Num contexto africano marcado por níveis de acesso à eletricidade ainda baixos, alguns países estão a progredir rumo ao objetivo de cobertura universal, apoiando-se nos seus recursos internos.

Segundo o relatório “Electricity 2026”, publicado em fevereiro pela Agência Internacional de Energia (AIE), o Senegal está no bom caminho para alcançar o acesso universal à eletricidade já em 2029. Este objetivo está inscrito no seu Energy Compact, publicado no âmbito da iniciativa Mission 300, que prevê um aumento anual da taxa de acesso de 2,9 %, permitindo ao país atingir a cobertura total um ano antes do prazo global definido pelo ODS7, em 2030, que se refere ao acesso à energia.

Este objetivo ambicioso assenta numa base sólida. Em 2024, 84 % da população senegalesa tinha acesso à eletricidade, uma taxa entre as mais elevadas da África Subsaariana. Segundo a AIE, a cobertura é agora total nas zonas urbanas, enquanto as zonas rurais apresentam uma taxa de acesso de 66 %.

Para atingir o acesso universal, a agência antecipa uma transformação profunda do mix energético. A parcela do gás natural na produção de eletricidade deverá passar de menos de 1 % em 2025 para cerca de 30 % em 2030, refletindo a introdução rápida do gás num sistema historicamente dominado pelo gasóleo. Paralelamente, a eletricidade proveniente de energias renováveis deverá atingir 22 % em 2030, um aumento de cerca de 10 pontos percentuais em relação a 2025.

Esta evolução do mix baseia-se em vários projetos já operacionais ou em desenvolvimento. Entre eles, destaca-se uma central solar de 16 MW, equipada com um sistema de armazenamento de 10 MW/20 MWh, colocada em serviço em 2025, assim como o início da construção do projeto NEO Kolda, que combina 60 MW solares e 20 MW para 72 MWh de armazenamento. A AIE cita também a conversão a gás natural da central de Bel Air, com uma capacidade de 335 MW, anteriormente alimentada a gasóleo pesado, com o objetivo de abastecer-se futuramente com gás doméstico.

Paralelamente a esta transformação, a agência salienta que o consumo de eletricidade cresceu 22 % em termos anuais em 2025 e que deverá aumentar cerca de 8 % ao ano no período 2026–2030, confirmando a urgência de integrar capacidades adicionais.

Abdoullah Diop

Namíbia bloque aquisição da TotalEnergies e Petrobras em licença offshore devido a incumprimento de aprovação regulatória

O anúncio da TotalEnergies e da Petrobras sobre a aquisição de participações numa nova licença offshore na Namíbia confrontou-se com a recusa das autoridades, que lembram que qualquer transação petrolífera deve seguir um processo de aprovação rigoroso, num contexto de reforma do quadro legal do setor.

A Namíbia suspendeu o reconhecimento da aquisição pela TotalEnergies de uma participação na licença de exploração offshore PEL104, por falta de submissão formal do dossiê e validação prévia pelas autoridades competentes.

TotalEnergies e Petrobras anunciaram ter adquirido cada uma 42,5% da licença PEL104, localizada no bloco de Lüderitz, na costa sudoeste do país, junto à Maravilla Oil and Gas e à Eight Offshore Investments Holdings. O perímetro cobre cerca de 11.000 km² e a TotalEnergies deveria tornar-se operadora. A finalização da transação estava condicionada às aprovações regulatórias e ao acordo dos parceiros. Após a operação, o consórcio seria composto por TotalEnergies (42,5%), Petrobras (42,5%), a companhia nacional Namcor (10%) e Eight Offshore Investments Holdings (5%).

Primazia do processo de aprovação

As autoridades namibianas indicaram, num comunicado de domingo, 8 de fevereiro, que não tinham sido informadas da operação conforme as exigências legais. O Ministério da Indústria, Minas e Energia afirmou ter tomado conhecimento do anúncio apenas minutos antes da sua divulgação. A presidência enfatizou que nenhuma transação pode ser considerada válida sem submissão e análise oficial segundo o procedimento estatutário. O governo recordou que qualquer transferência ou aquisição de participação numa licença petrolífera requer autorização prévia do ministro competente.

