Desde 2018 que o site de Bipaga abastece o mercado camarones de gás doméstico. Em 2023, a sua produção permitiu ao Estado realizar poupanças significativas.

Em 2023, a produção local de gás de petróleo liquefeito (GPL) em Bipaga, no Sul, contribuiu para reduzir a fatura externa do Camarões. Segundo o relatório anual da SNH consultado pelo Investir no Camarões, os volumes processados no site permitiram evitar 25,596 milhões de dólares em importações, cerca de 14 mil milhões de FCFA em saídas de divisas. Uma contribuição ainda mais relevante num contexto em que a sub-região enfrenta tensões nas reservas cambiais: desde 2023, o Banco dos Estados da África Central (BEAC) observa uma erosão progressiva das reservas da Comunidade Económica e Monetária da África Central (CEMAC).

Subsídio ao GPL: poupanças de 2,236 mil milhões FCFA para o Tesouro

O aumento da produção em Bipaga também teve impacto nas finanças públicas. De acordo com o mesmo relatório, a produção local gerou 2,236 mil milhões de FCFA em poupanças sobre o subsídio concedido ao GPL. Estes ganhos devem-se à disponibilidade das instalações, cujo índice atingiu 98,41 % ao longo do ano, com operações suspensas apenas durante uma semana para manutenção preventiva.

Em detalhe, Bipaga forneceu 34 699 toneladas de GPL em 2023, contra 28 677 toneladas no ano anterior, representando um crescimento de 20,99 %. Trata-se da segunda melhor performance do site desde o seu início em 2018. A SNH explica este desempenho pela melhoria do processo de tratamento do gás proveniente dos novos poços, que permitiu aumentar os volumes sem incidentes significativos.

Um mercado ainda dependente das importações (83,32 %), apesar da contribuição local em crescimento

O mercado nacional de GPL continua dominado pelas importações (83,32 %). De um abastecimento total de 208 083 toneladas (+14,14 %), Bipaga cobriu apenas 16,68 % das necessidades — e 20,47 % se excluirmos os volumes exportados para o Chade. O consumo doméstico atingiu 170 220 toneladas, um aumento de 7,29 %, confirmando uma procura sustentada que continua a exceder largamente a capacidade de produção local.

A diferença entre o abastecimento total e o consumo explica-se, em parte, pelas 37 863 toneladas exportadas para a sub-região, mercado em que o Camarões permanece um fornecedor ativo. Apesar dos progressos registados em Bipaga, a maior parte do GPL consumido continua a provir do exterior, expondo o país às flutuações internacionais e à pressão persistente sobre as divisas. A trajetória de Bipaga sugere, no entanto, uma progressão da capacidade. Para a SNH, o desafio é consolidar os ganhos operacionais e acelerar a valorização do gás local.

Amina Malloum (Investir no Camarões)

Com o objetivo de facilitar a retoma do refino no Camarões, as autoridades locais implementaram um plano de relançamento. O seu orçamento foi revisto em baixa.

O Plano de aceleração das medidas de reestruturação e reabilitação para a retoma do refino em 24 meses (Parras 24) teve a sua dotação ligeiramente revista para baixo. Enquanto o custo do projeto tinha sido avaliado em 300 mil milhões de FCFA, o Conselho de Administração da Sociedade Nacional de Refinação (Sonara) aprovou um orçamento de 291,9 mil milhões de FCFA (cerca de 519 milhões de USD), uma redução de aproximadamente 8 mil milhões de FCFA face ao montante inicialmente anunciado pelo governo. A decisão foi ratificada na 140.ª sessão do Conselho de Administração, realizada a 23 de dezembro de 2025 em Yaoundé, sob a presidência da Dra. Ndoh Bertha nascida Bakata.

O montante de 300 mil milhões de FCFA tinha sido tornado público pelo Primeiro-Ministro, Joseph Dion Nguté, em 26 de novembro de 2025, durante a apresentação perante a Assembleia Nacional do programa económico, financeiro, social e cultural do governo para o exercício de 2026. Baseado num estudo de viabilidade detalhado realizado pela empresa francesa Axens, este valor já representava um aumento significativo face aos 250 mil milhões de FCFA inicialmente mencionados pelas autoridades, sem que as razões precisas para este acréscimo de quase 20% tivessem sido detalhadas na altura.

