A Dangote Refinery procura reforçar o seu papel na produção local de combustíveis na Nigéria, passando de uma capacidade de 650 000 barris por dia para 1,4 milhão de barris por dia.

Dois anos após a sua entrada em funcionamento, a Dangote Refinery dá um passo decisivo rumo à expansão da sua capacidade nominal. No sábado, 17 de janeiro, a empresa pública indiana Engineers India Ltd (EIL) assinou um contrato com a companhia nigeriana para supervisionar esta nova fase.

Em concreto, a empresa indiana referiu um contrato avaliado em mais de 350 milhões de dólares, cujo âmbito inclui a gestão integral do projeto, desde a conceção técnica até ao acompanhamento da construção. Trata-se de uma missão conhecida no setor como consultoria em gestão de projetos (PMC). A EIL será igualmente responsável pela coordenação das aquisições de equipamentos e dos trabalhos no local, bem como pela supervisão global da execução, desempenhando um papel equiparável a um mandato de engenharia, aprovisionamento e gestão da construção (EPCM).

« A Dangote prevê aumentar a sua capacidade de refinação de 650 000 barris por dia para 1,4 milhão de barris por dia [com uma segunda linha de produção], produzindo combustíveis em conformidade com a norma Euro VI », recordou a EIL. Paralelamente, o grupo pretende elevar a produção de polipropileno — um plástico amplamente utilizado nas embalagens, na indústria automóvel e nos bens de consumo — de 830 000 para 2,4 milhões de toneladas por ano. Para tal, a empresa aposta na modernização da unidade existente e na instalação de equipamentos adicionais.

Até ao momento, as partes envolvidas não divulgaram detalhes sobre o calendário de execução do projeto nem sobre o impacto quantitativo esperado nas importações nacionais de produtos petrolíferos.

Um processo de expansão já em curso

Apesar do seu estatuto de principal produtor africano de petróleo bruto, com 1,64 milhão de barris por dia (incluindo condensados) produzidos nos primeiros onze meses de 2025, segundo o regulador das atividades petrolíferas a montante (NUPRC), a Nigéria continua dependente das importações de produtos refinados.

Entre janeiro e setembro de 2025, o país gastou cerca de 6,7 mil milhões de dólares, de acordo com dados do Banco Central da Nigéria — um valor, ainda assim, 54 % inferior ao registado no mesmo período de 2023.

Este projeto de expansão da refinaria já conheceu uma primeira etapa industrial. Em novembro de 2025, a Dangote anunciou a seleção da empresa norte-americana Honeywell para fornecer tecnologias e equipamentos destinados a apoiar a duplicação da capacidade de refinação de crude, conforme noticiado pela Agence Ecofin. Na semana passada, David Bird, diretor-geral da Dangote Refinery, manifestou publicamente a intenção da empresa de contribuir para a estabilização dos preços dos combustíveis na Nigéria.

Abdel-Latif Boureima

A medida que a procura mundial de hidrogénio verde avança mais lentamente do que o previsto, o relatório recomenda que os governos africanos e os promotores abandonem projetos de grande escala e se concentrem em unidades mais modestas e faseadas, que não exijam investimentos colossais em infraestruturas e cuja produção possa ser escoada com maior facilidade.

Quase a totalidade dos projetos de produção de hidrogénio verde anunciados em África ainda não ultrapassou a etapa crucial da decisão final de investimento (FID), devido à falta de compradores, ao elevado custo das infraestruturas de apoio — como gasodutos e unidades de dessalinização — e à ausência de cadeias de abastecimento locais de equipamentos, segundo um relatório publicado na quarta-feira, 14 de janeiro, pelo Energy Industries Council (EIC).

Associação profissional especializada no apoio a empresas fornecedoras de bens e serviços às indústrias energéticas globais, o EIC identificou 78 projetos de hidrogénio verde anunciados nos últimos anos no continente, com custos de investimento acumulados de cerca de 194 mil milhões de dólares. O Egito, Marrocos e a África do Sul dominam o panorama, concentrando cerca de 80 % dos investimentos previstos, graças às estratégias de exportação orientadas para a Europa adotadas pelos países do Norte de África e às ambições da África Austral de exportar amoníaco verde por via marítima para mercados asiáticos como o Japão e a Coreia do Sul.

