Egito continua o desenvolvimento de suas capacidades renováveis com um leilão para um parque solar de 500 MW

O Egito segue avançando no desenvolvimento de suas capacidades de energias renováveis com um leilão para a construção de um parque solar de 500 MW, alinhado com seus objetivos de diversificação da matriz elétrica até 2030 e 2040.

A Egyptian Electricity Transmission Company (EETC), companhia egípcia de transmissão de eletricidade, lançou no dia 19 de fevereiro um leilão para a construção de um parque solar fotovoltaico de 500 MW na região West of Nile, no Egito. As candidaturas para a solicitação de qualificação serão aceitas até o 11 de maio de 2026.

O projeto será desenvolvido sob o modelo de produtor independente de eletricidade, com base no sistema build-own-operate (construir, possuir e operar), o que significa que o desenvolvedor selecionado será responsável pelo projeto, financiamento, construção, propriedade e operação da usina. Uma vez em funcionamento, a instalação contribuirá para o objetivo nacional de alcançar 42% de energias renováveis na matriz elétrica até 2030 e 65% até 2040. O custo total do projeto ainda não foi especificado.

A Synergy Consulting, Inc. está apoiando a EETC na estruturação e gestão do processo de qualificação e do leilão. O Banco Europeu para a Reconstrução e Desenvolvimento (BERD) apoia a iniciativa como consultor financeiro e comercial.

Além disso, a EETC está atualmente conduzindo um processo de seleção para um parque eólico de 1 GW na região de West Sohag. A fase de solicitação de qualificação para este projeto estará aberta até o 1º de março de 2026.

Abdoullah Diop

Visita a Argel: o Senegal acelera a estruturação do setor com o Efest Africa

A visita de Abdourahamane Tiani, presidente do Níger, a Argel, nos dias 15 e 16 de fevereiro, marcou mais do que um simples degelo diplomático após vários meses de tensões. Ao anunciar o lançamento iminente das obras do gasoduto transsaariano (TSGP), o presidente argelino Abdelmadjid Tebboune colocou essa infraestrutura no centro de uma competição estratégica para oferecer ao gás nigeriano uma saída para o Mediterrâneo, em um contexto onde a demanda europeia continua a se orientar para a diversificação das suas fontes de abastecimento.

Durante a conferência de imprensa conjunta em Argel, Tebboune indicou que as obras começariam após o mês do Ramadã, sob a liderança da companhia pública argelina Sonatrach. Este anúncio insere-se numa sequência diplomática mais ampla: o regresso dos embaixadores, a retoma das visitas ministeriais e a assinatura, a 11 de fevereiro, de três acordos entre a Argélia, o Níger e a Nigéria, com o objetivo de atualizar o estudo de viabilidade, definir um mecanismo de compensação e regular os intercâmbios de informações.

Com mais de 4.000 quilómetros de comprimento, o TSGP deverá ligar os campos de gás nigerianos à costa argelina, antes de exportar para a Europa através das infraestruturas mediterrâneas existentes. A sua capacidade projetada, entre 20 e 30 mil milhões de metros cúbicos por ano, torná-lo-á um dos principais corredores de gás do continente africano. Avaliado em cerca de 13 mil milhões de dólares, o projeto iniciado no início dos anos 2000 encontra hoje uma nova centralidade, impulsionado pela recomposição do mercado energético europeu desde a guerra na Ucrânia.

Em frente, o projeto de gasoduto Nigéria–Marrocos propõe uma rota alternativa ao longo da fachada atlântica. Com mais de 6.000 quilómetros de comprimento, deverá atravessar uma dúzia de países da África Ocidental antes de chegar à rede marroquina e, a longo prazo, à Europa. Estimado em 25 mil milhões de dólares, prevê uma capacidade anual de até 30 mil milhões de metros cúbicos. A iniciativa deu um passo institucional com a criação de uma sociedade dedicada em setembro de 2025 e o interesse de financiadores multilaterais como o Banco Europeu de Investimentos, o Banco Islâmico de Desenvolvimento e o Fundo da OPEP.

