Enquanto a Zâmbia multiplica projetos solares para reduzir a vulnerabilidade do seu sistema baseado na hidroeletricidade, um grande grupo mineiro opta por recorrer a uma nova capacidade hidroelétrica para as suas necessidades industriais.

O Anzana Electric Group e a mineradora FQM anunciaram, na quinta-feira, 12 de fevereiro, uma parceria para desenvolver até 50 MW de energia hidroelétrica no norte da Zâmbia até 2030. A eletricidade deverá abastecer as minas da FQM na Província do Noroeste através de um mecanismo de wheeling, com o apoio da companhia pública de eletricidade Zesco.

O grupo mineiro procura assegurar uma capacidade de base (baseload), capaz de garantir produção contínua para as suas operações. O projeto será implementado no norte do país, uma região considerada menos sujeita às variações hidrológicas sazonais.

Esta decisão surge num momento em que a Zâmbia e os atores industriais procuram reduzir a dependência da hidroeletricidade, que domina largamente a matriz elétrica e a produção da rede nacional. O país continua a ser majoritariamente abastecido por barragens, cuja produção está sujeita a eventos climáticos, como evidenciado pela severa seca de 2024. Desde então, as autoridades têm multiplicado projetos solares para diversificar a matriz e limitar a exposição do sistema elétrico.

Neste contexto, ao optar por uma nova capacidade hidroelétrica localizada numa zona considerada mais estável, a FQM adota uma abordagem focada, em vez de mudar de tecnologia. O projeto poderá também contribuir para a estabilidade da rede e facilitar a integração de novas capacidades variáveis na região.

Abdoullah Diop

Com esta captação de fundos, a empresa procura obter os recursos necessários para dar continuidade aos seus projetos de desenvolvimento, num contexto marcado pela volatilidade dos preços e por necessidades de investimento particularmente elevadas.

O grupo energético nigeriano Oando iniciou oficialmente um processo de aumento de capital destinado a levantar cerca de 220 mil milhões de nairas (162,5 milhões de USD). A operação, sujeita à aprovação da Bolsa da Nigéria — Nigerian Exchange Limited (NGX) — envolve a emissão de mais de 4,4 mil milhões de novas ações ordinárias de 50 kobos cada, oferecidas ao preço de 50 nairas por ação.

A captação será realizada através de uma emissão de direitos preferenciais, à razão de uma ação nova por cada duas ações existentes detidas pelos acionistas em 13 de fevereiro de 2026. A emissão é conduzida por vários intermediários financeiros: Vetiva Securities Limited, Anchoria Securities Limited, Coronation Securities Limited e Meristem Stockbrokers Limited, atuando como corretores da empresa.

Reestruturação do capital

Esta operação visa reforçar a estrutura financeira do grupo e apoiar as suas ambições de crescimento, num contexto marcado por elevados requisitos de investimento no setor energético nigeriano. Insere-se num plano amplo de reestruturação de capital, incluindo conversões de dívida que serão apresentadas numa próxima reunião dos órgãos diretivos. O objetivo é sanear o balanço e melhorar a flexibilidade financeira deste grupo cotado tanto na Bolsa da Nigéria como na Bolsa de Joanesburgo.

Estas operações ocorrem num momento em que a empresa demonstra alguma solidez operacional. A produção líquida aumentou 32 %, atingindo em média 32 482 barris equivalentes de petróleo por dia em 2025, segundo os resultados não auditados do exercício encerrado a 31 de dezembro de 2025. Os investimentos seguiram a mesma tendência, com despesas de capital que saltaram para 101,9 mil milhões de nairas em 2025, contra 18,5 mil milhões no ano anterior.

Sandrine Gaingne

Enquanto a demanda por eletricidade confiável cresce entre as empresas comerciais e industriais sul-africanas, o desenvolvedor Scatec diversifica seus modelos para capturar esse segmento em expansão.

O grupo norueguês Scatec continua a expandir sua presença e posicionamento no mercado de eletricidade da África do Sul. Em um comunicado publicado na segunda-feira, 16 de fevereiro, o grupo anunciou que sua plataforma conjunta Lyra Energy assinou contratos de compra de eletricidade com três clientes comerciais e industriais para uma grande parte de uma usina solar de 255 MW, chamada Thakadu.