Esta posição surge enquanto a Namíbia avança com uma reforma profunda do setor energético, visando a primeira produção comercial de petróleo e reforçando o seu sistema de regulação. O Ministro da Energia, Modestus Amutse, apresentou um projeto de lei que altera a legislação sobre exploração e produção petrolíferas, criando uma unidade de regulação upstream sob a autoridade da presidência. A reforma pretende modernizar o quadro jurídico, reforçar a transparência fiscal, ampliar regras sobre conflitos de interesse e impor novas obrigações de conteúdo local.

O bloqueio da operação PEL104 reflete a determinação das autoridades em garantir o cumprimento estrito da lei vigente. A continuação do projeto dependerá agora do respeito pelos procedimentos previstos na nova legislação, tornando-se um teste para a aplicação do futuro quadro regulatório do setor petrolífero namibiano.

Esta operação integra a estratégia mais ampla da TotalEnergies na Namíbia. Em dezembro de 2025, o grupo tornou-se operadora da licença offshore PEL83 no bloco do Orange, após acordo com o grupo português Galp, prevendo um reequilíbrio de participações em várias licenças marítimas. No final de janeiro, dirigentes da TotalEnergies e da Galp foram recebidos em Windhoek pela presidente Netumbo Nandi-Ndaitwah, apresentando o andamento dos projetos sem anunciar novos investimentos.

Segundo a consultora Wood Mackenzie, a produção do país poderá ultrapassar 500.000 barris por dia nos próximos dez anos graças às descobertas do bloco do Orange, exigindo cerca de 4 mil milhões de dólares de investimento anual no início da próxima década.

Olivier de Souza

Diante da persistente fraqueza da demanda por diamantes naturais, a De Beers continua ajustando sua estratégia operacional. O grupo, que obtém a maior parte de sua produção do Botswana, já havia revisado para baixo suas metas de produção global em 2025.

Enquanto o mercado de diamantes naturais permanece geralmente deprimido, a De Beers continua a adotar uma postura de prudência em 2026. Em seu relatório operacional publicado na quinta-feira, 5 de fevereiro, o grupo, ativo principalmente no Botswana, anunciou que agora visa uma produção entre 21 e 26 milhões de quilates este ano, contra uma faixa inicial de 26 a 29 milhões.

Esse novo ajuste prolonga o reequilíbrio de seu plano operacional, após a revisão já realizada em 2025. “As previsões de produção para 2026 foram revisadas para 21-26 milhões de quilates [contra 26-29 milhões de quilates anteriormente], devido ao contexto difícil do mercado de diamantes brutos. A De Beers continua monitorando a evolução deste mercado para ajustar sua produção à demanda”, indicou a companhia em nota.

Nos últimos anos, a demanda mundial por diamantes naturais caiu significativamente, principalmente devido à crescente concorrência dos diamantes sintéticos. A De Beers busca se adaptar a essa evolução ajustando suas metas de produção aos níveis de demanda do mercado. Em 2025, o grupo já havia anunciado uma revisão de seu plano, visando uma produção entre 20 e 23 milhões de quilates, contra uma faixa inicial de 30 a 33 milhões.

Embora essa meta tenha sido atingida, com 21,6 milhões de quilates finalmente declarados, resultou em uma queda de 12% na produção anual. No Botswana, onde a De Beers explora principalmente as minas de Jwaneng e Orapa, o grupo registrou uma redução de 16% na produção. Na Namíbia, o resultado das operações ficou 7% abaixo em relação ao ano anterior. Apenas a mina sul-africana de Venetia registrou um aumento (3%), enquanto a produção canadense também caiu 7%.

Embora a abordagem da De Beers seja uma prudência assumida, ela não é isenta de consequências para os países anfitriões, especialmente o Botswana, cuja economia depende historicamente das receitas da exploração de diamantes. Para 2025, as autoridades preveem assim o segundo ano consecutivo de contração econômica (-3%), em um contexto de queda nos volumes de diamantes comercializados.

Resta observar a evolução das dinâmicas do mercado em 2026 e suas potenciais implicações para os planos da De Beers. Paralelamente, a companhia prepara a cisão de sua empresa-mãe, Anglo American, no âmbito da reestruturação anunciada por esta última em 2024.