O custo atual do Parras 24 continua, contudo, bastante superior às primeiras estimativas realizadas entre 2020 e 2021, situadas entre 111 e 278 mil milhões de FCFA. A diferença é atribuída a vários fatores: atualização dos preços ao longo de mais de cinco anos, alargamento do âmbito dos trabalhos — incluindo a reabilitação das unidades 15, 255 e 225, a modernização de alguns tanques de armazenamento — assim como a implementação de uma estratégia de fornecimento elétrico. Esta última é considerada essencial para a conclusão da primeira fase do projeto de modernização “Sonara 2010”, em curso na altura do incêndio de 2019.

Diagnósticos técnicos mais favoráveis

Esta revisão em baixa poderá ser explicada pelos resultados dos diagnósticos técnicos realizados nas instalações, divulgados pela empresa. Concluiu-se que pelo menos 75% dos equipamentos localizados na zona afetada pelo sinistro são reutilizáveis; 8% devem ser desmantelados ou descartados; 17% são potencialmente recuperáveis, mediante inspeções técnicas aprofundadas. Os equipamentos das zonas não afetadas foram considerados, de forma geral, em estado aceitável. Estas conclusões terão provavelmente permitido otimizar o âmbito dos trabalhos e ajustar os custos.

Seis anos após o incêndio que levou à paragem da única refinaria do país, o Estado camarones definiu uma trajetória de relançamento da Sociedade Nacional de Refinação, com o objetivo de dobrar a capacidade, de 3,5 para 7 milhões de toneladas de crude por ano. A primeira fase, programada entre janeiro de 2026 e dezembro de 2027, constitui o núcleo do plano Parras 24: visa o retorno da refinaria à sua configuração operacional de maio de 2019. A auditoria conduzida pela Ekium concluiu que uma parte significativa dos equipamentos danificados permanece recuperável.

Amina Malloum (Investir no Camarões)

Durante muito tempo anunciado sem avançar, o projeto petrolífero offshore Bonga South West-Aparo permaneceu paralisado durante anos, travado sobretudo por um contexto económico considerado pouco favorável ao seu lançamento.

Após quase uma década de incertezas, o projeto petrolífero Bonga South West-Aparo, localizado ao largo da costa da Nigéria, volta a estar em destaque. O operador anglo-neerlandês Shell iniciou um novo processo de concurso público para o fornecimento de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO).

Segundo informações divulgadas na terça-feira, 13 de janeiro de 2026, pelo Upstream, a plataforma prevista está dimensionada para uma capacidade de produção de cerca de 150 000 barris por dia. Esta etapa marca a retoma do processo preparatório, sem, no entanto, constituir uma decisão final de investimento (FID), que ainda não foi anunciada. Em 2016, o investimento estava estimado pela multinacional em 12 mil milhões de dólares.

Localizado no bloco offshore profundo OML 118, a sudoeste do campo Bonga atualmente em produção, o desenvolvimento do projeto Bonga South West-Aparo foi adiado várias vezes desde meados da década de 2010. A queda dos preços do crude observada a partir de 2014, os ajustamentos de investimento do grupo e persistentes incertezas contratuais contribuíram para manter o projeto parado.

Este avanço surge num momento em que, segundo dados publicados pelo regulador das atividades petrolíferas upstream da Nigéria (NUPRC), foram produzidos entre 1,38 e 1,53 milhões de barris por dia de crude nos primeiros onze meses de 2025, muito abaixo da meta de 2 milhões de barris por dia definida pelas autoridades nigerianas.

Renovado interesse pelos ativos nigerianos em águas profundas

Nesta fase, o processo de concursos públicos não constitui um sinal verde definitivo para o desenvolvimento do campo. Ilustra, no entanto, um renovado interesse pelos ativos petrolíferos nigerianos em águas profundas, frequentemente preferidos pelos operadores devido à menor exposição às perturbações de segurança que afetam as infraestruturas terrestres do delta do Níger, segundo várias análises do setor.