Este acordo marca a entrada operacional da Scatec no segmento de wheeling e nos contratos de eletricidade firmados diretamente com empresas privadas, como complemento de seus projetos desenvolvidos dentro dos programas públicos sul-africanos. A usina Thakadu será construída em duas fases. O fechamento financeiro e o início das obras da primeira fase são esperados para o primeiro trimestre de 2026, com a segunda fase seguindo no decorrer do mesmo ano. Os investimentos, a estrutura de financiamento e o escopo EPC serão definidos no fechamento financeiro, de acordo com a Scatec.

« A segurança dos contratos de compra com clientes do setor privado para o projeto Thakadu demonstra o apetite crescente das empresas por eletricidade limpa, confiável e com custo competitivo », declarou Terje Pilskog, CEO da Scatec.

Esse avanço faz parte de uma trajetória iniciada em 2024 com o lançamento da Lyra Energy, que em julho de 2025, por meio de sua divisão dedicada ao comércio, Lyra Energy Trading, obteve uma licença de negociação de eletricidade junto ao regulador sul-africano NERSA. Essa autorização permite que a empresa atue no mercado de atacado e firme contratos de fornecimento com clientes comerciais e industriais, apoiando-se em ativos de produção em larga escala.

Tudo isso se alinha à estratégia apresentada pela Scatec em agosto de 2024, durante a venda parcial de suas participações nas usinas Kalkbult, Linde e Dreunberg. Na ocasião, o grupo indicou que pretendia reciclar capital para novas oportunidades de crescimento no país, citando a Lyra como o veículo dedicado ao segmento privado, ao lado dos projetos Grootfontein e do armazenamento Mogobe.

Abdoullah Diop

Depois de vários anos de atraso, o projeto petrolífero localizado na bacia de South Lokichar e retomado oficialmente em 2025 pela Gulf Energy, avança. Em novembro de 2025, a entrada em produção foi programada para dezembro de 2026.

A Gulf Energy confirmou, na sexta-feira, 13 de fevereiro, perante uma sessão conjunta das comissões parlamentares quenianas de Energia, o seu compromisso de investir cerca de 6 mil milhões de dólares no desenvolvimento do projeto petrolífero South Lokichar. O local está situado no condado de Turkana, no noroeste do país.

O anúncio ocorreu no âmbito da análise parlamentar do Field Development Plan (FDP) e dos Production Sharing Contracts (PSC) submetidos à ratificação, etapa regulamentar prévia à entrada na fase de desenvolvimento comercial do campo.

Segundo os elementos apresentados aos parlamentares, o plano de desenvolvimento prevê uma produção gradual dos depósitos de petróleo descobertos nos blocos T6 e T7, com objetivo de início fixado para 1 de dezembro de 2026, sujeito à aprovação definitiva do FDP. O plano submetido pela Tullow Oil em 2024, então operador do projeto, tinha sido rejeitado pelas autoridades quenianas.

O quadro contratual baseia-se num regime de partilha de produção em que o Estado queniano mantém a propriedade dos recursos. O operador financia os investimentos e recupera os custos antes da partilha do “profit oil”, ou seja, da parcela de produção restante após recuperação dos custos, conforme definido nos PSC.

As projeções discutidas no parlamento estimam que as receitas acumuladas para o Estado poderão situar-se entre 1,05 e 2,9 mil milhões de dólares ao longo da vida útil do projeto, estimada em cerca de 25 anos, com base num cenário de preços entre 60 e 70 dólares por barril. A título indicativo, segundo o site Investing.com, o Brent era negociado em torno de 67,75 dólares por barril antes do encerramento do mercado a 13 de fevereiro.

Um projeto relançado após a saída da Tullow

Este desenvolvimento ocorre após a cedência dos ativos quenianos da Tullow Oil à Gulf Energy, concluída em 2025 pelo grupo britânico. A mudança de operador marcou uma nova fase na estruturação do projeto, agora orientada para a produção comercial.

