A Carlyle estava a ponderar a possibilidade de adquirir os ativos petrolíferos da Lukoil no estrangeiro desde meados de novembro de 2025. Na altura, o fundo norte-americano indicou que se encontrava no início de um processo para avaliar a viabilidade da operação.

Enquanto várias empresas manifestaram interesse nos seus ativos internacionais, o grupo petrolífero russo Lukoil, presente em diversos países africanos, anunciou um acordo de princípio com o fundo norte-americano The Carlyle Group para a sua venda.

Num comunicado publicado na quinta-feira, 29 de janeiro, o grupo indicou ter chegado a um acordo com a Carlyle relativo à venda da Lukoil International GmbH, a subsidiária que concentra quase todos os seus ativos fora da Rússia.

O âmbito da transação inclui os interesses da empresa, as suas instalações e operações fora da Rússia, nomeadamente em África, Europa, Médio Oriente, Ásia Central e América Latina. Os ativos localizados no Cazaquistão estão excluídos da operação, precisou a empresa.

Outro ponto importante é que o acordo com a Carlyle não é exclusivo, permitindo à Lukoil continuar a negociar com outros potenciais compradores interessados na aquisição destes ativos.

Além disso, o grupo não divulgou o montante potencial da transação nem a data prevista para a sua finalização. Segundo informações de vários meios internacionais, os ativos da Lukoil no estrangeiro estão avaliados em cerca de 22 mil milhões de USD, incluindo vários campos petrolíferos, refinarias, estações de serviço e atividades de trading.

Esta operação surge num contexto em que o grupo russo tinha previamente aceite uma oferta da Gunvor para a compra de todos os seus ativos internacionais. Uma proposta que, conforme reportou a Agência Ecofin em outubro de 2025, estava sujeita a várias condições suspensivas, incluindo a obtenção de autorização do Office of Foreign Assets Control (OFAC), o organismo norte-americano responsável pela aplicação de sanções. No início de novembro, a Gunvor retirou-se do processo, segundo a mesma fonte.

Pelo menos mais dez empresas, além da Gunvor e da Carlyle, manifestaram interesse nestes ativos. Entre elas estão as multinacionais norte-americanas Chevron e ExxonMobil, bem como empresas do Golfo, incluindo Midad Energy (Arábia Saudita) e International Holding Company (Emirados Árabes Unidos), citadas pela Reuters.

Tal como no caso da Gunvor, a transação com a Carlyle está sujeita à obtenção das autorizações regulatórias necessárias, incluindo a aprovação do OFAC, precisou a Lukoil. A finalização da operação depende desta etapa.

Abdel-Latif Boureima

Três subsidiárias industriais do grupo Dangote estão a aproveitar os planos de aumento da produção das entidades públicas do setor dos hidrocarbonetos para assegurar contratos de fornecimento de gás natural.

A 1 de fevereiro, a Dangote Refinery, a Dangote Cement e a Dangote Fertiliser assinaram acordos alargados de venda e compra de gás (GSPA) com duas subsidiárias da NNPC: a Nigerian Gas Marketing e a NNPC Gas Infrastructure Company. Estes acordos respondem ao aumento das necessidades energéticas relacionadas com os projetos de expansão industrial do grupo Dangote. Inserem-se na Visão 2030 do conglomerado, orientada para o aumento da produção e o uso de energia mais limpa.

As assinaturas ocorreram durante o lançamento oficial do NNPC Gas Master Plan 2026, realizado na sede da NNPC em Abuja. Trata-se do novo roteiro da empresa pública para desenvolver a produção de combustível e a sua utilização. Nenhuma informação foi, no entanto, divulgada sobre os volumes envolvidos ou os calendários de entrega, mas a NNPC já é um fornecedor tradicional do grupo Dangote. No ano passado, as duas entidades assinaram um acordo de extensão de 10 anos da parceria, prevendo a entrega de 100 milhões de pés cúbicos de gás por dia à refinaria do homem mais rico de África.