Aurel Sèdjro Houenou

As atividades da BW Energy no Gabão ocupam um lugar importante no seu portefólio petrolífero. O país acolhe ativos offshore-chave da empresa e contribui de forma significativa para os volumes produzidos pelo grupo.

A produção petrolífera da BW Energy no Gabão aumentou em 2025. Segundo os resultados operacionais publicados na quarta-feira, 4 de fevereiro, pela companhia com sede na Noruega, situou-se em cerca de 24.400 barris por dia em média, contra 20.400 barris por dia em 2024, representando um aumento de aproximadamente 20 % em termos anuais.

De acordo com a empresa, esta produção provém principalmente da licença offshore de Dussafu, onde a BW Energy detém 73,5 % de participação, em conjunto com a Panoro Energy (17,5 %) e a Gabon Oil Company (GOC), que detém o restante. No último trimestre de 2025, a produção líquida atribuível à BW Energy, proveniente dos seus ativos gaboneses, situou-se em cerca de 22.400 barris por dia.

Além disso, a produção no Gabão foi afetada no final de 2025 pelo calendário de levantamento das cargas, uma vez que alguns volumes produzidos só foram comercializados no início deste ano. Estes atrasos, indica a companhia, não alteraram os volumes produzidos ao longo do exercício.

Ao nível do grupo, a produção líquida atingiu 2,3 milhões de barris no quarto trimestre de 2025, correspondendo a uma média de cerca de 25.200 barris por dia. Este aumento dos volumes não se refletiu, no entanto, nas receitas, que caíram para 123,8 milhões de dólares, contra 233,5 milhões de dólares um ano antes, devido, nomeadamente, a preços do petróleo mais baixos.

BW Energy prossegue o desenvolvimento dos seus ativos no Gabão

Este desenvolvimento ocorre enquanto a BW Energy multiplica iniciativas para reforçar a sua produção petrolífera no Gabão. No início de fevereiro de 2025, a companhia anunciou a intenção de expandir as suas atividades petrolíferas offshore, visando novos blocos situados nas proximidades da licença de Dussafu. Segundo a empresa, estas zonas apresentam interesse devido à continuidade geológica com os campos existentes e à presença de infraestruturas já em funcionamento.

Esta estratégia de expansão concretizou-se, em março, com o anúncio da descoberta de um campo de petróleo offshore, denominado Bourdon, na licença de Dussafu. O poço de exploração foi perfurado a uma profundidade total superior a 4.000 metros, de acordo com as informações divulgadas pela companhia.

O Bourdon está atualmente a ser estudado com vista a uma decisão final de investimento (FID). Esta etapa condiciona o eventual início das obras necessárias à sua entrada em produção. Todas estas iniciativas integram a trajetória de desenvolvimento do grupo. A BW Energy indicou, nomeadamente, que prossegue com o objetivo de atingir uma produção de cerca de 40.000 barris por dia a médio prazo, apoiando-se nos seus ativos no Gabão.

Abdel-Latif Boureima

O projeto deverá contribuir para a estabilidade das receitas gasistas, apoiando-se em infraestruturas partilhadas e numa produção racionalizada.

O Camarões e a Guiné Equatorial assinaram na terça-feira, 3 de fevereiro, um acordo de unitização do campo gasífero transfronteiriço Yoyo-Yolanda, um passo jurídico decisivo para a exploração conjunta de um reservatório estimado em 2 500 mil milhões de pés cúbicos de gás natural. Este acordo combina as duas licenças de exploração situadas de ambos os lados da fronteira marítima numa única unidade de produção comum.

Este dispositivo insere-se no tratado bilateral assinado em 2023 pelos dois Estados para permitir o desenvolvimento conjunto das reservas de hidrocarbonetos no Golfo da Guiné. O tratado foi ratificado pelos parlamentos nacionais e depositado no Secretariado-Geral das Nações Unidas em janeiro de 2025, garantindo assim o seu caráter irrevogável.