South Lokichar encontra-se numa bacia considerada a principal área de exploração onshore do país. As reservas recuperáveis estão estimadas em cerca de 560 milhões de barris, segundo dados divulgados pela Oil Price em novembro de 2025.

No plano industrial, de acordo com uma análise da Enerdata, a primeira fase do desenvolvimento prevê uma produção de cerca de 20 000 barris por dia, antes de uma escalada que poderá atingir 50 000 barris diários nas fases posteriores.

Em termos logísticos, a exportação do petróleo deverá, a longo prazo, utilizar um oleoduto de aproximadamente 820 km ligando Lokichar ao porto de Lamu, no âmbito do corredor LAPSSET. Como ressalta o African Energy Council, a infraestrutura poderá transportar até 80 000 barris por dia, constituindo um eixo estratégico de acesso aos mercados internacionais.

Abdel-Latif Boureima

A medida que a energia solar ganha terreno no continente africano, Maroc e Côte d’Ivoire estabeleceram um quadro comum para pesquisar, testar e adaptar tecnologias energéticas às realidades africanas.

O Institut de Recherche en Énergie Solaire et Énergies Nouvelles (IRESEN), a Université Mohammed VI Polytechnique (UM6P), o Green Energy Park Maroc e o Institut National Polytechnique Houphouët-Boigny (INP-HB) inauguraram, na sexta-feira, 13 de fevereiro, em Yamoussoukro, a plataforma Green Energy Park Maroc–Côte d’Ivoire (GEP-MCI).

Instalada no âmbito do INP-HB, a GEP-MCI dedica-se à investigação aplicada, inovação tecnológica e formação em tecnologias solares fotovoltaicas e térmicas, bem como às suas aplicações na agricultura e no tratamento de água.

A plataforma foi concebida como uma infraestrutura de teste e demonstração tecnológica em condições climáticas semi-tropicais, seguindo o modelo do Green Energy Park de Benguerir, inaugurado em 2017 em Maroc pelo IRESEN em parceria com o Groupe OCP e a UM6P.

«O Green Energy Park Marrocos–Costa do Marfim traduz uma ambição clara: colocar a investigação e inovação aplicadas ao serviço do desenvolvimento sustentável e do sucesso dos grandes projetos energéticos em África», declarou Samir Rachidi, diretor-geral do IRESEN.

Esta inauguração ocorre num contexto de aceleração do desenvolvimento solar em África, provocando um aumento da procura de painéis solares. Numa nota publicada em agosto de 2025, o think tank Ember indicou que as importações africanas de painéis solares atingiram 15.032 MW nos doze meses até junho de 2025, um aumento de 60% face aos 9.379 MW importados no período anterior.

O Ember sublinhou também que a produção local continua limitada, embora Maroc e Afrique du Sud disponham de uma capacidade anual de cerca de 1 GW cada, e que outros países, como Nigéria e Égypte, estão a progredir.

Neste contexto, as iniciativas regionais de I&D revelam-se extremamente pertinentes, contribuindo desde o início para a estruturação de um ecossistema tecnológico e para o desenvolvimento de uma indústria de tecnologias limpas capaz de apoiar os objetivos de transição energética do continente.

Abdoullah Diop

O governo do Gabão declarou oficialmente comercialmente viável o campo petrolífero de Grand N’Gongui. A decisão foi formalizada com a assinatura, na sexta-feira, 13 de fevereiro de 2026, de uma convenção de comercialidade com a Assala Gabon, operadora do projeto, durante cerimônia presidida por Clotaire Kondja, ministro do Petróleo e do Gás do país.

“Com esta assinatura da declaração de comercialidade do campo de Grand N’Gongui, o projeto conduzido pela Assala Gabon passa da fase de exploração para a de desenvolvimento”, declarou o ministro.

Na prática, a declaração de comercialidade significa que as reservas identificadas foram consideradas economicamente viáveis dentro do contrato vigente. Ela permite à Assala Gabon iniciar os investimentos necessários para o desenvolvimento do campo.

Até o momento, não foram divulgados detalhes sobre o montante do investimento nem sobre o volume exato de reservas e recursos de hidrocarbonetos disponíveis. No entanto, o operador indicou que pretende alcançar uma produção diária de cerca de 10.000 barris de petróleo, após a plena operação do campo.