Segundo David Bird, diretor-geral da divisão de refinação, «estes acordos constituem uma etapa crítica na estratégia de expansão da refinaria. Permitem antecipar e garantir os volumes de gás necessários ao aumento previsto da capacidade de produção». O responsável apresenta estes contratos como uma medida proativa para assegurar o fornecimento energético requerido pelas futuras operações industriais.

Para a Dangote Cement, os acordos garantem o gás necessário ao aumento da capacidade de produção e ao desenvolvimento do gás natural comprimido (CNG) para transporte industrial. Apoiam globalmente a transição para fontes de energia mais limpas em todas as suas operações na Nigéria. Para a Dangote Fertiliser, os acordos visam assegurar o gás indispensável à expansão da capacidade de produção de fertilizantes, cuja fabricação depende diretamente do gás natural.

Um roteiro para transformar o potencial gasífero em motor industrial

O Gas Master Plan 2026 baseia-se na viabilidade comercial dos projetos e na coordenação reforçada de todo o setor gasífero. O plano parte do facto de a Nigéria dispor de uma das maiores reservas de gás de África, mas reconhece que o principal desafio é transformar estes recursos em fornecimento fiável e valor económico. Destaca a fiabilidade da oferta, a expansão das infraestruturas e a flexibilidade entre os mercados domésticos e de exportação. O gás é apresentado como o pilar da segurança energética, da industrialização e da transição energética justa do país.

O CEO da NNPC, Bashir Ojulari, que rubricou os acordos, qualificou o plano como «um roteiro orientado para a execução». Recordou que a Nigéria possui cerca de 210 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de reservas comprovadas de gás, com potencial para atingir 600 Tcf. O roteiro visa uma produção nacional de 10 mil milhões de pés cúbicos por dia até 2027 e de 12 mil milhões de pés cúbicos por dia até 2030. No primeiro semestre de 2025, a produção foi de 7,59 mil milhões de pés cúbicos por dia, segundo o regulador upstream (NUPRC).

Mais importante ainda, a estratégia prevê catalisar mais de 60 mil milhões de dólares de investimento em toda a cadeia de valor do petróleo e gás até 2030. Prioriza a otimização de custos, a excelência operacional e a conversão de recursos em reservas comercialmente exploráveis. Um foco particular foi dado ao reforço do fornecimento para produção de eletricidade, gás natural comprimido (GNC), gás de cozinha, mini-GNL e grandes consumidores industriais.

A NNPC afirma ter adotado uma abordagem mais colaborativa e centrada nos investidores para implementar o plano. Os acordos com a Dangote posicionam o grupo como um ator industrial central na estratégia nacional de gás. Fornecem uma base contratual para o desenvolvimento de infraestruturas gasíferas adicionais e refletem a vontade da Nigéria de transformar as suas reservas em motor de industrialização.

Olivier de Souza

Enquanto procura incentivar os investimentos e restaurar a confiança dos intervenientes no setor petrolífero, a Nigéria lançou, no início de dezembro de 2025, um ciclo de concursos petrolíferos. O processo ainda está em curso.

No país, o governo federal anunciou um alívio das condições financeiras de acesso ao seu concurso petrolífero. A informação foi divulgada na quarta-feira, 28 de janeiro, por vários meios de comunicação locais e internacionais, na sequência de um webinar organizado pela Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), o regulador do upstream petrolífero.

A medida diz respeito à assinatura da “signature bonus”, um pagamento inicial exigido às empresas aquando da assinatura de contratos de exploração ou produção de petróleo e gás. Este pagamento, que há alguns anos atingia cerca de 200 milhões de dólares, foi reduzido para um intervalo entre 3 e 7 milhões de dólares. Em 2024, situava-se em aproximadamente 10 milhões de dólares. Qualquer proposta deve respeitar este intervalo para ser considerada válida, segundo o regulador.

A NUPRC indicou que esta decisão foi aprovada pelo ministro do Petróleo e que se aplica aos pagamentos efetuados pelas empresas selecionadas antes da atribuição oficial das licenças.