Dois corredores concorrentes para o mesmo mercado europeu

A retoma do TSGP pela Argélia ocorre, portanto, num contexto de concorrência direta entre dois corredores que visam a mesma fonte de gás nigeriano e o mesmo destino europeu. A principal diferença reside na geografia das rotas propostas. O corredor transsaariano aposta numa ligação direta ao Mediterrâneo, enquanto a rota marroquina favorece o Atlântico antes de se dirigir à Europa. No percurso, o gasoduto visa abastecer os mercados da região, numa boa parte do Golfo da Guiné.

O argumento argelino baseia-se na existência de infraestruturas já operacionais. A Argélia dispõe de redes de gás conectadas à Itália e de instalações de exportação no Mediterrâneo, o que permitiria, teoricamente, uma integração mais rápida do gás nigeriano nos fluxos europeus. O corredor marroquino, por sua vez, supõe a construção de uma rede contínua, através de vários estados de trânsito.

O Níger aparece como o pivô desta estratégia argelina. Após um inverno diplomático relacionado com a crise regional provocada pelo caso do drone mali e pelas solidariedades internas à Aliança dos Estados do Sahel (AES), Argel e Niamey normalizaram gradualmente as suas relações. Trocas oficiais, a visita do ministro argelino da Energia em janeiro e a deslocação de uma delegação da Sonatrach para estudar projetos energéticos prepararam o terreno político para o reinício do TSGP. A visita de Tiani a Argel conclui esta dinâmica.

Para além da energia, a iniciativa insere-se numa lógica mais ampla de re-investimento argelino no espaço saheliano. Argel recentemente assinou acordos de cooperação energética com o Burkina Faso e procura consolidar a sua influência junto dos países da AES. O gasoduto torna-se, assim, tanto um instrumento de diplomacia regional quanto uma ferramenta económica.

A questão do financiamento continua a ser determinante. Os 13 mil milhões de dólares necessários para o TSGP ainda não estão totalmente assegurados, assim como os 25 mil milhões exigidos para o projeto Nigéria–Marrocos. Os dois corredores estão agora envolvidos numa espécie de corrida à credibilidade junto dos parceiros internacionais, num contexto em que a Europa procura soluções sustentáveis para reduzir a sua dependência do gás russo.

Ao colocar o TSGP no centro do jogo, a Argélia pretende influenciar o futuro julgamento dos investidores e compradores europeus. A batalha já não se limita a um confronto magrebino, mas opõe duas visões das rotas energéticas africanas. Uma fachada mediterrânea apoiada em infraestruturas existentes e uma fachada atlântica ainda largamente por construir. Para o gás nigeriano, o acesso à Europa joga-se agora nesta linha de fractura geográfica e estratégica.

Olivier de Souza

Esta reconfiguração comercial insere-se numa estratégia mais ampla de retorno das grandes empresas americanas e europeias, em meio ao declínio rápido dos fluxos russos.

Líbia: Atribuição de contratos de fornecimento de combustível a grupos ocidentais, com foco no distanciamento dos fluxos russos

Esta reconfiguração comercial insere-se numa estratégia mais ampla de retorno das grandes companhias americanas e europeias, no contexto de uma rápida queda nos fluxos russos.

A Líbia atribuiu a vários grupos ocidentais, incluindo Vitol, Trafigura e TotalEnergies, contratos de fornecimento de gasolina e gasóleo, indicaram fontes próximas do dossier, em declarações à Reuters, na quarta-feira, 18 de fevereiro.

O país do norte de África produz cerca de 1,4 milhões de barris de petróleo por dia, mas as suas capacidades de refinação continuam a ser insuficientes para cobrir a demanda interna. Esta limitação estrutural obriga-o a importar uma parte significativa dos seus combustíveis. Até recentemente, essas importações eram, em grande parte, provenientes de produtos russos, muitas vezes trocados por carregamentos de petróleo bruto líbio.