Um campo onshore em um contexto energético em mudança

O depósito situa-se em terra, no bloco Mutamba-Iroru","oil block in gabon"], ao sul de Gamba, na província de Ogooué-Maritime. Descoberto em 2012 pela VAALCO Energy, foi posteriormente adquirido pela Assala Gabon, que atualmente conduz seu desenvolvimento após vários anos de exploração.

A Assala Gabon produz entre 55.000 e 67.000 barris por dia, segundo Marcellin Simba Ngabi, presidente do conselho de administração. A entrada em operação do campo de Grand N’Gongui deve somar-se a esse volume.

Em 2023, as exportações de petróleo bruto alcançaram 3.992,7 bilhões de FCFA (7,23 bilhões de dólares), representando cerca de 67% das exportações totais do país, de acordo com dados da Agence Ecofin. Um relatório da Banque de France publicado no mesmo ano indica que o setor petrolífero representou 38,4% do PIB nominal entre 2019 e 2023.

Em 2024, a produção nacional atingiu 84 milhões de barris, um aumento de 3,1% em relação ao ano anterior, conforme dados setoriais divulgados em abril de 2025. Em média anual, esse volume corresponde a aproximadamente 230.000 barris por dia.

Essa evolução ocorre em um contexto de declínio natural de vários campos maduros. Para contrabalançar, as autoridades intensificaram iniciativas de exploração offshore profunda, vista como um instrumento para renovar reservas e sustentar a produção nacional.

Abdel-Latif Boureima

A economia do Sudão do Sul depende quase inteiramente da exploração de hidrocarbonetos. O Banco Mundial sublinha que esta dependência expõe as finanças públicas às variações de produção e às flutuações dos preços internacionais.

Deficiências na aplicação das leis fiscais reduzem as receitas provenientes do setor petrolífero. É o que revelou Benjamin Ayali Koyongwa, subsecretário de Planeamento do Ministério das Finanças do Sudão do Sul, em declarações à imprensa na sexta-feira, 6 de fevereiro.

O responsável afirmou que a aplicação seletiva e inconsistente das leis fiscais custa ao país “milhões de dólares” todos os anos, com algumas disposições não sendo aplicadas de forma uniforme. No entanto, não forneceu detalhes quantitativos sobre a dimensão destas perdas nem especificou quais disposições fiscais estão em causa.

Koyongwa destacou ainda lacunas nos procedimentos aduaneiros. Segundo ele, alguns importadores pagam os direitos em moeda local a taxas de câmbio que não correspondem às vigentes, reduzindo assim os montantes efetivamente arrecadados pelo Estado. O responsável mencionou também a fraca mobilização fiscal fora do setor petrolífero, apontando que o IVA representa atualmente menos de 1 % das receitas públicas totais.

Finanças públicas sob pressão

Esta situação ocorre enquanto o governo planeia introduzir um regime ampliado de IVA até julho de 2026. O contexto orçamental permanece marcado pela forte dependência do petróleo e por questionamentos recorrentes sobre a gestão das receitas extractivas no Sudão do Sul.

O petróleo constitui a espinha dorsal das finanças públicas sudanesas, representando quase 95 % das exportações e 90 % das receitas públicas, segundo o Tesouro francês. Esta concentração de recursos públicos num único setor expõe o orçamento nacional às variações de produção, às flutuações de preços internacionais e às vulnerabilidades internas do sistema de gestão.

Vários relatórios internacionais também destacaram fragilidades na governança das receitas petrolíferas. Em setembro de 2025, a Agência Ecofin relatou que, segundo a Comissão de Direitos Humanos da ONU, mais de 2,2 mil milhões de dólares foram desviados entre 2021 e 2024 no âmbito do programa “Oil for Roads”, destinado a financiar estradas. Esta situação, entre outras constatações, alimentou críticas sobre a transparência e a eficácia na utilização das receitas petrolíferas.

Dependência da receita petrolífera e necessidade de diversificação

Ao mesmo tempo, a mobilização de receitas não petrolíferas permanece limitada. As autoridades reconhecem que a contribuição da fiscalidade fora do petróleo continua marginal na estrutura orçamental, reforçando a dependência da renda extractiva. A diversificação das fontes fiscais surge, assim, como um desafio central para as finanças públicas.