Esta tendência acompanha a dinâmica observada junto de outros operadores nos últimos meses. Em maio de 2025, a Agência Ecofin relatou o anúncio pela multinacional americana ExxonMobil de um plano de investimento de 1,5 mil milhões de dólares para revitalizar os seus ativos nigerianos em águas profundas, nomeadamente o campo Usan. A decisão final de investimento mencionada para o terceiro trimestre de 2025 pelo regulador nigeriano ainda não foi formalmente tomada.

Paralelamente, a companhia francesa TotalEnergies assinou, em setembro de 2025, um contrato de partilha de produção (PSC) para dois blocos offshore (PPL 2000 e PPL 2001), também situados em águas profundas, alargando assim o seu portfólio de ativos nigerianos nesta região.

Abdel-Latif Boureima

Com o objetivo de garantir o abastecimento de produtos petrolíferos em várias províncias, as autoridades congolesas lançaram projetos que foram inscritos entre as prioridades para 2026.

A ministra dos Hidrocarbonetos, Acacia Bandubola Mbongo (foto), anunciou projetos destinados a melhorar o fornecimento de produtos petrolíferos nas províncias do Grande Equador, Kasaï e Sankuru. Estes projetos foram apresentados aos responsáveis das empresas petrolíferas de logística e distribuição durante uma reunião realizada em 8 de janeiro de 2026.

Na ocasião, a ministra apresentou as prioridades inscritas na agenda de 2026, incluindo a construção de novos oleodutos, a instalação de centros de armazenamento adicionais e a reabilitação das infraestruturas existentes, de forma a reforçar o abastecimento das províncias mal servidas na República Democrática do Congo.

Segundo Olivier Okunda, diretor-geral adjunto da Cobil, o encontro teve como objetivo identificar projetos capazes de melhorar o fornecimento de produtos petrolíferos nas províncias do Grande Equador, Kasaï e Sankuru. Ele precisou que dados técnicos e numéricos serão transmitidos à ministra para validação dos projetos ao nível do governo.

Uma mesa-redonda realizada em 2022 entre o Estado e os operadores petrolíferos recomendou a elaboração de um plano estratégico dedicado ao abastecimento das províncias do Grande Equador e do Grande Kasaï. As principais medidas propostas incluíam o desengase e a sinalização das vias fluviais, a manutenção e reabilitação das estradas nacionais, a construção de postos de abastecimento em cada território, a expansão do programa de marcação molecular dos produtos petrolíferos, bem como o reforço das capacidades logísticas, nomeadamente através da dotação das províncias com equipamentos anti-incêndio.

Os operadores petrolíferos também defenderam a concessão de subsídios à SNCC para aumentar os volumes transportados e o número de vagões-tanque, a manutenção de um abastecimento regular das províncias e a aplicação efetiva da estrutura de preços vigente em cada província.

Ronsard Luabeya (Bankable)

Na África do Sul, o funcionamento do setor energético evolui num contexto de restrições persistentes na eletricidade. Esta situação influencia as escolhas dos diversos atores económicos.

Na quarta-feira, 7 de janeiro de 2026, o relaxamento das regras de concorrência decidido por Pretória para as empresas confrontadas com o aumento dos custos da eletricidade revelou um fenómeno mais amplo. Na África do Sul, a transição energética está a estruturar-se cada vez mais fora do âmbito público.

Entre 2019 e 2024, a capacidade instalada de energias renováveis na África do Sul aumentou 129%, impulsionada pela energia solar, cuja capacidade cresceu 223%, atingindo mais de 13,5 GW em 2024, segundo dados da Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA). Apesar deste progresso, o sistema elétrico sul-africano continua estruturalmente frágil.

Os cortes de eletricidade, ainda frequentes em 2024 e 2025, continuam a afetar a atividade económica, especialmente nos setores industriais. Face a esta situação, um número crescente de empresas tem implementado estratégias para reduzir a sua dependência da rede pública.

Adaptações progressivas dos atores económicos

Desde 2021, as reformas regulatórias implementadas pelo Estado têm gradualmente alargado o campo de ação dos atores privados. A eliminação do limiar de licença para projetos de produção até 100 MW tem favorecido o crescimento da autoprodução e a multiplicação de contratos de compra de eletricidade bilateral (Power Purchase Agreements, PPA), nomeadamente nos setores mineiro, industrial e agroalimentar. Estes projetos, embora muitas vezes ligados à rede nacional, escapam ao financiamento público.

