no Gabão, enquanto o país busca estabilizar seus volumes em um contexto de maturação crescente de vários campos.

Um novo poço de petróleo começou a produção em alto-mar, no Gabão. Na terça-feira, 24 de fevereiro, a empresa americana Vaalco Energy divulgou informações sobre o início da produção do poço de desenvolvimento chamado Etame 15H-ST, localizado no campo offshore de Étame.

No início, este poço, perfurado em uma área já em exploração, produz cerca de 2.000 barris de petróleo por dia, segundo a empresa. A proporção de água extraída junto com o petróleo é estimada em 38%. A Vaalco esclarece que a parte do subsolo atravessada pela perfuração contém cerca de 250 metros de rochas impregnadas de petróleo.

A operação faz parte de um programa maior no campo de Étame, que visa apoiar a produção deste site offshore. Em 2025, a Vaalco Energy registrou uma produção média de cerca de 14.300 barris equivalentes de petróleo por dia em seus ativos no Gabão, de acordo com a atualização operacional divulgada em janeiro de 2026. Em 2024, a produção da concessão Etame Marin estava em torno de 19.000 barris de petróleo por dia, conforme os dados fornecidos pela empresa em seus relatórios anuais.

Paralelamente, um segundo poço está sendo perfurado em outra parte do campo chamada West Etame. De acordo com a empresa, os estudos realizados antes da perfuração indicam uma probabilidade de sucesso estimada em 57%. A Vaalco Energy detém 63,6% de participação operadora na concessão Etame Marin.

Esse desenvolvimento ocorre em um contexto em que o Gabão explora principalmente campos descobertos há várias décadas. A concessão Etame Marin produz petróleo desde o início dos anos 2000.

De acordo com o Boletim Estatístico Anual 2024 da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a produção média de petróleo bruto do Gabão foi de cerca de 216.000 barris por dia em janeiro de 2026. Os dados históricos divulgados pela OPEP indicam que a produção do Gabão ultrapassava 350.000 barris por dia no meio dos anos 1990.

Como reportado pela Agence Ecofin em março de 2025, a Vaalco visa uma produção de petróleo de 30.000 b/d até o final deste ano. De acordo com as hipóteses econômicas da Global Data, cerca de 90% das reservas totais do campo de petróleo Etame já foram recuperadas. A produção deve continuar até que o campo atinja seu limite de rentabilidade em 2029.

Abdel-Latif Boureima

Este dossier ilustra como um ativo energético importante se tornou uma ferramenta estratégica na interseção entre finanças, sanções e diplomacia internacional.

O Office of Foreign Assets Control (OFAC), o órgão americano responsável pela aplicação de sanções, prorrogou o prazo para finalizar a venda do portfólio internacional da Lukoil, estimado em cerca de 22 bilhões de dólares, de 28 de fevereiro para 1º de abril.

Essa decisão ocorre enquanto as discussões entre os Estados Unidos, a Rússia e a Ucrânia ainda não resultaram em um avanço diplomático, apesar de vários ciclos de encontros realizados recentemente em Genebra, Abu Dhabi e Miami.

Desde a imposição de sanções americanas em outubro contra os principais produtores de petróleo russos, a venda dos ativos estrangeiros da Lukoil tem sido rigorosamente supervisionada pelas autoridades americanas. Segundo várias fontes, Washington intencionalmente desacelerou o processo para manter uma alavanca nas negociações sobre a Ucrânia.

As condições impostas pelo Tesouro são rigorosas: a Lukoil não pode receber nenhum pagamento imediato, e todos os fundos provenientes da venda devem ser depositados em uma conta congelada sob jurisdição americana, para evitar que esses recursos possam ser usados para financiar o esforço militar russo.

O portfólio em questão inclui campos de petróleo, refinarias e redes de postos de combustíveis na Europa, África, Oriente Médio e América Latina. O processo atraiu o interesse de vários atores, tanto da indústria do petróleo quanto de capital privado. Ao final, o fundo americano Carlyle Group foi selecionado para adquirir esses ativos, à frente de gigantes como ExxonMobil e Chevron, apoiados por investidores privados e soberanos do Golfo.

A venda forçada dos ativos internacionais da Lukoil adquiriu uma dimensão política. Ela agora faz parte de um contexto mais amplo de discussões sobre uma possível resolução do conflito na Ucrânia, onde as sanções ao setor energético russo estão entre os temas abordados.