O EIC contabilizou 78 projetos de hidrogénio verde anunciados em África, com um custo total estimado de cerca de 194 mil milhões de dólares.

A estratégia energética europeia denominada «REPowerEU», adotada após a invasão da Ucrânia pela Rússia, prevê a criação de um mercado de hidrogénio limpo até 2030. Estabelece metas de produção de 10 milhões de toneladas de hidrogénio verde por ano e de importações equivalentes de mais 10 milhões de toneladas até ao final da década.

Embora as estratégias nacionais de desenvolvimento da fileira do hidrogénio verde e os acordos apoiados pelos governos tenham alimentado uma vaga de anúncios, existe um enorme fosso entre as ambições declaradas e os resultados concretos no terreno em todo o continente. A esmagadora maioria dos projetos permanece numa fase muito precoce e especulativa de conceção, e nenhum grande projeto atingiu ainda a fase da decisão final de investimento. Apenas dois projetos de pequena escala estão atualmente operacionais em África, ambos na Namíbia, com uma capacidade combinada de apenas 17 megawatts (MW). Em contraste, a capacidade total dos projetos anunciados no continente ascende a 38 gigawatts (GW).

A produção operacional de hidrogénio limita-se atualmente a 17 MW, enquanto estão previstos 38 GW em todo o continente.

As vantagens comparativas de África na produção de hidrogénio verde são evidentes — abundância de recursos solares e eólicos, proximidade dos centros de procura europeus e crescente interesse geopolítico —, mas vários desafios impedem a concretização dos projetos. O principal é a incapacidade das empresas envolvidas em assegurar contratos de compra de longo prazo (offtake agreements), essenciais para compensar os elevados custos de produção associados aos combustíveis descarbonizados.

O primeiro grande obstáculo à concretização dos projetos de hidrogénio verde é a incapacidade de garantir contratos de compra de longo prazo.

Redimensionar os projetos

Estes contratos de longo prazo são fundamentais para a transição dos projetos da fase pré-FID para a fase de construção, pois oferecem previsibilidade de receitas futuras aos produtores. É por essa razão que algumas empresas já anunciaram a suspensão dos seus projetos em África. Um exemplo é o grupo australiano CWP Global, que, em junho de 2025, colocou em pausa o desenvolvimento do seu projeto de produção de hidrogénio e amoníaco verde na Mauritânia — um dos maiores do mundo — devido à falta de compradores. Denominado «Aman», o projeto deveria entrar em produção entre 2029 e 2030, com capacidade para produzir até 1,7 milhões de toneladas de hidrogénio verde ou 10 milhões de toneladas de amoníaco verde por ano. O investimento total estava estimado em 40 mil milhões de dólares.

Por sua vez, o gigante energético alemão RWE anunciou, no final de setembro passado, a sua retirada do projeto namibiano Hyphen, dedicado à produção de derivados de hidrogénio verde — um empreendimento de 10 mil milhões de dólares destinado a transformar o país num grande polo do hidrogénio verde. A decisão foi tomada num contexto em que a procura por derivados do hidrogénio cresce muito mais lentamente do que o previsto na Europa. Segundo o European Hydrogen Index 2025, o hidrogénio renovável representava, em 2023, apenas cerca de 0,3 % da procura total de hidrogénio na União Europeia.

O segundo grande desafio enfrentado pelos projetos africanos de hidrogénio verde é o elevado custo de construção das infraestruturas de apoio, como gasodutos dedicados ao transporte do combustível, centrais solares e eólicas, unidades de dessalinização e infraestruturas portuárias. Estas infraestruturas são, em grande medida, inexistentes em África. Este fator ajuda a explicar por que razão os custos totais de investimento previstos em projetos de hidrogénio verde são mais elevados em África (194 mil milhões de dólares) do que na Europa (166 mil milhões de dólares), apesar de a capacidade de produção projetada no continente europeu ser significativamente superior.

O segundo desafio maior é o custo elevado das infraestruturas de apoio, como gasodutos, unidades de dessalinização e portos.