Neste contexto, o relaxamento direcionado das regras de concorrência permite agora às empresas mais expostas aos elevados custos de eletricidade cooperar em soluções energéticas comuns. Estas cooperações podem incidir sobre o desenvolvimento de infraestruturas partilhadas ou sobre a negociação coletiva de fornecimentos. Este mecanismo é sobretudo dirigido às indústrias pesadas, cuja competitividade tem sido duradouramente afetada pelo aumento contínuo das tarifas elétricas observado ao longo de mais de uma década.

Capacidades privadas em forte crescimento

Segundo dados oficiais do Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP), mais de 6 000 MW de capacidade renovável foram atribuídos a produtores independentes entre 2014 e 2024. Estes projetos baseiam-se essencialmente em financiamentos privados.

Paralelamente, o desenvolvimento de projetos ditos behind-the-meter, destinados à autoconsumo, está a avançar. Embora a produção destas instalações seja difícil de quantificar com precisão, devido à ausência de consolidação estatística centralizada, a sua multiplicação ilustra uma transferência das decisões de produção para a esfera privada.

Este movimento insere-se num panorama energético ainda largamente dominado pelo carvão, que representa cerca de 70% da produção nacional de eletricidade. As renováveis, embora em crescimento, representavam apenas cerca de 17% da produção de eletricidade na África do Sul em 2024.

Abdel-Latif Boureima

Paralelamente à vontade de aumentar rapidamente as suas capacidades em energias renováveis, o Egito inicia a estruturação de uma indústria local dedicada às tecnologias solares, em linha com os seus objetivos energéticos e de exportação.

O Primeiro-Ministro egípcio, Mostafa Madbouly, inaugurou, no domingo, 11 de janeiro, o complexo industrial da EliTe Solar dedicado às tecnologias solares, na zona industrial de Ain Sokhna. O local está inserido na zona de cooperação económica e comercial TEDA Egypt, pertencente à Zona Económica do Canal de Suez.

O projeto tinha sido oficialmente lançado a 16 de dezembro de 2024, durante a cerimónia de lançamento da primeira pedra organizada pela EliTe Solar, fabricante de painéis fotovoltaicos sediado em Singapura. Segundo comunicado da empresa, a instalação ocupa uma área de 78.000 m² e apresenta uma capacidade industrial total prevista de 5 GW.

O complexo incluirá linhas de produção de células solares com uma capacidade de 2 GW e linhas de fabrico de módulos solares totalizando 3 GW, para um investimento total de 116 milhões de USD.

Durante a cerimónia de lançamento das obras, o presidente da Autoridade da Zona Económica Especial do Egito, Waleid Gamal Eldien, declarou que este projeto contribuirá para reforçar as capacidades industriais locais e melhorar a integração da cadeia de valor solar no Egito. Sublinhou ainda o papel do projeto no desenvolvimento das capacidades de exportação do país.

O projeto insere-se na estratégia industrial da Zona Económica do Canal de Suez, que procura atrair indústrias de manufatura de alto valor acrescentado, nomeadamente nos setores da energia e das tecnologias limpas. Intervém também num contexto em que o Egito visa aumentar a percentagem de energias renováveis para 42% da sua matriz elétrica até 2030, de acordo com os objetivos nacionais oficialmente anunciados.

Abdoullah Diop

Um ano depois de assumir esse compromisso, o presidente ganês John Dramani Mahama cumpriu a sua promessa de enfrentar um dos desequilíbrios mais sensíveis das finanças públicas: a dívida do setor energético.

Em 2025, o Estado ganês desembolsou 1,47 mil milhões de dólares para liquidar atrasados acumulados ao longo de vários anos, restaurar uma garantia-chave do Banco Mundial e restabelecer a credibilidade do país junto dos investidores do setor. A informação foi confirmada esta segunda-feira, 12 de janeiro, pelo ministro das Finanças, Cassiel Ato Forson (foto).

Para recordar, no ano passado, várias fontes estimavam a dívida do país em mais de 3 mil milhões de dólares.