O dossier é acompanhado de perto pela Casa Branca, pelo Departamento de Estado e pelo Tesouro dos Estados Unidos, com uma maior implicação dos mais altos responsáveis. Para a administração americana, o objetivo é manter uma pressão financeira sobre Moscou, enquanto conserva uma ferramenta de negociação adaptável à evolução das discussões diplomáticas.

A venda dos ativos internacionais da Lukoil poderia, em teoria, ser concluída independentemente de um acordo de paz. No entanto, os adiamentos sucessivos mostram que o seu cronograma depende tanto dos equilíbrios políticos quanto das negociações comerciais. Um novo prazo foi estabelecido para 1º de abril, enquanto um próximo ciclo de negociações é aguardado para março. Portanto, a finalização da operação dependerá menos da capacidade do Carlyle de fechar o negócio com a Lukoil e mais da evolução do equilíbrio de forças entre Washington, Moscou e Kiev.

Olivier de Souza

O projeto de gás Coral Norte é uma das iniciativas voltadas para a exploração dos recursos de gás natural do Moçambique, identificados na bacia offshore de Rovuma. A Technip Energies já havia conquistado um contrato para esse projeto.

O grupo francês Technip Energies anunciou, em 24 de fevereiro, que venceu um "contrato significativo" no projeto de gás Coral Norte, no Moçambique. O projeto está em desenvolvimento no bloco Área 4 da bacia de Rovuma, ao largo de Cabo Delgado.

A informação foi divulgada em um comunicado publicado no mesmo dia no site oficial da empresa. O documento especifica que o contrato abrange atividades de engenharia, fornecimento de equipamentos e preparação para a integração da unidade flutuante.

Esse novo contrato segue o primeiro contrato que envolvia trabalhos preliminares já iniciados no Coral Norte. O comunicado também menciona que a Technip Energies fará parte de um consórcio composto pela JGC Corporation e Samsung Heavy Industries.

O comunicado não especifica o valor do contrato concedido. Ele revela que o contrato foi atribuído pela Mozambique Rovuma Venture (MRV), a joint venture responsável pelo desenvolvimento do bloco Área 4, que é controlada pela operadora italiana Eni, com seus parceiros ExxonMobil e CNPC.

O comunicado recorda que o Coral Norte será uma unidade flutuante de liquefação de gás natural (FLNG), destinada a ser instalada ao largo do Moçambique, na bacia de Rovuma. A instalação será baseada em um conceito semelhante ao do Coral Sul FLNG, que entrou em operação em 2022 no mesmo bloco.

Em um comunicado distinto, publicado em janeiro de 2026, a Technip Energies havia anunciado a flotação do casco do FLNG Coral Norte no estaleiro de Geoje, na Coreia do Sul. Essa operação antecede a integração dos módulos superiores.

Segunda fase do desenvolvimento do campo Coral, o projeto de gás Coral Norte acelerou nos últimos meses. Após a decisão final de investimento (FID) tomada em outubro de 2025, que validou um projeto de 7,2 bilhões de dólares, o consórcio iniciou a construção da unidade flutuante, com uma capacidade de produção prevista de 3,55 milhões de toneladas de GNL por ano, e com entrada em operação prevista para 2028.

Abdel-Latif Boureima

Atuando como um player importante na indústria petrolífera da Guiné Equatorial, a Panoro Energy tem ampliado, nos últimos anos, sua presença no país, particularmente com os blocos offshore EG-01 e EG-23.

A empresa Panoro Energy, com sede na Noruega, anunciou na terça-feira, 24 de fevereiro, a conclusão de um acordo definitivo com a Kosmos Energy para aumentar sua participação no bloco petrolífero offshore G. A operação envolve a aquisição da subsidiária da Kosmos, que detinha 40,375% de interesse não-operado neste bloco.

Até então, a Panoro detinha 14,25% de participação neste bloco, que inclui os ativos produtores de petróleo Ceiba e Okume Complex. Após a transação, a participação da Panoro atingirá 54,625%, superando a Trident Energy (40,375%), operadora do bloco, enquanto a empresa nacional GEPetrol manterá uma participação de 5%.

A transação terá efeito econômico retroativo a 1º de janeiro de 2025, e sua finalização é aguardada para o terceiro trimestre de 2026, sujeita às condições habituais de fechamento, incluindo a autorização da Comunidade Econômica e Monetária da África Central (CEMAC).