Tripoli, no entanto, passou a privilegiar concursos públicos para cobrir as suas necessidades de combustíveis, uma mudança que reduz mecanicamente a presença da Rússia no mercado líbio. Segundo o analista de dados Kpler, as exportações russas de combustíveis para a Líbia caíram para cerca de 5.000 barris por dia em 2026, contra 56.000 barris por dia em média entre 2024 e 2025, período em que Moscovo era o principal fornecedor.

Uma mudança nos fluxos de importação e exportação

Esta reconfiguração afeta também as exportações de petróleo bruto. O comerciante suíço BGN, que foi durante muito tempo um dos principais atores nos carregamentos líbios, está a perder terreno em favor de atores ocidentais, a quem foram atribuídos mais direitos de exportação.

Esta mudança ocorre num contexto de reformulação do setor petrolífero líbio, quinze anos após a queda de Muammar Kadafi e mais de uma década de conflitos, paragens de produção e incertezas contratuais. As autoridades procuram estabilizar o quadro operacional e relançar o investimento, com o objetivo de aumentar a produção para 2 milhões de barris por dia a médio prazo. Esta ambição levou ao lançamento recente de ciclos de licenciamento de petróleo, os primeiros desde 2007.

Simultaneamente, a Rússia, confrontada com sanções ocidentais devido à guerra na Ucrânia, tem redirecionado as suas exportações de produtos refinados para África, Ásia e América do Sul. A perda gradual do mercado líbio soma-se à queda das suas vendas para a Índia e Turquia, acentuando a sua mudança para a China.

Um foco nas grandes empresas ocidentais

Para a Líbia, o recurso crescente a parceiros ocidentais visa atingir vários objetivos: garantir volumes a partir de instalações próximas e restaurar a confiança dos investidores internacionais. Esta orientação insere-se numa dinâmica mais ampla de abertura às empresas americanas e europeias, como evidenciado pela assinatura de acordos de desenvolvimento de petróleo de longo prazo, nomeadamente com a ConocoPhillips e a TotalEnergies.

O último ciclo de licenciamento de petróleo confirma esta tendência, com a atribuição de blocos a várias grandes empresas internacionais, incluindo a Chevron. Estas decisões são acompanhadas por iniciativas diplomáticas em direção a Washington, como o anúncio de um fórum energético bilateral e a proposta de uma parceria estratégica que abrange energia, minas e infraestruturas.

Esta reconfiguração levanta uma questão implícita: ao distanciar-se dos fluxos russos, estará a Líbia também a procurar reduzir a sua exposição aos riscos relacionados com as sanções americanas, mesmo que de forma indireta? Embora não o declare explicitamente, a orientação atual sugere uma convergência crescente com as prioridades energéticas dos Estados Unidos e da Europa, num contexto de diversificação dos fornecimentos após os fluxos russos.

Olivier de Souza

A nível internacional, o mercado de créditos de carbono enfrenta várias críticas, especialmente em relação à transparência e à integridade ambiental de certos projetos. Essa situação levou vários países, particularmente na África, a reforçarem as suas regulamentações.

O governo queniano lançou, na terça-feira, 17 de fevereiro de 2026, em Nairobi, o Kenya National Carbon Registry, um registo nacional destinado a centralizar todas as atividades relacionadas com os créditos de carbono produzidos no país. O anúncio foi feito durante uma cerimônia presidida pela ministra do Ambiente, Mudança Climática e Florestas, Deborah Barasa (foto).

Com esta iniciativa, as autoridades criam uma plataforma digital pública encarregada de registar, autorizar e monitorar todos os projetos de carbono e os créditos gerados no Quénia. Também permitirá documentar as transferências e transações associadas a esses créditos, de acordo com o The Star.

Até agora, essas operações não estavam integradas em um sistema nacional único administrado pelo Estado. Segundo o Citizen Digital, essa falta de centralização dificultava o acompanhamento oficial das reduções de emissões e expunha o país ao risco de dupla contagem.