O Banco Mundial alertou para o risco de pobreza quase universal no país, onde, segundo estimativas de 2022, 76 % da população vivia abaixo do limiar nacional de pobreza. A economia do Sudão do Sul contraiu-se pelo quinto ano consecutivo, com um PIB reduzido em 30 % em 2025, segundo o relatório da International Rescue Committee publicado em 6 de fevereiro de 2026. De acordo com o mesmo documento, as exportações petrolíferas, afetadas pelo conflito no vizinho Sudão, provocam perdas diárias estimadas em 7 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

Lançada há um ano e meio, a refinaria deveria atingir a sua capacidade total no início de 2025. Contudo, as restrições no fornecimento de crude foram o principal obstáculo para alcançar esta meta.

Num comunicado de quarta-feira, 11 de fevereiro, a refinaria Dangote anunciou ter atingido um marco histórico, alcançando a sua capacidade nominal total de 650.000 barris por dia, tornando-se na primeira refinaria do mundo a atingir tal nível de produção numa única unidade. Este desempenho resulta da otimização da unidade de destilação de crude e do bloco de produção de gasolina, consolidando a estabilidade operacional da maior instalação de refinação de África.

O grupo lançou, de facto, uma série intensiva de testes de desempenho de 72 horas com o seu parceiro tecnológico UOP, para verificar a eficácia operacional e a conformidade de todos os parâmetros com os padrões mundiais. Segundo David Bird, diretor-geral da refinaria, a integração fluida e o desempenho das unidades de produção demonstram a resiliência e a engenharia avançada da instalação.

“As nossas equipas demonstraram uma precisão excecional para estabilizar a unidade de destilação de crude e a unidade de produção de gasolina. Esta fase de testes permite validar toda a refinaria em condições reais […] Este sucesso ressalta a qualidade técnica e a fiabilidade da operação, ao mesmo tempo que confirma o compromisso da refinaria em fornecer produtos refinados de alta qualidade, transformando o setor energético nigeriano e reduzindo a dependência das importações”, declarou o responsável.

Operação a 100 % da capacidade

As unidades de destilação e produção de gasolina, bem como as de tratamento de nafta, isomerização e reformador, funcionam agora a 100 % da sua capacidade nominal. As outras unidades de processamento da refinaria iniciarão os seus testes de desempenho na Fase 2 na próxima semana.

Produção otimizada que transformará o mercado e a economia

A refinaria forneceu entre 45 e 50 milhões de litros de gasolina por dia durante o período festivo recente. Estima-se que, com as atividades de destilação e produção de gasolina a operar plenamente, a refinaria possa agora fornecer até 75 milhões de litros por dia no mercado doméstico.

Os analistas consideram o projeto de 650.000 barris por dia como transformador para a Nigéria, capaz de gerar até 10 mil milhões de dólares em poupanças anuais em divisas, criar milhares de empregos, fortalecer o naira e melhorar a segurança energética regional. A redução das importações, que superavam 80 % dos produtos refinados, deverá estabilizar o fornecimento de combustíveis, limitar a volatilidade dos preços, acabar com escassez recorrente e dinamizar as indústrias a jusante, nomeadamente petroquímica e fertilizantes.

Em outubro do ano passado, Aliko Dangote, proprietário da refinaria, anunciou o projeto de expansão da capacidade para 1,4 milhões de barris por dia. Esta expansão apoiará novos investimentos petroquímicos, incluindo a produção de alquilbencenos lineares e óleos base, e aumentará a produção anual de polipropileno de 1 para 1,5 milhões de toneladas métricas.

A refinaria Dangote, agora a plena capacidade, abre caminho para um fornecimento nacional de combustíveis mais estável, ao mesmo tempo que apoia o desenvolvimento industrial e energético sustentável da Nigéria. Também reforça a posição do país nos mercados regionais e internacionais, oferecendo novas oportunidades para exportação de produtos refinados e crescimento económico.