Segundo a Panoro, o preço inicial acordado é de 180 milhões de dólares. Um pagamento diferido de até 39,5 milhões de dólares poderá ser adicionado, condicionado ao cumprimento de certos limites de produção e preços do petróleo entre 2027 e 2029. A operação adiciona cerca de 46 milhões de barris de reservas provadas e prováveis (2P) e 29 milhões de barris de recursos contingentes (2C).

A produção líquida associada à participação adquirida deverá atingir 8.271 barris por dia em 2025. Com base nisso, a empresa prevê atingir uma produção líquida de 20.000 barris por dia em 2027.

Financiamento da operação

Para financiar a transação, a empresa lançou uma oferta privada de cerca de 20 milhões de novas ações. Além disso, a Panoro planeja levantar 150 milhões de dólares adicionais por meio de um empréstimo obrigacionista garantido, contratado anteriormente.

Presença reforçada além do bloco offshore G

Antes de aumentar sua participação no bloco G, a Panoro Energy já havia consolidado sua presença contratual no país. Em fevereiro de 2023, a empresa assinou um contrato de partilha de produção com o Estado para o bloco offshore EG-01. De acordo com a comunicação oficial da empresa, este acordo garante à Panoro uma participação de 56% e o papel de operador nesse bloco, localizado próximo aos blocos G e S.

Esse movimento foi seguido por outra ação em 2024. Em abril, a Panoro oficializou um acordo de princípio com o Estado sobre o bloco offshore EG-23. Poucos meses depois, em novembro de 2024, um contrato de partilha de produção foi assinado. Este bloco cobre cerca de 600 km². Segundo as informações fornecidas no momento da assinatura, a Panoro detém 80% de participação, ao lado da companhia nacional GEPetrol. As autoridades indicaram que 19 poços foram perfurados no passado, resultando em sete descobertas de hidrocarbonetos.

Abdel-Latif Boureima

A Eritreia enfrenta restrições estruturais no acesso à eletricidade. A exploração de seu potencial solar é um dos alavancadores identificados para melhorar a cobertura energética no país.

A Eritreia está implementando um projeto de mini-rede solar de 34 megawatts (MW) na região de Gash Barka, com o objetivo de melhorar o acesso a eletricidade limpa e confiável no sudoeste do país. O projeto contará com um financiamento de 58 milhões de dólares aprovado em 18 de fevereiro pela Banco Africano de Desenvolvimento (BAD).

Esse financiamento é composto por 37,3 milhões de dólares provenientes do Fundo Africano de Desenvolvimento e 20,7 milhões de dólares da Facilidade de Apoio à Transição. A usina solar abastecerá as cidades de Tesseney, Kerkebet e Barentu, bem como suas áreas circundantes.

O projeto também prevê a construção ou modernização de 542 quilômetros de linhas de distribuição para ampliar a cobertura elétrica local. De acordo com estimativas fornecidas pela BAD, o projeto beneficiará cerca de 306.000 pessoas. A melhoria do acesso à eletricidade visa principalmente o bombeamento de água potável, irrigação agrícola e o desenvolvimento de pequenas empresas locais.

O acesso à eletricidade continua sendo um desafio estrutural para a Eritreia. De acordo com os dados de 2023 do Banco Mundial, publicados em sua base estatística mundial de energia, a taxa de acesso à eletricidade era de aproximadamente 54,4% da população, um nível inferior à média mundial estimada em 91% no mesmo ano.

Nesse contexto, a Eritreia se beneficia do programa regional "Desert to Power" lançado em 2018 pela BAD. Este programa visa desenvolver 10 gigawatts de capacidade solar e fornecer eletricidade para 250 milhões de pessoas em 11 países da África até 2030, na região do Sahel ampliado.

No entanto, uma análise publicada em 2023 pelo think tank Energy for Growth Hub destaca que a concretização das ambições do Desert to Power dependerá fortemente de reformas regulatórias, mobilização de capital privado e viabilidade dos modelos econômicos nos países participantes.

Abdel-Latif Boureima

A magnitude dos projetos de energia renovável na África do Sul é confirmada com a entrada em operação de um cluster eólico estruturado em torno de uma infraestrutura privada de transporte dedicada, capaz de integrar mais de 1 GW na rede elétrica.

A EDF Renewables South Africa, filial do grupo francês EDF, anunciou na terça-feira, 25 de fevereiro, a entrada em operação do cluster eólico Koruson 1 (420 MW), localizado entre Noupoort e Middelburg, na fronteira das províncias do Eastern Cape e Northern Cape.