No entanto, o regulador esclareceu que a avaliação das propostas não se baseia apenas no valor da “signature bonus”. Outros critérios, incluindo o plano de trabalho apresentado, a capacidade técnica e a estrutura de governação do candidato, também são considerados no processo de atribuição das licenças.

A redução da “signature bonus” já tinha sido mencionada em dezembro de 2025, numa declaração do regulador, que indicava que esta medida fazia parte das disposições destinadas a facilitar a participação dos investidores neste ciclo de atribuição de licenças.

Um processo organizado num contexto de queda dos investimentos

O ciclo de concursos abrange 50 blocos petrolíferos e de gás propostos para atribuição. Estes blocos estão distribuídos entre áreas onshore, águas rasas, bacias “fronteiriças” e zonas em águas profundas, segundo informações apresentadas pela NUPRC em reuniões com investidores.

As empresas interessadas devem inscrever-se na plataforma oficial do regulador, consultar os dados disponibilizados para cada bloco e submeter as suas propostas dentro dos prazos estabelecidos. Todo o processo é conduzido em formato digital.

O regulador indicou que a atribuição baseia-se num sistema de pontuação que combina critérios financeiros e técnicos. As propostas são examinadas por comités internos antes de serem validadas pelas autoridades competentes, em conformidade com o quadro regulamentar em vigor.

A NUPRC também salientou que o ciclo de concursos é supervisionado de forma independente, nomeadamente pela Nigeria Extractive Industries Transparency Initiative (NEITI), para garantir a transparência do processo.

Este ciclo ocorre num contexto marcado pela diminuição dos investimentos no setor petrolífero nigeriano nos últimos anos, segundo dados fornecidos pelas autoridades do setor. Várias companhias internacionais cederam ativos, sobretudo onshore.

Ao longo de 2025, a Nigéria não conseguiu atingir os seus objetivos de produção. O país produziu, em média, 1,64 milhões de barris por dia de crude e condensados nos primeiros onze meses do ano. O Estado pretende aumentar a produção para 2 milhões de barris por dia até 2027.

Abdel-Latif Boureima

A Aradel Energy fortalece a sua posição em ativos estratégicos na Nigéria graças a um financiamento do Standard Bank, ilustrando a ascensão de operadores locais face ao progressivo recuo das grandes empresas internacionais.

O Standard Bank finalizou uma linha de financiamento de 250 milhões de USD destinada a apoiar a expansão estratégica da empresa petrolífera nigeriana Aradel Energy, que explora os campos marginais onshore de Ogbele e Omerelu, bem como a licença OPL 227 em águas rasas. A operação visa, entre outros objetivos, financiar uma aquisição, refinanciar dívidas existentes e apoiar o aumento da produção dos ativos do grupo.

O principal objetivo é permitir à Aradel adquirir 40 % adicionais do capital da ND Western junto da Petrolin Trading. A participação da empresa nigeriana passará de 41,67 % para 81,67 %, conferindo-lhe controlo maioritário e poder decisório direto sobre a gestão e desenvolvimento dos ativos detidos pela ND Western.

Consolidação no Delta do Níger

A ND Western detém 45 % do bloco petrolífero OML 34, um dos ativos históricos do Delta do Níger, que produz cerca de 400 a 420 milhões de pés cúbicos por dia. A empresa possui também 50 % da Renaissance Africa Energy, envolvida na aquisição dos ativos onshore da Shell em 2024. Ao aumentar a sua participação na ND Western, a Aradel reforça mecanicamente a sua presença nestes ativos. A sua participação indireta na Renaissance passará a 53,3 %, tornando-se o acionista dominante desta entidade.

"A aquisição de participações adicionais na ND Western consolida a presença do grupo em toda a cadeia de valor do petróleo e gás, e apoia os seus objetivos de crescimento a longo prazo", afirmou Adegbite Falade, CEO da Aradel.