Partilha de recursos: 84 % para Yoyo e 16 % para Yolanda

A unitização permite explorar um mesmo reservatório transfronteiriço segundo regras técnicas, contratuais e operacionais harmonizadas. Visa evitar uma produção concorrente entre os dois países e assegurar a partilha dos volumes. Estudos conjuntos estabeleceram uma chave de repartição de 84 % dos recursos para o bloco Yoyo, no lado camaronês, e 16 % para o bloco Yolanda, no lado equato-guineense.

O plano de desenvolvimento centra-se no bloco Yoyo, que acolhe a infraestrutura principal do projeto. Prevê a instalação de uma plataforma de tratamento no perímetro do contrato de partilha de produção de Yoyo, bem como a perfuração de três poços de desenvolvimento. Na prática, o acordo permite aos operadores Noble Energy e Chevron realizar operações de perfuração e produção de ambos os lados da fronteira marítima num quadro industrial único. As atividades são organizadas como se se tratasse de um único campo, com coordenação técnica comum.

O gás produzido será transportado por dois gasodutos distintos. O primeiro ligará o campo ao centro de tratamento de Bipaga, no sul do Camarões. O segundo alimentará o complexo industrial de Punta Europa, na ilha de Bioko, na Guiné Equatorial, utilizando as infraestruturas existentes do campo Alen.

A Chevron foi designada operadora técnica do projeto. O investimento global necessário ao seu desenvolvimento está avaliado em 4 mil milhões de dólares. Segundo Jim Swartz, diretor-geral da Chevron para a Nigéria e a região da África Central, Yoyo-Yolanda é central na estratégia do grupo, visando apoiar o abastecimento de longo prazo em gás natural liquefeito e valorizar as infraestruturas existentes em Alen e Punta Europa, no lado equato-guineense. O projeto deverá ainda alimentar as capacidades industriais de liquefação já instaladas em Punta Europa, na Guiné Equatorial.

Para os dois países, a unitização do campo Yoyo-Yolanda surge num contexto de pressão sobre as finanças públicas ligadas aos hidrocarbonetos. O envelhecimento dos campos, a volatilidade dos preços internacionais e a instabilidade do dólar afetam as receitas petrolíferas. O projeto surge como um instrumento de estabilização das receitas gasistas a médio e longo prazo, através da partilha das infraestruturas e da otimização da produção.

Continuam em curso discussões entre os dois Estados e o operador sobre a lei aplicável à unidade de produção e as modalidades da regulamentação cambial. Estes arbitramentos são apresentados como determinantes para garantir os fluxos financeiros provenientes da exploração do reservatório.

Olivier de Souza

Após mais de uma década de fracassos dispendiosos na reabilitação das suas refinarias, a empresa petrolífera pública da Nigéria está a operar uma mudança significativa ao voltar-se para parceiros industriais estrangeiros.

Durante o Nigeria International Energy Summit (NIES) 2026, em Abuja, o diretor-geral da empresa pública petrolífera nigeriana (NNPC), Bashir Ojulari (foto), confirmou que a companhia está em negociações avançadas com uma empresa chinesa para a retoma operacional de uma das suas refinarias. «Trata-se de uma empresa chinesa que opera um dos maiores complexos petroquímicos da China», declarou, sem revelar o nome do grupo em questão.

A NNPC procura parceiros com experiência comprovada na operação industrial de refinarias, enquanto acionistas e operadores, para reabilitar os sites de Port Harcourt, Warri e Kaduna, com uma capacidade cumulativa de 445 000 barris por dia. Uma revisão técnica e comercial foi lançada em outubro de 2025 para selecionar investidores capazes de entrar no capital e gerir segundo padrões internacionais.

Um novo modelo baseado em performance operacional

O novo modelo privilegia agora parcerias industriais assentes na performance operacional e na rentabilidade sustentável. «Para colocar as refinarias de novo em funcionamento, são essenciais três elementos: financiamento, um contratista EPC ([engenharia, suprimentos e construção, N.d.R.]) competente e capacidade operacional de classe mundial. Esta é exatamente a nossa prioridade atual», destacou Bashir Ojulari.