O novo sistema, desenvolvido com o apoio técnico de parceiros internacionais, incluindo a cooperação alemã através da GIZ, visa agora estruturar todo o processo. O objetivo é garantir que um crédito de carbono corresponda a uma redução de emissões verificada e registrada uma única vez. Cada projeto deverá ser inscrito na base de dados nacional antes de qualquer emissão ou transferência de créditos, conforme explica o The Standard.

Durante a cerimônia, Deborah Barasa apresentou o registo como uma ferramenta destinada a reforçar a transparência no mercado de carbono do Quénia. O secretário permanente do Ambiente, Festus Ng’eno, citado pelo Citizen Digital, indicou que os créditos de carbono são agora considerados ativos dentro do quadro jurídico nacional, com base na Climate Change Act e nas regulamentações que regem os mercados de carbono.

Dúvidas sobre a fiabilidade de alguns créditos

O lançamento do registo queniano ocorre num contexto de questionamento do mercado voluntário de carbono. Em janeiro de 2023, uma investigação conjunta do The Guardian, Die Zeit e SourceMaterial afirmou que mais de 90% dos créditos provenientes de projetos florestais certificados pela Verra poderiam não corresponder a reduções reais de emissões, com base em vários estudos científicos independentes.

A Verra, principal organismo de certificação do mercado voluntário de carbono, gere o programa Verified Carbon Standard (VCS), utilizado para certificar créditos de projetos de redução ou evasão de emissões. A organização contestou essas conclusões e defendeu a robustez das suas metodologias.

Essas revelações reacenderam o debate sobre a integridade ambiental dos créditos de carbono, especialmente no que diz respeito aos riscos de dupla contagem e à transparência das transações. Em 2023, o Grupo de Especialistas de Alto Nível das Nações Unidas sobre os Compromissos de Net Zero das Empresas apelou para uma regulamentação mais rigorosa dos mecanismos de compensação.

Uma onda de reformas no continente

Neste contexto, vários países africanos iniciaram reformas para reforçar o controlo público dos seus mercados de carbono. Na Tanzânia, o governo adotou, em outubro de 2022, o Carbon Trading Regulations, colocando os projetos de carbono sob supervisão pública e exigindo aprovação prévia das autoridades para qualquer transação.

No Zimbabwe, uma regulamentação publicada em maio de 2023 impôs o registo obrigatório de todos os projetos junto do Estado e estipula que o governo deve reter uma parte das receitas geradas. O Gana, por sua vez, adotou, em 2023, orientações nacionais que regulam a participação do país no mercado de carbono internacional, no âmbito do Artigo 6 do Acordo de Paris.

Essas reformas refletem um reforço do quadro regulatório em vários países africanos. Em julho de 2025, a Agência Ecofin relatou a criação de uma coalizão entre o Reino Unido, o Quénia e Singapura, destinada a relançar o mercado voluntário de créditos de carbono, com base em regras comuns.

Abdel-Latif Boureima

De acordo com um relatório independente, o projeto da Helium One apresenta um potencial estimado de 296 milhões de pés cúbicos de hélio, podendo alcançar até 1,35 bilhão. O documento também estima o potencial de 3,2 bilhões de pés cúbicos em outras áreas da licença.

A Helium One Global anunciou, na segunda-feira, 16 de fevereiro, o lançamento de um processo formal para identificar um parceiro industrial para o seu projeto de hélio Southern Rukwa, na Tanzânia. A informação foi divulgada em um comunicado através do Regulatory News Service (RNS) da Bolsa de Valores de Londres.

Segundo a empresa, essa ação é uma continuidade do programa de testes técnicos realizados no poço Itumbula West-1 (ITW-1). O desenvolvimento futuro exigirá novos furos e mais trabalhos para uma avaliação mais detalhada do potencial do reservatório. A empresa afirma que essas etapas exigirão financiamento adicional, o que justifica a busca por um parceiro e financiamento externo.