O projeto reúne três parques eólicos de 140 MW cada: San Kraal, Phezukomoya e Coleskop, todos atribuídos em 28 de outubro de 2021 no âmbito do quinto leilão do Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP). A decisão final de investimento foi tomada no segundo trimestre de 2022. A eletricidade produzida, vendida por meio de um contrato de compra de 20 anos com o operador público da rede, equivale ao consumo de aproximadamente 193.000 lares sul-africanos, segundo o desenvolvedor.

Desenvolvido por um consórcio liderado pela EDF Renewables South Africa, em parceria com as entidades sul-africanas H1 Holdings, Gibb-Crede e um trust comunitário local, o Koruson 1 conta com 78 turbinas instaladas em uma área de cerca de 500 km², a mais de 1.600 metros de altitude. Sua construção, que foi um verdadeiro desafio devido ao isolamento do local, de acordo com a EDF, exigiu mais de 110 km de estradas de acesso e o transporte de componentes por mais de 400 km a partir do porto de Coega.

Além dos 420 MW instalados, o consórcio construiu a maior subestação privada do país, projetada para conectar até 1,5 GW de energias renováveis à rede nacional. Esta infraestrutura, dimensionada para ir muito além do projeto Koruson 1, surge em um contexto marcado por limitações de capacidade na rede de transmissão sul-africana.

Os clusters, projetos integrados de grande escala que combinam várias usinas e infraestruturas comuns de conexão, estão se multiplicando na África do Sul. Grupos como NOA e Scatec também estão desenvolvendo projetos semelhantes, de várias centenas de megawatts, ilustrando uma estruturação do mercado em uma escala raramente vista em outros lugares do continente.

Por sua vez, o REIPPPP, lançado em 2011, permitiu a atribuição de dezenas de gigawatts de capacidade renovável a produtores independentes. A abertura progressiva do setor elétrico sul-africano para a iniciativa privada, tanto para a produção quanto para o desenvolvimento de infraestruturas associadas, tornou-se um alicerce central da transição energética do país.

Abdoullah Diop

A maior introdução em bolsa já realizada no leste de África em moeda local torna-se um teste importante para a estratégia de privatização no Quénia e para a solidez do seu mercado financeiro.

A introdução em bolsa da empresa pública de oleodutos, Kenya Pipeline Company (KPC), foi sobredemandada, impulsionada pela elevada procura de investidores institucionais, de acordo com o conselheiro principal da operação, citado pela Reuters na quarta-feira, 25 de fevereiro. Esta dinâmica contradiz as críticas surgidas durante o período de subscrição, que apontavam uma fraca mobilização dos investidores.

O Estado queniano propôs 65% do capital da empresa para levantar 825 milhões de dólares. Esta operação constitui a maior IPO já realizada no leste de África em moeda local. A subscrição decorreu de 19 de janeiro a 24 de fevereiro, com um preço fixado em 0,07 $ por ação. Os resultados finais devem ser publicados a 4 de março, antes da admissão da ação na bolsa de Nairobi.

O conselheiro principal com sede em Nairobi indicou que a sobressubscrição provinha exclusivamente de investidores institucionais, sem especificar o montante ou a identidade dos mesmos. No entanto, confirmou uma participação notável de investidores individuais. Estas declarações visam responder às preocupações suscitadas pela extensão do período de venda, pelas avaliações prudentes adotadas por alguns bancos e pelos artigos de imprensa que indicavam uma certa apatia do mercado.

A estrutura da oferta reflete uma vontade política de distribuir o capital entre várias categorias de investidores. 15% das ações são reservadas para as empresas de comercialização de petróleo e 5% para os funcionários. O saldo é distribuído igualmente entre investidores individuais locais, investidores institucionais locais, investidores regionais do leste de África e investidores estrangeiros. O Estado manterá 35% do capital e receberá todos os fundos levantados.

Uma operação no centro da estratégia económica do Quénia

Esta IPO insere-se na estratégia de desengajamento parcial das empresas públicas liderada pelo presidente William Ruto, após a redução da participação do Estado na Safaricom. Deve-se destacar que o governo procura mobilizar recursos internos para financiar infraestruturas, apoiar a criação de fundos soberanos e reduzir a dependência do país do endividamento externo.