Recorde-se que a Aradel é um grupo energético integrado presente em upstream, midstream e downstream. Fundada em 1992 sob o nome Niger Delta Exploration & Production, a empresa iniciou em 2012 uma unidade de tratamento de gás com capacidade de 100 milhões de pés cúbicos por dia, eliminando a queima de rotina no campo de Ogbele, fornecendo gás ao mercado doméstico.

Início da transição para controlo local

Num contexto de saída gradual das grandes internacionais de ativos terrestres e de águas rasas na Nigéria, esta operação demonstra a ascensão dos produtores locais no controlo do setor petrolífero nacional, com o apoio de instituições financeiras africanas. Estes operadores revitalizam a produção em blocos há muito negligenciados, otimizam infraestruturas existentes e mobilizam financiamentos significativos para reforçar as suas operações.

Segundo os reguladores, mais de metade da produção nigeriana de crude provém agora destes operadores, contra cerca de 40 % há alguns anos. Esta dinâmica responde a políticas públicas que promovem conteúdo local e participação nacional, refletindo a vontade do gigante da África Ocidental em assegurar a soberania energética, estimulando simultaneamente a economia.

O desafio consiste em manter a produção num contexto de dificuldades operacionais, de segurança e ambientais, garantindo uma gestão sustentável dos recursos. A transição para um setor mais nacionalizado poderá transformar de forma duradoura o panorama petrolífero da Nigéria.

Olivier de Souza

A empresa sul-africana Sasol tem desempenhado, nos últimos anos, um papel chave no abastecimento energético da África do Sul através da exploração de campos de gás natural em Moçambique.

Na quarta-feira, 28 de janeiro, o grupo energético sul-africano Sasol alertou os seus clientes para um risco potencial de interrupção no fornecimento de gás natural proveniente de Moçambique. A informação foi transmitida aos clientes pela Egoli Gas, distribuidora de gás com sede em Joanesburgo, num comunicado enviado no mesmo dia.

Neste comunicado, a Egoli Gas indicou ter recebido da Sasol uma notificação formal sobre desafios operacionais decorrentes de condições meteorológicas extremas em Moçambique. Segundo a Sasol, as inundações danificaram várias estradas, complicando o transporte de recursos logísticos essenciais, incluindo o transporte de condensados associados à produção de gás.

Este alerta surge após fortes chuvas e inundações terem afetado várias regiões de Moçambique nas últimas semanas. De acordo com as autoridades e agências humanitárias, infraestruturas rodoviárias foram danificadas, tornando vários eixos intransitáveis, sobretudo nas regiões sul e central do país.

A Egoli Gas esclarece que esta notificação insere-se no âmbito de uma declaração preventiva de força maior, destinada a informar os clientes antecipadamente sobre possíveis dificuldades operacionais.

Até ao momento, não foi registada qualquer interrupção efetiva do fornecimento. A Egoli Gas indica que as entregas de gás continuam normalmente e que os clientes não foram convidados a ajustar o seu consumo. A Sasol afirmou que as suas operações de gás continuam, apesar das restrições logísticas causadas pelas intempéries, tendo sido implementadas medidas para assegurar a continuidade do serviço.

As atividades de gás da Sasol em Moçambique baseiam-se nos campos onshore de Pande e Temane, postos em produção no início dos anos 2000. Segundo a autoridade moçambicana de regulação dos hidrocarbonetos, a produção comercial de gás iniciou-se em 2004, no âmbito de um projeto transfronteiriço destinado a abastecer a África do Sul.

O gás extraído é tratado localmente na Central Processing Facility (CPF) de Temane, antes de ser exportado para a África do Sul através de um gasoduto com cerca de 865 km, ligando o sul de Moçambique ao complexo industrial de Secunda. A Sasol indica que este corredor constitui a infraestrutura central dos seus fluxos de gás transfronteiriços.

No passado, as operações da empresa já foram expostas a constrangimentos externos, nomeadamente de segurança ou logísticos. Em alguns casos, estes eventos levaram a Sasol a notificar os seus clientes sobre riscos operacionais, sem que as entregas fossem sistematicamente afetadas. Segundo a imprensa moçambicana, citando em 2024 o ex-presidente Filipe Nyusi, a Sasol exportou cerca de 2,6 mil milhões de gigajoules de gás natural dos campos de Pande e Temane para a África do Sul entre 2004 e 2024.