Entre 26 de janeiro e 14 de fevereiro de 2026, a empresa usou uma bomba instalada no fundo do poço para acelerar a elevação dos fluidos do subsolo. De acordo com o comunicado, o hélio sobe à superfície com esses fluidos, permitindo medir a quantidade de hélio presente no gás produzido. A empresa afirmou que, no gás extraído, 5,4% do volume medido era composto por hélio, com picos de até 9,2%.

O projeto Southern Rukwa é o principal ativo da Helium One Global na Tanzânia. Está localizado na bacia do Rift de Rukwa, no sudoeste do país. Segundo a empresa, a área apresenta concentrações naturais de hélio que podem atingir até 10,4%, sem associação com hidrocarbonetos ou dióxido de carbono.

Em 2024, uma primeira perfuração no poço Itumbula West-1 confirmou a presença de hélio. Em um teste subsequente, o gás extraído à superfície continha até 5,5% de hélio. Em setembro de 2024, a empresa solicitou às autoridades tanzanianas a autorização para explorar uma área de 480 km² ao redor do local, sendo essa permissão concedida em julho de 2025. Isso permitiu o início dos trabalhos para o desenvolvimento do projeto.

Abdel-Latif Boureima

A expansão das capacidades renováveis no Egito agora conta com atores nacionais capazes de combinar o desenvolvimento de projetos e ambições industriais.

O Gabinete egípcio anunciou, na terça-feira, 17 de fevereiro de 2026, que aprovou a implementação de quatro projetos de energias renováveis liderados pelo Kemet Industries Group, braço executivo do grupo United Egypt Group for National Industries.

Os projetos incluem:

• Duas centrais solares de 320 MW e 400 MW no Oásis de Bahariya,
• Uma central solar de 2.000 MW em Nagaa Hammadi,
• Um sistema de armazenamento autônomo por baterias com capacidade de 000 MWh na mesma área.

O governo também autorizou o avanço dos acordos entre Kemet, a New and Renewable Energy Authority e a Future of Egypt Authority for Sustainable Development para o usufruto dos terrenos, assim como entre Kemet e a Egyptian Electricity Transmission Company para a compra e conexão da eletricidade. Espera-se que os projetos sejam concluídos e entrem em operação em 2027, com pagamentos previstos em libras egípcias.

A decisão do governo egípcio ocorre algumas semanas após a assinatura, em 18 de janeiro de 2026, na China, de um protocolo de acordo entre Kemet e o grupo chinês TBEA, na presença do ministro da Eletricidade, Mahmoud Essmat, para a produção local de equipamentos solares e inversores. No mesmo mês, o país também inaugurou um complexo industrial solar de 5 GW em Ain Sokhna, dedicado à fabricação de células e módulos fotovoltaicos.

Essas ações refletem a ambição da República Árabe do Egito de se envolver na cadeia de valor das tecnologias limpas, com campeões locais ativos tanto na fabricação de componentes quanto no desenvolvimento de projetos em larga escala. Com o objetivo de aumentar a participação das energias renováveis para 42% da sua matriz elétrica até 2030, e vários projetos de interconexão para exportar eletricidade limpa, o país poderá contar, em parte, com sua própria indústria.

Abdoullah Diop

A África do Sul depende principalmente do gás moçambicano. No entanto, a interrupção prevista das entregas até 2028 revela as fragilidades da sua rede de gás, com a falta de alternativas para importar GNL e a necessidade urgente de investimentos em novos oleodutos e terminais.

Um consórcio internacional está a preparar um projeto de uma central elétrica movida a gás natural liquefeito (GNL) estimado em 3 bilhões de dólares no porto de Durban, na África do Sul, segundo a Reuters, na segunda-feira, 16 de fevereiro. De acordo com a agência, o grupo de negociação energética Vitol apoia a iniciativa ao lado da empresa saudita ACWA Power, do operador de terminais VTTI e da Vivo Energy, proprietária da Engen desde 2024.