À sua chegada ao poder, em janeiro de 2025, o novo presidente herdou um setor energético fragilizado por atrasos crónicos nos pagamentos, nomeadamente do gás destinado à produção de eletricidade. Esta situação tinha levado ao esgotamento completo da garantia parcial de risco do Banco Mundial, no valor inicial de 500 milhões de dólares, criada para assegurar os pagamentos relacionados com o projeto de gás Sankofa, operado pela ENI e Vitol. A sua perda ameaçava diretamente cerca de 8 mil milhões de dólares em investimentos privados e afetava a credibilidade financeira do Gana. O presidente prometeu então reduzir significativamente essa dívida.

O Ministério das Finanças começou por reembolsar 597,15 milhões de dólares, juros incluídos, correspondentes aos montantes utilizados da garantia do Banco Mundial. Este reembolso integral permitiu restaurar a facilidade na sua totalidade, reativando uma rede de segurança considerada central para os parceiros internacionais do país.

Paralelamente, o Estado liquidou cerca de 480 milhões de dólares de atrasados devidos à ENI e à Vitol por fornecimentos de gás destinados à produção de eletricidade a partir do campo Offshore Cape Three Points. Estes pagamentos permitiram regularizar a situação do Gana junto dos parceiros do projeto Sankofa e assegurar de forma sustentável o abastecimento de gás do parque elétrico.

O terceiro ponto do plano envolveu os produtores independentes de eletricidade (IPP). Foram liquidadas aproximadamente 393 milhões de dólares de dívidas herdadas, incluindo 120 milhões pagos à Karpower, 59,4 milhões à Cenpower e 54 milhões à Sunon Asogli, segundo os dados divulgados pelo Ministério das Finanças. Estes pagamentos enquadram-se num contexto mais amplo de renegociação dos contratos dos IPP, com o objetivo declarado de melhorar a relação custo-eficácia para o Estado.

«A liquidação destes atrasados de longa data constitui um passo importante na restauração da estabilidade financeira e da confiança operacional em todo o setor elétrico», comentou a associação dos produtores independentes de eletricidade.

Para o Governo, esta redução da dívida visa estabilizar de forma duradoura o setor elétrico, reduzir a dependência de combustíveis líquidos caros e criar condições para o aumento da produção nacional de gás.

Olivier de Souza

Atingir o acesso universal à eletricidade está entre os objetivos de médio prazo das autoridades senegalesas. Em 2025, várias iniciativas públicas foram lançadas nesse sentido.

Nove localidades rurais do departamento de Linguère, no norte do Senegal, foram ligadas à rede elétrica nacional. A entrada em funcionamento das instalações, oficializada na sexta-feira, 9 de janeiro de 2026, realizou-se em Diéry Birane, na presença das autoridades administrativas locais e do diretor-geral da Agência Senegalesa de Eletrificação Rural (ASER).

As obras foram executadas no âmbito de um programa de eletrificação rural, com o apoio do operador técnico privado AEE Power, responsável pelas operações de ligação das localidades à rede elétrica nacional, segundo informações divulgadas durante a cerimónia oficial.

Este projeto insere-se nos esforços do Estado senegalês para expandir progressivamente o acesso à eletricidade e avançar para o objetivo de acesso universal definido pelas autoridades. Segundo dados oficiais publicados para 2025, a taxa nacional de acesso à eletricidade atingia cerca de 84% da população, enquanto mais de 30% das comunidades rurais permaneciam ainda sem ligação à rede elétrica.

Neste contexto, o país conta com mais de 22 000 aldeias, das quais cerca de 9 000 tinham acesso à eletricidade nas últimas avaliações disponíveis, de acordo com dados divulgados pela Agência Senegalesa de Eletrificação Rural. Segundo projeções das autoridades, divulgadas pela Agência Ecofin em fevereiro de 2025, o Senegal comprometeu-se a fornecer eletricidade a cerca de 6,6 milhões de pessoas adicionais até 2030.

Segundo as autoridades, esta entrada em funcionamento deverá melhorar as condições de vida das populações, apoiar as atividades económicas locais e reforçar o acesso aos serviços sociais básicos. Em dezembro de 2025, organizações da sociedade civil apelaram ao Estado para um recurso mais amplo a soluções descentralizadas, apresentadas por estes atores como mais adequadas às zonas rurais isoladas.