Olivier de Souza

Na RDC, onde o setor mineiro ocupa um papel central na economia, mas onde o acesso à eletricidade continua limitado, o recurso a soluções renováveis com armazenamento torna-se estratégico.

A Autoridade Reguladora do Setor Elétrico (ARE) da RDC anunciou na quarta-feira, 11 de fevereiro, que em início de janeiro emitiu dois pareceres favoráveis à CrossBoundary Energy para um projeto solar destinado a fornecer energia à mina de Kamoa, na província de Lualaba. Os pareceres referem-se, nomeadamente, à produção e comercialização da eletricidade gerada pela central.

Detalhes do projeto

Em abril de 2025, a Kamoa Copper S.A. e a CrossBoundary Energy assinaram um contrato de compra de eletricidade relativo a este projeto, que incluirá:

• Uma central solar de 222 MWp, associada a um sistema de armazenamento por baterias de 123 MVA para 526 MWh.
• O sistema deverá fornecer 30 MW de energia renovável controlável de forma contínua e produzir cerca de 000 MWh por ano.
• A redução estimada de emissões é de 750 toneladas de CO₂ por ano.

A CrossBoundary Energy será proprietária e operadora da central, enquanto a Kamoa Copper pagará pela eletricidade consumida. O complexo mineiro, uma joint venture entre Ivanhoe Mines, Zijin Mining Group e o Estado congolês (que detém 20 %), apresenta uma capacidade de produção de cerca de 600.000 toneladas de cobre por ano.

Contexto energético

Segundo o Banco Mundial, a taxa de acesso à eletricidade na RDC era de 22 % em 2023, uma das mais baixas do continente, afetando tanto a população como setores económicos, como a indústria.

Neste contexto, o desenvolvimento de produção solar com armazenamento permite ao sítio de Kamoa-Kakula garantir um fornecimento elétrico contínuo, normalmente assegurado por energia fóssil, ao mesmo tempo que limita a dependência de uma rede nacional instável e limitada.

Além da segurança do fornecimento de eletricidade, o projeto contribui para a sustentabilidade ambiental do empreendimento cuprífero.

Abdoullah Diop

Conectado ao sistema elétrico da África Ocidental, o Benim beneficia de intercâmbios regionais que contribuem para otimizar os custos e assegurar parte do seu abastecimento. Contudo, esta integração cria uma dependência que expõe a rede nacional a perturbações externas.

A Sociedade Beninense de Produção de Eletricidade (SBPE) e a Sociedade Beninense de Energia Elétrica (SBEE) anunciaram, na terça-feira, 10 de fevereiro de 2026, «perturbações no fornecimento de energia elétrica observadas há várias semanas em todo o território».

Estas disfunções são atribuídas a «constrangimentos técnicos que afetam as interligações elétricas regionais, impactando temporariamente o equilíbrio e a estabilidade da rede nacional», indicam as duas empresas num comunicado conjunto.

Esta situação confirma um diagnóstico já estabelecido no «Pacto Nacional da Energia», publicado pelo Benim em setembro de 2025 no âmbito da Missão 300. O documento indica que as capacidades de produção nacionais são insuficientes, tornando o país fortemente dependente das importações e vulnerável a perturbações regionais.

Os dados da Agência Internacional da Energia (AIE) apontam no mesmo sentido. Em 2023, as importações líquidas de eletricidade representavam 83,3 % do consumo final de eletricidade. A produção nacional baseava-se maioritariamente no gás natural, que representou 69 % da eletricidade produzida nesse ano. Contudo, precisa o Pacto, o abastecimento de gás também está sujeito a constrangimentos técnicos.

Neste contexto, o Benim prevê, até 2030, adicionar 126 MWp de capacidade solar fotovoltaica e 265 MW de capacidade térmica adicional, com o objetivo de elevar a quota das energias renováveis para 30 % do mix elétrico. O país ambiciona igualmente aumentar a taxa de acesso à eletricidade para pelo menos 70 %, face a 42,6 % no final de 2024, ligando cerca de 928 000 novos agregados familiares. Além disso, aposta em capacidades de armazenamento de GNL para diversificar as fontes de abastecimento e reduzir a dependência das infraestruturas existentes.

Abdoullah Diop