O projeto prevê a construção de uma central de ciclo combinado movida a GNL, com uma capacidade estimada entre 1.000 e 1.800 megawatts (MW), de acordo com um documento enviado a parlamentares sul-africanos. A central será associada a um terminal de importação de GNL no porto de Durban, tudo em uma área de cerca de 20 hectares.

Em setembro de 2025, o governo sul-africano concedeu ao projeto o status de "Projeto Estratégico Integrado", como indicado no comunicado oficial publicado no Government Gazette. Ou seja, o Estado classificou oficialmente este projeto entre os projetos de infraestrutura considerados prioritários a nível nacional.

Ainda não foi confirmado um cronograma de construção até o momento. Quanto ao fornecimento de GNL para a futura instalação, um porta-voz do consórcio esclareceu que é cedo para determinar a origem do combustível que abastecerá a futura central.

Um contexto gasista sul-africano em transformação

Este desenvolvimento ocorre enquanto o setor de gás da África do Sul está sob pressão, num contexto marcado por riscos de fornecimento a curto e médio prazo. De acordo com o Gas Roadmap 2025-2042, publicado em novembro de 2025 pela Industrial Gas Users Association - Southern Africa (IGUA-SA), as entregas de gás natural dos campos moçambicanos de Pande-Temane podem cessar dentro de dois anos.

Esta situação pode afetar o fornecimento para a indústria e algumas centrais elétricas. O documento menciona um potencial "Gas Cliff", ou seja, um risco de ruptura abrupta dos fluxos atuais. O país terá, portanto, de garantir outras fontes de fornecimento, especialmente por meio da importação de GNL.

Simultaneamente, a competição internacional pelo mercado sul-africano está a intensificar-se. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou que os Estados Unidos e o Qatar estão entre os fornecedores que podem se posicionar nesse mercado de GNL. Esta dinâmica insere-se num contexto global de expansão rápida da oferta. Segundo o Global LNG Outlook 2024-2028, publicado pelo Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), a capacidade global de liquefação deverá atingir cerca de 666,5 milhões de toneladas por ano até o final de 2028, o que representa um aumento de cerca de 40% em relação a 2023.

Segundo um artigo publicado pela OilPrice em janeiro de 2026, a África Subsaariana é descrita como um corredor emergente de GNL. Países como Nigéria, Senegal, Mauritânia, Moçambique e Tanzânia estão a desenvolver infraestruturas e projetos de exportação.

Além disso, um projeto distinto de importação de GNL está a avançar em Richards Bay. Em fevereiro de 2025, a Energy Intelligence relatou a assinatura de um contrato de arrendamento para o local. Uma decisão final de investimento é esperada para 2026, com uma capacidade inicial de 3 milhões de toneladas por ano.

Abdel-Latif Boureima

O acesso à energia representa um dos maiores desafios para as economias africanas. Mais de 600 milhões de pessoas continuam sem eletricidade, apesar dos esforços realizados.

Os Emirados Árabes Unidos (EAU) anunciaram a mobilização de 4,5 bilhões de dólares para financiar o desenvolvimento de mais de 60 projetos de energia limpa na África, declarou Sheikh Shakhboot bin Nahyan Al Nahyan (foto), ministro de Estado dos Emirados Árabes Unidos responsável pelos Negócios Estrangeiros. O anúncio foi feito à margem da 39ª Cúpula da União Africana (UA), realizada no sábado, 14 de fevereiro, e no domingo, 15 de fevereiro de 2026, em Adis Abeba, na Etiópia.

Esses financiamentos estão sendo realizados no âmbito da "Africa Green Investment Initiative". Este programa é apresentado pelas autoridades emiradenses como uma alavanca para acelerar a implementação de projetos energéticos no continente. Os projetos envolvem energia solar, eólica, geotérmica, sistemas de armazenamento por baterias e hidrogênio verde. Os fundos visam aumentar a capacidade de produção de eletricidade em vários países africanos.