Abdel-Latif Boureima

Num contexto de transição energética, o Egito aposta nas suas capacidades renováveis para reforçar as trocas regionais, enquanto a União Europeia (UE) apoia o desenvolvimento de interligações com o Norte de África, visando a segurança e a descarbonização do seu sistema elétrico.

A Comissão Europeia anunciou na terça-feira, 28 de janeiro, que vai conceder um financiamento de 9,6 milhões de euros para novos estudos relacionados com o projeto de interligação elétrica GREGY entre o Egito e a Grécia. Este montante, mobilizado no âmbito do Connecting Europe Facility (CEF), destina-se a aprofundar os trabalhos preparatórios, nomeadamente os estudos técnicos e o mapeamento dos fundos marinhos, confirmando o progresso gradual do projeto.

O GREGY é desenvolvido pelo Copelouzos Group, através da sua subsidiária Elica Interconnector, em parceria com o operador grego da rede de transporte IPTO e a Egyptian Electricity Transmission Company. O projeto visa ligar as redes elétricas dos dois países através de um cabo submarino.

Segundo informações divulgadas pelos promotores do projeto, o cabo de interligação previsto teria uma capacidade de transporte de 3 000 MW, com uma extensão aproximada de 950 km. A eletricidade transportada proviria de capacidades de produção renovável desenvolvidas no Egito.

O projeto insere-se numa dinâmica mais ampla de desenvolvimento de interligações elétricas entre o Norte de África e a Europa, apoiada pela União Europeia no âmbito da sua estratégia de segurança e descarbonização do sistema elétrico. Outros projetos estão em curso na região, incluindo a interligação ELMED entre a Tunísia e a Itália, também parcialmente financiada por instrumentos europeus.

Abdoullahi Diop

Confrontado com restrições de acesso e de produção, a Nigéria mobiliza vários mecanismos para reforçar a sua oferta elétrica.

A Nigéria adjudicou o seu primeiro projeto de central solar fotovoltaica flutuante. O contrato foi atribuído pela Rural Electrification Agency (REA), a agência pública responsável pelos projetos de eletrificação fora da rede e institucionais.

Segundo informação anunciada a 23 de janeiro pela filial nigeriana do grupo China Civil Engineering Construction Corporation (CCECC), que obteve o contrato, o projeto terá uma capacidade instalada de 7 MW e será implementado na superfície de água que rodeia o campus da Universidade de Lagos (UNILAG), situada no sudoeste da Nigéria.

«Este projeto emblemático fornecerá eletricidade confiável, segura, estável e limpa a uma das principais instituições universitárias da Nigéria. Uma vez concluído, será a primeira central solar flutuante do país», declarou a CCECC na sua conta X.

A empresa, no entanto, não forneceu informações detalhadas sobre o custo total do projeto, modalidades de financiamento ou calendário preciso de entrada em operação.

Um contexto energético marcado por restrições recorrentes

Enquanto a Nigéria lança o seu primeiro projeto solar flutuante, o setor elétrico nacional continua dominado por combustíveis fósseis e enfrenta limitações de acesso e confiabilidade. Segundo dados do Nigeria System Operator e da Nigerian Electricity Regulatory Commission (NERC), a Agência Ecofin relatou em agosto de 2025 que o país dispõe de cerca de 14 000 MW de capacidade instalada, mas apenas 4 000 a 6 000 MW são efetivamente produzidos.

Paralelamente, o acesso à eletricidade continua limitado. Dados do Banco Mundial indicam que 61,2 % da população nigeriana tinha acesso à eletricidade em 2023. Uma parte dos utilizadores recorre a fontes privadas ou geradores de reserva para cobrir as suas necessidades energéticas.