A operação ultrapassa, em moeda local, a da Safaricom em 2008, que levantou pouco mais de 388 milhões de dólares. Reflete o alargamento gradual da base de investidores e a maturação do mercado financeiro queniano.

A dimensão regional reforça o alcance estratégico da operação. O governo de Uganda anunciou que adquiriu 20,15% do capital da KPC através da IPO. Esta decisão é justificada pela dependência de Uganda da rede queniana, que garante mais de 95% das suas importações mensais de produtos petrolíferos.

No entanto, a predominância dos investidores institucionais levanta uma questão sobre a futura liquidez da ação, uma vez que estes investidores tendem a manter as suas participações a longo prazo. O desempenho da ação após a sua cotação servirá como indicador da capacidade do mercado de valores mobiliários do Quénia de absorver grandes operações.

Olivier de Souza

A Líbia tem como objetivo aumentar a sua produção de petróleo para 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026. Várias instalações petrolíferas, fora de serviço há vários anos, foram reativadas nos últimos meses no âmbito deste objetivo anunciado pelas autoridades.

Na Líbia, a National Oil Corporation (NOC) anunciou no domingo, 22 de fevereiro, a retoma da produção do campo petrolífero de Sinawen, situado na região de Nalut. Segundo a empresa pública, o local estava parado há mais de três anos e meio.

De acordo com informações divulgadas pela Libyan News Agency (LANA), a NOC atribui esta interrupção a dificuldades financeiras e a restrições técnicas que afetavam o transporte do petróleo bruto para o complexo de Mellitah.

A Arabian Gulf Oil Company (AGOCO), filial da NOC responsável pela exploração do campo, afirmou ter realizado trabalhos de manutenção e resolvido essas dificuldades na linha de exportação do campo, conforme relatado pelo meio de comunicação libanês Al-Wasat.

O campo de Sinawen foi inaugurado em outubro de 2020. Com a eliminação das restrições técnicas, o campo começa agora a uma subida gradual da sua capacidade. A sua capacidade pode atingir cerca de 20.000 barris por dia em condições normais de operação. Até ao momento, nenhuma fonte precisou o nível de produção alcançado no momento da retoma.

A reativação do campo petrolífero de Sinawen ocorre no contexto mais amplo de reativação de ativos petrolíferos na Líbia. A 9 de fevereiro, a Agência Ecofin reportou que a refinaria de Al-Sarir, operada pela AGOCO, restaurou a sua capacidade total de produção após trabalhos de manutenção na sua unidade de destilação. Esta intervenção faz parte dos esforços da NOC para reforçar a fiabilidade das infraestruturas de refinação. Alguns meses antes, em março de 2025, foi o campo de Mabruk a retomar a produção, após ter ficado parado durante quase dez anos.

Um plano coordenado para aumentar a oferta de petróleo

De forma mais ampla, o reinício das operações em Sinawen faz parte de um objetivo nacional anunciado pelas autoridades líbias. Em outubro de 2025, a NOC indicou que visava uma produção de 1,6 milhões de barris por dia até ao final de 2026, contra cerca de 1,38 milhões de barris por dia na altura da sua divulgação.

Este objetivo foi apresentado pelo presidente da empresa, Farhat Bengdara, após reuniões com parceiros internacionais, no âmbito de um programa de investimento destinado a restaurar e desenvolver as capacidades de produção.

No final de janeiro de 2026, a Waha Oil Company, operadora conjunta da NOC, TotalEnergies e ConocoPhillips, assinou um acordo de desenvolvimento com duração de 25 anos. De acordo com os termos tornados públicos pelas partes, o projeto prevê investimentos estimados em vários bilhões de dólares, com o objetivo de aumentar a capacidade de produção das concessões em questão, podendo atingir cerca de 850.000 barris por dia.

Ainda em janeiro de 2026, a NOC apresentou um plano para aumentar as capacidades nacionais de refinação para cerca de 660.000 barris por dia, através da modernização das instalações existentes e de novos projetos industriais.

Abdel-Latif Boureima

Nos últimos meses, a Sasol enfrentou uma queda na rentabilidade, depreciações significativas de ativos e pressão sobre seus resultados, em um contexto de preços desfavoráveis nos setores energético e químico.

Na África do Sul, a Sasol colocou em operação uma instalação de triagem de carvão bruto (destoning plant) em seu complexo de Secunda. A informação foi divulgada nos resultados financeiros intermediários da empresa para os seis meses encerrados em 31 de dezembro de 2025, publicados na segunda-feira, 23 de fevereiro.