Durante a mesma intervenção, o responsável mencionou um programa distinto de 10 bilhões de dólares promovido pela Masdar, uma empresa com sede em Abu Dhabi especializada em energias renováveis. Ele também citou a iniciativa "Etihad 7", que visa expandir o acesso à eletricidade para até 100 milhões de pessoas até 2035, segundo suas declarações. Além disso, lembrou que os investimentos acumulados dos Emirados Árabes Unidos na África ultrapassaram 110 bilhões de dólares entre 2019 e 2023, sendo mais de 70 bilhões direcionados para o setor de energia, em particular para as energias renováveis.

Investimentos em aumento, mas ainda abaixo das necessidades

Apesar do recente crescimento das instalações energéticas, uma grande parte da população africana continua sem acesso à eletricidade. De acordo com o relatório Energy Access Report 2025, publicado em junho de 2025 pelo Banco Mundial, quase 666 milhões de africanos ainda não tinham acesso à eletricidade.

O descompasso é particularmente acentuado na África Subsaariana, onde os gastos com eletrificação permanecem limitados, apesar das crescentes necessidades. Em um estudo publicado em outubro de 2025, a Agência Internacional de Energia (IEA) informou que menos de 2,5 bilhões de dólares foram mobilizados para financiar novas conexões elétricas na região em 2023. Segundo a Agência, esse nível de financiamento ainda é insuficiente para colocar a região na trajetória de acesso universal à eletricidade.

No mesmo estudo, a IEA estima que serão necessários cerca de 150 bilhões de dólares de investimentos acumulados até 2035 para alcançar o acesso universal à eletricidade na África, o que corresponde a aproximadamente 15 bilhões de dólares por ano no período.

Do ponto de vista dos investimentos, os dados confirmam um desequilíbrio persistente em favor dos combustíveis fósseis. O relatório World Energy Investment 2024 da IEA destaca que a maior parte dos gastos energéticos africanos em 2024 ainda foi destinada aos combustíveis fósseis, enquanto os fluxos para tecnologias limpas permanecem limitados.

O relatório The Renewable Energy Investment Case for Africa, publicado em 2025 pela Africa Climate Insights e pela Enzi Ijayo Africa Initiative, especifica que a África representou cerca de 2% dos investimentos globais em energias limpas em 2024. O documento indica que essa participação continua baixa, considerando os recursos renováveis disponíveis no continente e os objetivos de acesso à eletricidade.

Apesar deste contexto, alguns setores de energias renováveis apresentam progresso. O Africa Market Outlook for Solar PV 2025-2028, publicado em 2025 pelo Global Solar Council, reporta um aumento de 42% no mercado fotovoltaico no ano.

Abdel-Latif Boureima

O grupo egípcio HAU reforça o seu papel no setor energético ao assumir diretamente a execução dos projetos. Uma evolução que ocorre no contexto de desenvolvimento progressivo das capacidades industriais locais relacionadas com as tecnologias de energia limpa.

O grupo egípcio Hassan Allam Utilities anunciou, na segunda-feira, 16 de fevereiro, que sua subsidiária Hassan Allam Construction foi contratada para realizar a engenharia, fornecimento e construção de uma usina solar de 200 MW em Benban, no governadorado de Assuã. O projeto, desenvolvido pelo Hassan Allam em parceria com Infinity Power, EBRD e Meridiam, também incluirá um sistema de armazenamento de baterias de 120 MWh.

A entrada em operação comercial da usina está prevista para o segundo semestre de 2026. A usina será conectada à rede elétrica através da Egyptian Electricity Transmission Company, com um sistema de baterias que permitirá um desvio energético de duas horas para a rede nacional.