Neste contexto, a energia solar fotovoltaica tem registado crescimento, embora a sua contribuição para o mix elétrico permaneça limitada. Segundo o relatório da Africa Solar Industry Association, a Nigéria adicionou 63,5 MW de capacidade solar em 2024, elevando a capacidade cumulativa para cerca de 385,7 MW.

Além disso, dados do National Bureau of Statistics (NBS), publicados em outubro de 2025, indicam um aumento de 17,29 % nas importações de painéis solares no primeiro semestre de 2025, em relação ao mesmo período de 2024.

Energia solar flutuante além das fronteiras da Nigéria

Para além da Nigéria, a energia solar fotovoltaica flutuante tem sido alvo de iniciativas semelhantes em vários países africanos com restrições energéticas. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou o lançamento nas Seicheles de um projeto de central solar flutuante para reduzir a dependência do país de combustíveis fósseis.

Um projeto semelhante foi discutido na Zâmbia em fevereiro de 2023, onde as autoridades estudaram o recurso à energia solar flutuante para compensar a queda na produção hidroelétrica devido a condições hidrológicas desfavoráveis.

No Marrocos, a barragem de Oued Rmel, no norte do país, acolhe a primeira central solar flutuante nacional. Com uma capacidade prevista de 13 MW, o projeto assenta em cerca de 400 plataformas que suportarão aproximadamente 22 000 painéis solares e entrou em fase de testes no final de agosto de 2025. No Gana, uma central solar flutuante de 5 MW foi inaugurada em abril de 2025 no rio Black Volta, segundo informações disponíveis.

Segundo o Solarize Africa Market Report 2023, publicado a 6 de junho pelo Bundesverband Solarwirtschaft, a África concentra o melhor potencial mundial para produção de eletricidade solar flutuante. O relatório lembra que a energia solar flutuante consiste em instalar painéis fotovoltaicos sobre superfícies de água, geralmente artificiais.

Abdel-Latif Boureima

Confrontado com restrições de acesso e de produção, a Nigéria mobiliza vários mecanismos para reforçar a sua oferta elétrica.

A Nigéria adjudicou o seu primeiro projeto de central solar fotovoltaica flutuante. O contrato foi atribuído pela Rural Electrification Agency (REA), a agência pública responsável pelos projetos de eletrificação fora da rede e institucionais.

Segundo informação anunciada a 23 de janeiro pela filial nigeriana do grupo China Civil Engineering Construction Corporation (CCECC), que obteve o contrato, o projeto terá uma capacidade instalada de 7 MW e será implementado na superfície de água que rodeia o campus da Universidade de Lagos (UNILAG), situada no sudoeste da Nigéria.

«Este projeto emblemático fornecerá eletricidade confiável, segura, estável e limpa a uma das principais instituições universitárias da Nigéria. Uma vez concluído, será a primeira central solar flutuante do país», declarou a CCECC na sua conta X.

A empresa, no entanto, não forneceu informações detalhadas sobre o custo total do projeto, modalidades de financiamento ou calendário preciso de entrada em operação.

Um contexto energético marcado por restrições recorrentes

Enquanto a Nigéria lança o seu primeiro projeto solar flutuante, o setor elétrico nacional continua dominado por combustíveis fósseis e enfrenta limitações de acesso e confiabilidade. Segundo dados do Nigeria System Operator e da Nigerian Electricity Regulatory Commission (NERC), a Agência Ecofin relatou em agosto de 2025 que o país dispõe de cerca de 14 000 MW de capacidade instalada, mas apenas 4 000 a 6 000 MW são efetivamente produzidos.

Paralelamente, o acesso à eletricidade continua limitado. Dados do Banco Mundial indicam que 61,2 % da população nigeriana tinha acesso à eletricidade em 2023. Uma parte dos utilizadores recorre a fontes privadas ou geradores de reserva para cobrir as suas necessidades energéticas.

Neste contexto, a energia solar fotovoltaica tem registado crescimento, embora a sua contribuição para o mix elétrico permaneça limitada. Segundo o relatório da Africa Solar Industry Association, a Nigéria adicionou 63,5 MW de capacidade solar em 2024, elevando a capacidade cumulativa para cerca de 385,7 MW.