Abdel-Latif Boureima

Localizado na bacia do rio Zambeze, o projeto visa assegurar o abastecimento energético nos dois países da África Austral, onde os cortes de eletricidade podem ultrapassar as 12 horas por dia.

Os governos da Zâmbia e do Zimbabué comprometeram-se a mobilizar cada um 220 milhões de dólares norte-americanos para relançar o projeto hidroelétrico de Batoka Gorge, cujo custo total é estimado em 4,2 mil milhões de dólares. A decisão foi tomada após uma reunião do Conselho de Ministros da Autoridade do Rio Zambeze (ZRA), entidade responsável pela gestão de projetos hidroelétricos conjuntos, realizada no final de 2025. Segundo informações divulgadas na quinta-feira, 8 de janeiro, pelo jornal The Zimbabwean, o compromisso conjunto de 440 milhões de dólares visa reforçar a viabilidade financeira do projeto e atrair capitais privados.

Prevista para a bacia do rio Zambeze, perto das Cataratas Vitória, na fronteira entre os dois países, a central hidroelétrica de Batoka Gorge deverá ter uma potência de 2 400 megawatts (MW) e, uma vez concluída, fornecer 1 200 MW a cada país, fortalecendo assim os respetivos sistemas elétricos nacionais. As obras de construção estavam previstas para começar em 2020, mas sofreram vários atrasos, devido, nomeadamente, à pandemia de coronavírus, às dificuldades de mobilização de financiamento e a uma controvérsia em torno da adjudicação do contrato inicial de construção à General Electric e à Power Construction Corp. of China.

Em junho de 2023, a Zâmbia retirou-se oficialmente do processo de adjudicação deste contrato, denunciando a falta de transparência. No início de 2025, Lusaca e Harare autorizaram a Autoridade do Rio Zambeze a procurar novos investidores para a central, cujos estudos de engenharia, viabilidade e impacto ambiental estão atualmente em curso.

Enquanto a barragem hidroelétrica de Kariba, coluna vertebral do sistema elétrico regional, sofre uma significativa diminuição do seu nível de água, afetada pelas secas ligadas ao fenómeno El Niño e às alterações climáticas, o relançamento do projeto hidroelétrico de Batoka Gorge integra-se numa estratégia mais ampla de assegurar o abastecimento energético na Zâmbia e no Zimbabué.

Walid Kéfi

Num contexto de crescente pressão sobre os recursos hídricos, o Egito multiplica os mecanismos para garantir o abastecimento de água, recorrendo cada vez mais a iniciativas privadas e ao financiamento internacional.

O Banco Europeu para a Reconstrução e Desenvolvimento (BERD) anunciou na quinta-feira, 8 de janeiro, a concessão de um empréstimo sénior de até 350 milhões de libras egípcias, cerca de 7,4 milhões de dólares, à Ridgewood for Water Desalination, filial do grupo egípcio Hassan Allam Utilities.

O financiamento permitirá à empresa construir novas unidades de dessalinização de pequena escala e modernizar instalações existentes ao longo das costas do Mar Vermelho e do Mediterrâneo. Estas infraestruturas têm como objetivo assegurar um fornecimento de água mais fiável a setores económicos chave, nomeadamente o turismo e a indústria, que nem sempre têm acesso regular à rede pública devido ao quadro regulamentar vigente.

O BERD indica ainda que o projeto, que acrescentará uma capacidade de dessalinização estimada entre 10.000 e 15.000 metros cúbicos por dia, deverá melhorar a eficiência operacional e energética das instalações, apoiando simultaneamente o crescimento e a diversificação das atividades da Ridgewood.

Membro fundador do BERD, o Egito figura entre os principais países de intervenção da instituição. Desde o início das suas operações no país em 2012, o banco indica ter investido cerca de 13,9 mil milhões de euros em 209 projetos abrangendo diferentes setores da economia.

Este último investimento ocorre num contexto regional marcado por crescentes desafios em torno dos recursos hídricos. A recente entrada em funcionamento da Grande Barragem da Renascença na Etiópia, sobre o Nilo Azul, é considerada pelo Egito como um desafio estratégico para a sua segurança hídrica, dada a forte dependência do rio. Neste contexto, o desenvolvimento da dessalinização impõe-se como uma solução complementar indispensável.

Abdoullah Diop