Este projeto está inserido nos acordos de venda de eletricidade assinados em 5 de novembro de 2025 com o Ministério da Eletricidade e Energias Renováveis. Faz parte de um programa mais amplo que envolve 1.200 MW de energia solar e 720 MWh de armazenamento no Egito. O projeto também alinha-se aos objetivos nacionais de aumentar a participação das energias renováveis para 42% da matriz elétrica até 2030 e 60% até 2040.

A escolha de um construtor local para a execução deste projeto solar com armazenamento estratégico ocorre em um momento em que o Egito recentemente inaugurou e assinou acordos para várias unidades de produção de componentes fotovoltaicos. Essa dinâmica demonstra que o país está determinado a apostar em sua indústria local para apoiar suas ambições energéticas.

Abdoullah Diop

A Somália procura ativamente o seu primeiro depósito comercial de hidrocarbonetos. O país realiza atividades de exploração tanto em terra como no mar. O primeiro furo offshore foi anunciado no início de outubro de 2025.

A Turquia enviou o seu navio de perfuração em águas profundas, Çağrı Bey, para a Somália, com o objetivo de conduzir uma operação de exploração petrolífera em alto-mar. O anúncio foi feito pelo Ministério da Energia e Recursos Naturais da Turquia. Trata-se da primeira missão de perfuração em águas profundas conduzida por Ancara fora das suas próprias zonas marítimas.

O navio partiu do porto de Taşucu, na província de Mersin, no domingo, 15 de fevereiro. A cerimónia de partida contou com a presença do ministro turco da Energia, Alparslan Bayraktar, bem como de responsáveis somalis para portos e hidrocarbonetos.

Segundo o ministério, a perfuração deve começar em abril próximo no poço chamado Curad‑1, localizado a cerca de 370 km de Mogadíscio. A escolha do local baseou-se em dados sísmicos previamente recolhidos pelo navio de investigação Oruç Reis em três blocos offshore somalis.

O percurso até à zona de perfuração deverá durar cerca de 45 dias. Por limitações técnicas, o navio contornará o Canal de Suez. Cerca de 180 pessoas estão mobilizadas a bordo, com unidades da marinha turca a acompanhar a operação para garantir segurança e apoio logístico.

De levantamentos sísmicos à perfuração em alto-mar

Desde o final de 2024 e ao longo de 2025, a cooperação energética entre Turquia e Somália traduziu-se numa série de iniciativas de exploração de petróleo e gás, primeiro no mar e depois em terra.

Em outubro de 2025, as autoridades somalis anunciaram o lançamento do primeiro furo em alto-mar, após vários anos sem descobertas comerciais em terra. Segundo informações da Agence Ecofin, este furo visa avaliar o potencial dos blocos offshore somalis.

Previamente, tinham sido programados estudos sísmicos para identificar áreas prospectivas. A Turquia havia indicado em abril de 2024 que conduziria atividades de pesquisa de hidrocarbonetos na Somália em 2025, iniciando uma primeira fase de recolha de dados geológicos em alto-mar.

Os dois países também reforçaram a cooperação com a assinatura, em abril de 2025, de um acordo de exploração e produção onshore entre a Turkish Petroleum Corporation (TPAO) e a Somali Petroleum Authority. Este acordo prevê atividades de exploração, incluindo levantamentos sísmicos e perfurações, em três blocos terrestres com cerca de 16 000 km² na Somália.

Em busca do primeiro depósito comercial de petróleo e gás

Estes avanços inserem-se no âmbito de um acordo de cooperação em hidrocarbonetos assinado em março de 2024 entre os governos turco e somali, relativo à pesquisa e produção de petróleo e gás. Este acordo regula a participação de atores turcos nas atividades de exploração e desenvolvimento na Somália.

Há vários anos que a Somália procura identificar um depósito comercial de petróleo e gás no seu território. Além da Turquia, foi mencionada em março de 2025 uma cooperação energética com o Azerbaijão. Cinco anos antes, em 2020, o país tinha assinado acordos com as companhias americanas Shell e Exxon Mobil para exploração de petróleo e gás.

Abdel-Latif Boureima