Parcerias operacionais em vez de políticas anteriores

Esta abordagem marca uma ruptura com as políticas anteriores. Nos últimos dez anos, mais de 25 mil milhões de USD foram investidos em programas de reabilitação, sem resultados duradouros. As refinarias continuaram a registar perdas elevadas devido a custos operacionais altos, forte recurso a subcontratados e volumes de processamento relativamente baixos. Apenas algumas unidades de Port Harcourt funcionaram brevemente antes de pararem novamente, enquanto Warri nunca reiniciou realmente e Kaduna permaneceu parada.

A NNPC esclarece que não pretende vender as suas refinarias, mas sim ceder uma participação no capital a parceiros, para que possam autofinanciar-se e alcançar rentabilidade. Esta reorientação surge num contexto em que a entrada em funcionamento gradual da refinaria privada da Dangote (650 000 barris por dia) oferece um alívio temporário ao abastecimento interno de combustíveis. Insere-se também numa reforma mais ampla do modelo económico da NNPC, que visa reduzir a dependência do orçamento federal e mobilizar até 30 mil milhões de USD em financiamentos até 2027.

O governo justifica esta estratégia pelas vulnerabilidades estruturais do país, maior produtor africano de petróleo bruto, mas ainda fortemente dependente das importações de produtos refinados. Esta dependência expõe a Nigéria à volatilidade dos preços internacionais e a tensões recorrentes no mercado interno.

Se as parcerias com operadores chineses se concretizarem, a NNPC espera reduzir de forma sustentável as importações de combustíveis e, a médio prazo, reposicionar o país como exportador de produtos refinados. A curto prazo, contudo, o aumento da taxa sobre os combustíveis importados poderá agravar pressões inflacionárias e sociais.

O desafio já não é apenas reiniciar as refinarias, mas demonstrar que podem funcionar como ativos industriais rentáveis, apoiados em parceiros com know-how operacional comprovado.

Olivier de Souza

Na Zâmbia, os impactos das alterações climáticas sobre a eletricidade e a agricultura geram necessidades crescentes de recursos financeiros para apoiar a adaptação e reforçar a resiliência das infraestruturas.

O banco neerlandês de desenvolvimento FMO anunciou, na quarta-feira, 4 de janeiro, a concessão de um financiamento de 50 milhões de dólares norte-americanos ao banco zambiano FNB Zambia, destinado a apoiar investimentos em favor da ação climática neste país da África Austral.

De acordo com a instituição neerlandesa, esta linha de financiamento visa permitir ao FNB Zambia alargar a sua oferta de crédito de longo prazo para projetos verdes e projetos de adaptação às alterações climáticas. Sessenta por cento do montante será alocado a projetos verdes elegíveis, enquanto os 40% restantes serão destinados a investimentos no domínio da adaptação climática, incidindo em particular sobre PME, bem como sobre clientes do setor agrícola.

A FMO indica que esta iniciativa responde a uma procura crescente por soluções solares e por investimentos resilientes ao clima, num contexto marcado, segundo o banco de desenvolvimento, por escassez recorrente de eletricidade e por condições climáticas cada vez mais adversas para a agricultura na Zâmbia.

Para além da linha de crédito, a FMO anunciou a mobilização de 350 000 dólares em assistência técnica. Este apoio será prestado pelo WWF Zambia, parceiro do Dutch Fund for Climate and Development. Segundo a FMO, esta assistência visa apoiar o FNB Zambia na implementação de um quadro de avaliação de projetos de mitigação e de adaptação climática, com o objetivo de reforçar a capacidade do banco para identificar, analisar e financiar projetos alinhados com metas climáticas.

As vulnerabilidades da Zâmbia face às alterações climáticas ficaram evidentes durante a seca de 2023–2024, que afetou gravemente o sistema elétrico do país. Além disso, numa análise publicada em setembro de 2024, a organização Ação Contra a Fome indicou que esta seca — a pior registada na Zâmbia nos últimos 40 anos mergulhou 6,6 milhões de pessoas numa situação de necessidade humanitária urgente, com 80% das províncias afetadas por um défice severo de precipitação.

Abdoullah Diop

A conclusão da perfuração do poço AK-2H em Sèmè deverá permitir o arranque da produção petrolífera, após o adiamento causado por dificuldades técnicas.