Concretamente, a instalação permite remover pedras e materiais inertes do carvão extraído antes de seu uso nos processos industriais do local. Segundo a empresa, esse dispositivo melhora a qualidade do combustível utilizado em Secunda, seu principal site de produção de combustíveis e produtos químicos a partir do carvão.

A companhia petroquímica afirma que a redução de impurezas contribui para aumentar a energia produzida por tonelada de carvão queimado. De acordo com a empresa, essa melhoria ajuda a diminuir as emissões de gases de efeito estufa por unidade de energia produzida.

Recuperação de caixa marcada por depreciações

A entrada em operação ocorre enquanto o grupo anunciou resultados semestrais mistos. No aspecto financeiro, a empresa gerou um superávit de liquidez após despesas de investimento de 0,8 bilhão de rands (aproximadamente 43 milhões de dólares), o que representa seu primeiro fluxo de caixa positivo em quatro anos.

A receita do semestre foi de 122,4 bilhões de rands (aproximadamente 6,6 bilhões de dólares). No entanto, o resultado foi impactado por depreciações significativas de ativos, principalmente relacionadas à unidade de refino líquido de Secunda e a ativos de gás no Moçambique. No final de janeiro de 2026, a empresa alertou seus clientes sul-africanos sobre um risco potencial de interrupção no fornecimento de gás natural proveniente deste país.

Além disso, a Sasol afirma que suas iniciativas estratégicas, incluindo o aumento da capacidade de energia renovável e a otimização de seus processos industriais, estão avançando conforme os objetivos apresentados durante sua apresentação estratégica aos investidores em 2024. A Sasol reforça sua meta de reduzir em 30% suas emissões de gases de efeito estufa até 2030, em comparação com os níveis de referência.

Abdel-Latif Boureima

Após uma captação de recursos recorde anunciada em outubro de 2025, o especialista africano em motos elétricas confirma sua capacidade de mobilizar financiamentos significativos para apoiar seu modelo.

A Spiro, empresa especializada em soluções de mobilidade elétrica de duas rodas e em infraestruturas de troca de baterias, anunciou, na segunda-feira, 24 de fevereiro, que levantou 50 milhões de dólares em dívida com a Afreximbank, Nithio e o fundo Africa Go Green Fund, gerido pela Cygnum Capital.

De acordo com o comunicado da Spiro, os fundos serão usados para continuar a expansão de sua rede de estações de troca de baterias nos mercados atuais e futuros, além de fortalecer sua plataforma tecnológica, incluindo a automação das trocas e a integração de energias renováveis.

Este financiamento acontece quatro meses após uma captação de 100 milhões de dólares anunciada em 21 de outubro de 2025, dos quais 75 milhões já provinham da Afreximbank, por meio de sua divisão de investimento de impacto, o Fundo para o Desenvolvimento das Exportações na África.

« A Spiro criou uma plataforma sólida que tem um impacto tangível em vários mercados africanos; estamos entusiasmados em apoiar a próxima fase de seu crescimento enquanto desenvolve infraestruturas essenciais para uma mobilidade limpa », afirmou Laurène Aigrain, diretora-geral do Africa Go Green Fund. « Esta transação reflete nosso compromisso em apoiar empresas comercialmente sólidas que combinam inovação com impacto ambiental e social mensurável. »

Na sua última avaliação, a empresa afirma ter implantado mais de 80.000 motos elétricas, operando mais de 2.500 estações de troca de baterias e realizado mais de 30 milhões de trocas. A Spiro também afirma ter permitido que mais de um bilhão de quilômetros fossem percorridos sem emissão de CO2.

Essa expansão ocorre em um momento em que uma análise recente do MIT Technology Review, com base no estudo "Battery-electric passenger vehicles will be cost-effective across Africa well before 2040", publicado na Nature Energy, indica que os veículos elétricos podem custar menos para possuir do que os veículos a gasolina até 2040 na África. Segundo a análise, as motos elétricas, especialidade da Spiro, podem alcançar a paridade ainda mais cedo, antes do final da década.

Presente no Quênia, Uganda, Ruanda, Nigéria, Benin e Togo, com projetos piloto no Camarões e na Tanzânia, a Spiro continua sua expansão em um mercado africano de mobilidade elétrica que promete se tornar competitivo no médio prazo.

Abdoullah Diop