Além disso, dados do National Bureau of Statistics (NBS), publicados em outubro de 2025, indicam um aumento de 17,29 % nas importações de painéis solares no primeiro semestre de 2025, em relação ao mesmo período de 2024.

Energia solar flutuante além das fronteiras da Nigéria

Para além da Nigéria, a energia solar fotovoltaica flutuante tem sido alvo de iniciativas semelhantes em vários países africanos com restrições energéticas. Em outubro de 2025, a Agência Ecofin relatou o lançamento nas Seicheles de um projeto de central solar flutuante para reduzir a dependência do país de combustíveis fósseis.

Um projeto semelhante foi discutido na Zâmbia em fevereiro de 2023, onde as autoridades estudaram o recurso à energia solar flutuante para compensar a queda na produção hidroelétrica devido a condições hidrológicas desfavoráveis.

No Marrocos, a barragem de Oued Rmel, no norte do país, acolhe a primeira central solar flutuante nacional. Com uma capacidade prevista de 13 MW, o projeto assenta em cerca de 400 plataformas que suportarão aproximadamente 22 000 painéis solares e entrou em fase de testes no final de agosto de 2025. No Gana, uma central solar flutuante de 5 MW foi inaugurada em abril de 2025 no rio Black Volta, segundo informações disponíveis.

Segundo o Solarize Africa Market Report 2023, publicado a 6 de junho pelo Bundesverband Solarwirtschaft, a África concentra o melhor potencial mundial para produção de eletricidade solar flutuante. O relatório lembra que a energia solar flutuante consiste em instalar painéis fotovoltaicos sobre superfícies de água, geralmente artificiais.

Abdel-Latif Boureima

No Benim, onde quase metade da população ainda vive em zonas rurais muitas vezes fora da cobertura da rede nacional, a expansão do acesso à eletricidade passa cada vez mais por soluções solares fora da rede.

A Clean Energy and Energy Inclusion for Africa (CEI Africa) e a plataforma de financiamento participativo Energise Africa anunciaram, na quarta-feira, 8 de janeiro de 2026, a mobilização de 2,9 milhões de dólares para financiar a construção de nove mini-redes solares em zonas rurais no Benim. O projeto é liderado pela Mionwa Generation SA, subsidiária do desenvolvedor OnePower.

O financiamento destinado diretamente a estes projetos inclui um empréstimo júnior garantido de 1,5 milhão de USD, concedido pela CEI Africa através da sua plataforma de crowdlending, assim como um empréstimo sénior garantido de 970 000 USD levantado pela Energise Africa, que indica ainda que um montante adicional de 420 000 USD está em mobilização, elevando o total da dívida para cerca de 2,9 milhões USD.

Estes recursos permitirão a construção de nove centrais solares fotovoltaicas com uma capacidade instalada total de 595 kW, acopladas a 1,7 MWh de armazenamento em baterias. Uma vez operacionais, as mini-redes deverão fornecer eletricidade contínua a cerca de 4 700 agregados familiares e atividades económicas locais situados fora da rede nacional.

Para além destes financiamentos de dívida, a CEI Africa concedeu até 972 000 USD em subvenções baseadas em resultados. Por seu lado, a Universal Energy Facility (UEF), um mecanismo de financiamento baseado em desempenho gerido pela Sustainable Energy for All, atribuiu um envelope total de 1,66 milhão USD para cinco locais.

«Este financiamento marca um passo importante para o portfólio OnePower Mionwa no Benim. Ao combinar os financiamentos baseados em resultados da CEI Africa e da UEF com dívida fornecida pela CEI Africa e Energise Africa, conseguimos implementar mini-redes solares sustentáveis, comercialmente viáveis e de qualidade equivalente aos serviços públicos, em comunidades historicamente excluídas da rede central», declarou Matthew Orosz, diretor-geral do One Power Group.