A Akrake Petroleum, filial indireta da Rex International, anunciou a conclusão com sucesso da perfuração do poço de produção AK-2H no campo de Sèmè, ao largo da costa do Benim. Considerado uma etapa-chave do projeto petrolífero offshore de Sèmè, este poço deverá contribuir para o reforço da produção nacional e apoiar o desenvolvimento do setor energético beninense.

Cerca de 950 metros desta secção atravessam uma zona petrolífera, o reservatório H6, confirmando a presença de volumes potencialmente exploráveis. O restante percurso situa-se em camadas de xisto não produtivas. Os dados recolhidos indicam uma porosidade média superior a 19%, sinal de uma rocha capaz de armazenar quantidades significativas de hidrocarbonetos. A saturação média de petróleo, superior a 70%, indica ainda que a maioria dos poros está efetivamente preenchida com óleo, um indicador favorável para a produção. Não foi identificada qualquer camada aquífera de areia, o que reduz o risco de produção simultânea de água com o petróleo, um problema comum em alguns poços.

Para assegurar e otimizar o fluxo de petróleo, o poço foi equipado com filtros, que impedem a subida de areia do reservatório juntamente com o petróleo, e com válvulas autónomas de controlo de escoamento (AICV), que regulam o fluxo e limitam a entrada de água. Uma bomba submersível elétrica (ESP) encontra-se em fase de instalação para elevar o petróleo à superfície quando a pressão natural do reservatório não for suficiente.

Perfuração bem-sucedida, mas início da produção adiado

Apesar do sucesso técnico da perfuração, o calendário inicial de produção, previsto para o final de janeiro de 2026, não poderá ser cumprido. O arranque depende agora da conclusão da ligação do poço às principais instalações, nomeadamente a unidade móvel de produção offshore Stella Energy 1 e a unidade flutuante de armazenamento e descarga Kristina.

Desta vez, o operador do campo não forneceu qualquer novo calendário para o início da produção. As operações de ligação das unidades offshore explicam a ausência de uma nova data oficial.

A campanha de perfuração inclui igualmente o poço horizontal AK-1H, que visa o reservatório H6, bem como o poço de exploração AK-1P, destinado a melhorar o conhecimento dos reservatórios mais profundos. Os dados recolhidos deverão permitir otimizar a produção e avaliar o potencial do campo a médio prazo.

O primeiro patamar de produção deverá atingir cerca de 15 000 barris por dia, com perspetivas de expansão graças aos recursos profundos identificados pelo poço AK-1P.

A área marítima de Sèmè é estratégica para o Benim, uma vez que representa um dos raros campos offshore plenamente desenvolvidos. Recorde-se que este programa de requalificação do local foi lançado em agosto de 2025, após 27 anos de inatividade, com um arranque inicialmente previsto antes do final do ano passado. Dificuldades técnicas relacionadas com as camadas de xisto e o desempenho dos equipamentos levaram ao adiamento do calendário.

A Akrake detém 76% de participação no bloco, o Estado beninense 15% e a empresa local Octogone Trading 9%.

Olivier de Souza

Nos últimos meses, Angola, produtor histórico de petróleo bruto em África, tem multiplicado as iniciativas focadas no gás natural, um recurso cuja valorização o Estado procura reforçar ativamente.

A empresa pública angolana Sonangol assinou um contrato de cerca de 245 milhões de dólares para a construção de um novo navio de transporte de gás natural liquefeito (GNL). A informação foi divulgada na segunda-feira, 2 de fevereiro, pela agência sul‑coreana Yonhap, citando uma declaração regulamentar apresentada pelo estaleiro HD Hyundai Samho Heavy Industries às autoridades financeiras coreanas.

O navio será construído por um dos principais atores mundiais na construção naval especializada. Especificamente, o contrato prevê um metaneiro novo com capacidade de cerca de 174.000 m³, cuja entrega está prevista para 2028.

Destinar-se-á principalmente à exportação do GNL produzido em Angola para os mercados internacionais. Esta é a primeira encomenda de um metaneiro novo feita pela Sonangol no âmbito da renovação da frota utilizada nas atividades de gás do país. A empresa já possui vários navios dedicados ao transporte de GNL, principalmente colocados ao serviço no início da década de 2010.

