiriu, assim, 100 % das participações do grupo nos campos marginais Olo e Olo West, por um montante de 19,5 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

No setor energético africano, as mulheres continuam sub-representadas em cargos técnicos e de decisão. Apesar de alguns progressos pontuais, persistem desigualdades no acesso ao emprego, à formação e à liderança.

A plataforma Women in Energy Network-Africa (WEN-Africa) realiza desde terça-feira, 13 de janeiro de 2026, em Lomé, um encontro dedicado à procura de soluções para as desigualdades de género no setor energético. O evento reúne parceiros institucionais e estratégicos em torno do tema: “Responder às desigualdades de género na energia: parcerias para a sustentabilidade”.

Prevista para terminar na quarta-feira, 14 de janeiro, a conferência inclui vários painéis conduzidos por representantes das instituições parceiras e principais atores do setor energético dos países africanos. Estes debates visam apresentar a missão, os objetivos e as realizações da WEN-Africa, uma iniciativa promovida pelo Banco Mundial, bem como partilhar as experiências dos diferentes parceiros.

Os participantes analisam também os benefícios da adesão à plataforma, as boas práticas existentes e o impacto dos esforços colaborativos na redução das desigualdades de género no setor energético da África Subsaariana.

Entre as personalidades presentes destacam-se Kwawu Gaba, diretor setorial de energia do Banco Mundial, e Robert Koffi Messan Eklo, ministro delegado responsável pela Energia e Recursos Minerais do Togo.

Para o responsável do Banco Mundial, “esta iniciativa constitui uma plataforma que permite amplificar a voz das mulheres na política energética, no planeamento e nas operações, reforçar as capacidades técnicas e de liderança dos profissionais do setor e promover parcerias que acelerem o desenvolvimento energético inclusivo e sustentável”. A plataforma visa, de facto, promover o empoderamento de mulheres e jovens, de modo a que possam utilizar a energia para desenvolver as suas atividades económicas, fortalecer a educação, melhorar os resultados em saúde e estimular a inovação nas suas comunidades.

Por sua vez, o ministro togolês responsável pela energia saudou a realização do encontro em Lomé como um passo importante para uma maior igualdade no setor. “Ao reunirmo-nos aqui em Lomé, damos um passo coletivo para garantir que a transição energética em África seja não apenas limpa e resiliente, mas também inclusiva, e que dê às mulheres o lugar que lhes é devido”, declarou.

Lançada em fevereiro de 2024, a plataforma WEN-Africa é promovida pelo Banco Mundial com o objetivo de aumentar a participação e o emprego das mulheres no setor energético africano, em colaboração com várias instituições internacionais.

Esaïe Edoh

No Senegal, a expansão prevista da energia solar passa agora a ser acompanhada por uma reflexão estruturada sobre a gestão do fim de vida dos equipamentos, de forma a alinhar a transição energética com a economia circular.

Na terça-feira, 14 de janeiro, a Agência Nacional para as Energias Renováveis (ANER), a organização ENDA ÉNERGIE e a Escola Politécnica de Thiès (EPT) anunciaram a assinatura de um acordo de parceria destinado a conceber e implementar um projeto-piloto dedicado à reciclagem e à valorização dos equipamentos fotovoltaicos.

O acordo prevê a criação progressiva de um ecossistema nacional que integre investigação, inovação, controlo de qualidade e reciclagem das tecnologias solares. Inclui, nomeadamente, o desenvolvimento de um laboratório de caracterização e ensaio de equipamentos fotovoltaicos (painéis, reguladores, inversores e baterias), com o objetivo de verificar a sua conformidade com as normas internacionais e melhorar a qualidade do parque solar nacional.

Paralelamente, uma unidade-piloto de reciclagem deverá permitir testar soluções industriais adaptadas ao contexto senegalês e estruturar uma fileira local de valorização dos resíduos solares.

Segundo os parceiros, esta iniciativa responde ao aumento esperado dos resíduos fotovoltaicos, estimados em mais de 22 000 toneladas até 2040. O projeto insere-se igualmente numa abordagem mais ampla que integra o reforço das capacidades humanas, a transferência de competências e o apoio à elaboração de quadros regulamentares e normativos, com especial destaque para a formação.

Esta parceria surge num momento em que o Senegal aposta fortemente nas energias renováveis para acelerar o acesso à eletricidade e apoiar os seus compromissos climáticos. O país ambiciona alcançar o acesso universal à eletricidade até 2029, face aos atuais 84 %. Para tal, as autoridades pretendem, nomeadamente, elevar a quota das energias renováveis para 40 % do mix elétrico e aumentar significativamente a capacidade de produção instalada até 2030.

Um projeto já ilustra esta dinâmica: o de NEA Kolda, no sul do país, que combina uma central solar de 60 MW com um sistema de armazenamento por baterias de 72 MWh, cujas obras tiveram início em maio de 2025.

Abdoullah Diop

Em Madagáscar, país marcado por uma baixa taxa de eletrificação, sobretudo nas zonas rurais, as mini-redes afirmam-se como uma solução para acelerar o acesso à eletricidade, tanto para os agregados familiares como para as pequenas e médias empresas.