Segundo o Banco Mundial, a taxa de acesso à eletricidade no Benim era de 57 % em 2023. Esta média nacional, porém, esconde fortes disparidades territoriais. Nas zonas rurais, onde a expansão da rede continua mais cara, a taxa de acesso caía para 43 %. A mesma fonte indica que a população rural representava ainda 47 % da população total do país em 2024.

Neste contexto, uma parte significativa dos agregados familiares continua dependente de soluções energéticas limitadas ou pouco fiáveis, reforçando o interesse pelas mini-redes solares como solução de eletrificação sustentável e financeiramente acessível.

Abdoullah Diop

A proibição da União Europeia de importar combustíveis refinados a partir de petróleo russo está a alterar os circuitos globais de gasóleo. Privada do mercado europeu, a Índia está agora a redirecionar as suas exportações para a África Ocidental.

A Índia deixou, neste mês de janeiro, de exportar gasóleo para a União Europeia e simultaneamente enviou volumes recorde para a África Ocidental. É o que mostram novos dados de monitorização marítima das empresas especializadas na análise dos fluxos globais de petróleo, gás e produtos refinados, Kpler e Vortexa. Esta evolução está relacionada com a entrada em vigor de uma nova regulamentação europeia que proíbe a importação de combustíveis produzidos a partir de petróleo russo.

Até agora, a Índia e a Turquia compravam em grande escala petróleo bruto russo a preços reduzidos, refinavam-no em gasóleo e depois exportavam este produto para a Europa. A nova regra exige agora que uma refinaria não tenha utilizado qualquer petróleo russo nos sessenta dias anteriores à data de embarque de uma carga, para poder exportá-la para a União Europeia, a menos que seja capaz de separar fisicamente os fluxos de petróleo russo dos restantes abastecimentos.

Em 2025, o petróleo russo representava 30% das importações marítimas de petróleo bruto da Índia e 48% das da Turquia, segundo a Kpler. A Índia, que exportava em média 137 000 barris por dia de gasóleo para a UE em 2025, não enviou nenhuma carga para o bloco em janeiro de 2026. A Turquia reduziu, por sua vez, as exportações para a UE para cerca de 45 000 barris por dia em janeiro, contra uma média de 87 000 barris por dia no ano anterior.

Algumas refinarias continuam diretamente afetadas por esta nova restrição, nomeadamente a refinaria Star, propriedade do grupo azeri Socar, que manteve importações de petróleo russo em janeiro. Na Índia, a Reliance era até agora a principal exportadora de combustíveis para o mercado europeu.

Fechar a brecha das sanções contra o petróleo russo

O objetivo da União Europeia é fechar uma brecha no seu dispositivo de sanções contra Moscovo, implementado após a invasão da Ucrânia em 2022. Até agora, produtos refinados a partir de petróleo russo podiam entrar no mercado europeu desde que tivessem sido processados fora da Rússia. Esta prática permitia indiretamente que o petróleo russo continuasse a abastecer a Europa sob a forma de combustíveis refinados.

A nova regulamentação força agora as refinarias indianas e turcas a escolher entre continuar a importar petróleo russo ou conservar o acesso ao mercado europeu. Segundo a analista Clare Morris, da Energy Aspects, esta evolução provoca um reequilíbrio dos fluxos globais, com mais gasóleo indiano a ser direcionado para África e um aumento dos abastecimentos europeus provenientes dos Estados Unidos e do Médio Oriente.

As exportações indianas de gasóleo para a África Ocidental atingiram um nível recorde em dezembro de 2025, cerca de 155 000 barris por dia, e deverão manter-se elevadas em janeiro de 2026, em torno de 84 000 barris por dia. Esta reorganização dos fluxos ilustra a capacidade das sanções europeias de remodelar as rotas energéticas globais, sem reduzir imediatamente os volumes globais comercializados. A África Ocidental torna-se assim um mercado estratégico para o gasóleo indiano, enquanto a UE redireciona os seus abastecimentos para fornecedores compatíveis com o seu quadro regulamentar.

Olivier de Souza