O investimento da Sonangol num novo metaneiro surge num contexto de reforço das capacidades de gás do país. Angola possui uma única instalação de liquefação, o complexo Angola LNG, localizado em Soyo, com uma capacidade de 5,2 milhões de toneladas por ano.

A unidade é alimentada essencialmente por gás associado (gás recuperado durante a extração de petróleo bruto) proveniente da produção petrolífera offshore. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), a produção de GNL em Soyo registou um aumento de 20% em novembro de 2025.

Além disso, volumes de gás não associado também foram integrados no abastecimento do terminal, na sequência da entrada progressiva em operação do projeto New Gas Consortium, desenvolvido, nomeadamente, pela Eni, de acordo com comunicações oficiais do grupo.

Assim, em dezembro de 2025, a Agência Ecofin reportou a inauguração de uma unidade de tratamento em Soyo associada a este projeto, marcando o início da exploração do gás proveniente dos campos Quiluma e Maboqueiro, localizados no bloco 2, na costa do país.

Para além disso, Angola descobriu e perfurou o seu primeiro poço de gás dedicado, integrado no Plano Diretor Nacional do Gás, que visa estruturar a exploração e o investimento no setor gasífero nacional.

Abdel-Latif Boureima

A medida que os países africanos procuram reforçar a sua capacidade de produção elétrica, um relatório recente do Global Solar Council analisa as dinâmicas do mercado de energia solar fotovoltaica no continente e os obstáculos que travam o seu desenvolvimento.

Segundo o relatório “Africa Market Outlook for Solar PV 2026–2029”, publicado em fevereiro de 2026 pelo Global Solar Council, a implantação da energia solar fotovoltaica em África acelerou significativamente em 2025, num contexto de crescimento económico sólido e de aumento da procura por eletricidade fiável.

O relatório indica que África instalou cerca de 4,5 GW de novas capacidades solares em 2025, um aumento de 54 % face ao ano anterior. Esta progressão ocorre num contexto em que o crescimento económico do continente atingiu cerca de 3,9 % em 2025, com mais de vinte países a registarem uma taxa superior a 5 %.

Os acréscimos de capacidade continuam, contudo, fortemente concentrados. Os dez principais mercados representaram quase 90 % das novas instalações, liderados pela África do Sul (1,6 GW), seguidos da Nigéria (803 MW), do Egito (500 MW) e da Argélia (400 MW).

Paralelamente, vários mercados de dimensão intermédia registaram volumes significativos, nomeadamente Marrocos (204 MW), Zâmbia (139 MW), Tunísia (120 MW), Botsuana (120 MW), Gana (92 MW) e Chade (86 MW). O relatório especifica que, em 2025, oito países ultrapassaram o limiar de 100 MW instalados, contra quatro no ano anterior.

A médio prazo, o Global Solar Council estima que África poderá instalar mais de 31,5 GW de capacidade solar acumulada até 2029, impulsionada tanto por projetos ligados à rede como por soluções descentralizadas.

O relatório destaca, contudo, que esta dinâmica continua a ser travada por várias limitações, sobretudo na África Subsaariana, região que mobiliza apenas cerca de 8 mil milhões de dólares por ano para o setor energético, em comparação com os 20 mil milhões de dólares considerados necessários para atingir o Objetivo de Desenvolvimento Sustentável 7. Os elevados custos de capital, a volatilidade cambial, a fragilidade financeira das companhias públicas de eletricidade, bem como a congestão das redes de transporte e distribuição, entre outros, são apontados como fatores que limitam o desenvolvimento e a integração do solar em larga escala.

Para ultrapassar estes obstáculos, o Global Solar Council recomenda, entre outras medidas: reduzir o custo do capital através de quadros regulamentares estáveis, simplificar os procedimentos de autorização, melhorar a transparência do planeamento das redes, desenvolver estratégias nacionais de armazenamento, e reforçar as competências locais e as cadeias de valor industriais para apoiar uma expansão solar mais ampla e sustentável no continente.

Recorde-se que o Banco Mundial estima que cerca de 600 milhões de africanos não têm acesso à eletricidade. O solar, cujo potencial do continente é abundante, deverá desempenhar um papel central no acesso universal à eletricidade.

Abdoullah Diop