A plataforma de financiamento misto dedicada às mini-redes, CrossBoundary Access, e o promotor ANKA anunciaram, na quinta-feira, 15 de janeiro, a conclusão da aquisição de uma sociedade de ativos detentora de quatro mini-redes solares operacionais em Madagáscar. As instalações, desenvolvidas, construídas e exploradas pela ANKA, totalizam 1,7 MW de capacidade fotovoltaica e 5,6 MWh de armazenamento em baterias, abastecendo vários milhares de famílias e empresas na região de Atsimo-Andrefana.

Estruturada como uma operação de financiamento de projeto, a transação faz da CrossBoundary Access o acionista maioritário da sociedade de ativos, mantendo a ANKA como acionista minoritária e operadora de longo prazo. Trata-se da primeira fase da parceria de 20 milhões de dólares anunciada pelas duas entidades em junho de 2025. A prazo, esta parceria tem como objetivo financiar, construir e explorar mini-redes destinadas a fornecer eletricidade a mais de 62 000 pessoas em Madagáscar, em consonância com as prioridades nacionais do país e com a iniciativa Mission 300 do Banco Mundial.

“Esta aquisição demonstra a nossa confiança no mercado de mini-redes em Madagáscar e no historial comprovado da ANKA. Mostra que os melhores promotores de mini-redes, beneficiando de políticas governamentais favoráveis e do apoio dos financiadores, podem ter um impacto significativo, ao mesmo tempo que geram retornos comerciais”, afirmou Gabriel Davies, diretor-geral da CrossBoundary Access.

De acordo com dados do Banco Mundial, a taxa nacional de acesso à eletricidade em Madagáscar situava-se em cerca de 40 % em 2023, face a apenas 15 % nas zonas rurais. Neste contexto, as mini-redes solares surgem como um instrumento indispensável para acelerar a eletrificação fora da rede, num enquadramento regulamentar que os intervenientes consideram favorável ao setor privado.

Para além deste contexto, a transação anunciada permitiu a saída de investidores da primeira hora, nomeadamente a Kalinka Invest, a Realize Impact e a Ground Squirrel Ventures, com um retorno considerado satisfatório pelos mesmos. Segundo as partes, o negócio ilustra a capacidade de carteiras de mini-redes que atingiram a maturidade operacional para atrair capitais de infraestruturas de longo prazo.

Abdoullah Diop

Perante o elevado custo da energia e a sua disponibilidade por vezes limitada na África Subsaariana, a valorização de resíduos afirma-se progressivamente como uma solução capaz de reduzir a poluição, ao mesmo tempo que fornece uma energia mais limpa e acessível.

O Private Infrastructure Development Group (PIDG) anunciou, na quarta-feira, 14 de janeiro, um investimento em capital próprio de 3,3 milhões de dólares para apoiar a expansão de uma unidade de valorização energética de resíduos operada pela Sanivation, em Naivasha, no Quénia.

A operação é realizada através da InfraCo, a plataforma de desenvolvimento de projetos do PIDG, e é complementada por uma subvenção de 500 000 dólares mobilizada no âmbito da assistência técnica. Os fundos irão financiar a expansão da Naivasha Treatment Plant, desenvolvida em parceria com o condado de Nakuru, com o objetivo de aumentar a capacidade de tratamento de resíduos e de produção de briquetes combustíveis. A entrada em funcionamento da unidade ampliada está prevista para 2027.

A Sanivation trata lamas fecais, que são combinadas com resíduos provenientes de serrações e de cadeias agrícolas locais. O processo permite produzir briquetes de combustível sólido, utilizados como substituto da lenha em caldeiras industriais. Segundo a empresa, estes briquetes permitem reduzir os custos energéticos dos clientes industriais entre 10 % e 30 %.

A expansão da unidade de Naivasha deverá permitir o tratamento de um volume de resíduos equivalente ao produzido por 100 000 a 130 000 agregados familiares, ao mesmo tempo que limita a poluição dos solos e do lago Naivasha.

«A Sanivation representa um investimento promissor para o PIDG no domínio da valorização de resíduos. Ao demonstrar a importância de adotar uma abordagem circular para o tratamento de resíduos no Quénia e em toda a região, esperamos que a expansão da estação de tratamento de Naivasha venha a atrair, no futuro, financiamentos do setor privado para este setor emergente», afirmou Omar Jabri, responsável pelo desenvolvimento de negócios em África da InfraCo no seio do PIDG.

À escala continental, a valorização energética de resíduos está a progredir através de vários modelos, nomeadamente a produção de biogás a partir de resíduos agroindustriais e a geração de eletricidade a partir de resíduos municipais.

Na África do Sul, unidades de digestão anaeróbia já transformam efluentes orgânicos em biogás e energia industrial, enquanto, na África Ocidental, um projeto de central de valorização de resíduos visa a injeção de eletricidade na rede. O projeto apoiado pelo PIDG no Quénia insere-se nesta dinâmica continental, posicionando-se simultaneamente num segmento ainda pouco desenvolvido.

Abdoullah Diop