Por último, mas não menos importante, o relatório destaca as limitações das cadeias de abastecimento de equipamentos como outro obstáculo relevante. Atualmente, não existe em África qualquer fabricante de eletrólisadores, o que torna os primeiros projetos dependentes de equipamentos importados. O Egito constitui uma exceção parcial, ao ter introduzido uma exigência de conteúdo local de 20 % na sua estratégia de desenvolvimento da fileira.

Não existe atualmente qualquer fabricante de eletrólisadores em África, o que torna os primeiros projetos dependentes de equipamentos importados.

Para fazer avançar os projetos de hidrogénio verde em África, o relatório recomenda que governos e empresas deixem de privilegiar projetos de grande dimensão, com capacidades de vários gigawatts, que carecem de compradores garantidos e de infraestruturas essenciais, e passem a concentrar-se em projetos mais pequenos e faseados, que possam ser implementados mais rapidamente. Caso contrário, uma grande parte dos projetos de hidrogénio verde anunciados no continente corre o risco de permanecer tão ilusória como uma miragem no deserto do Saara.

Walid Kéfi

Esta IPO insere-se num vasto plano do governo que visa privatizar várias empresas públicas e mobilizar recursos para financiar a construção de infraestruturas.

Na segunda-feira, 19 de janeiro, o Quénia lançou oficialmente a venda de 65% do capital da empresa pública especializada no transporte e armazenamento de produtos petrolíferos, a Kenya Pipeline Company (KPC). A operação abre caminho para uma introdução em bolsa de grande dimensão, com o objetivo de levantar cerca de 825 milhões de dólares.

As autoridades anunciaram que o período de subscrição teve início com a abertura do mercado e que o preço da ação foi fixado em 9 xelins, o equivalente a 0,07 dólares, com a fase de venda a decorrer até quinta-feira, 19 de fevereiro. Os títulos da empresa deverão ser admitidos à cotação na Bolsa de Nairobi a 9 de março. A KPC opera no Quénia e em vários países da África Oriental, onde constitui um elemento central das infraestruturas energéticas.

Esta introdução em bolsa faz parte de um programa mais amplo de desengajamento parcial do Estado das empresas públicas. O objetivo é mobilizar recursos internos para financiar novas infraestruturas, apoiar a criação de fundos soberanos e reduzir a dependência do país em relação ao endividamento externo.

No início de 2026, o presidente William Ruto insistiu na abertura da operação a investidores locais e estrangeiros e na vontade de promover uma participação popular. O chefe de Estado apresentou então a IPO como uma forma de permitir que os cidadãos beneficiem diretamente do desempenho de uma empresa pública rentável.

O Estado queniano prevê, no entanto, manter uma participação significativa no capital para proteger os interesses nacionais. A cotação deverá igualmente permitir a entrada de investidores regionais, nomeadamente de outros países da África Oriental, com o objetivo declarado de reforçar a cooperação regional em torno de infraestruturas energéticas consideradas estratégicas.

Uma angariação histórica, apesar de um montante revisto em baixa

A alienação de uma parte da KPC ocorre paralelamente à redução, em dezembro de 2025, da participação pública no operador de telecomunicações Safaricom, que permitiu ao Estado mobilizar mais de 2 mil milhões de dólares. Embora o montante agora visado seja inferior às ambições iniciais, a operação continua a ser histórica. Em setembro de 2025, Nairobi indicava pretender angariar até 1,15 mil milhões de dólares no âmbito desta IPO, que então deveria tornar-se a primeira grande introdução em bolsa do país em mais de dez anos. O valor finalmente retido continua a ser suficiente para estabelecer um novo recorde.

A IPO da KPC ultrapassará, de facto, a da Safaricom em 2008, quando o Estado levantou 388 milhões de dólares. Dezassete anos depois, o Quénia apoia-se num mercado financeiro mais maduro e numa base de investidores mais alargada para levar a cabo uma operação de dimensão inédita na África Oriental. O calendário da IPO coincide também com um ambiente internacional mais favorável aos mercados acionistas. Segundo dados da LSEG, a atividade global dos mercados de capitais acionistas atingiu 738,4 mil milhões de dólares em 2025, um aumento de 15% em termos anuais, o nível mais elevado dos últimos quatro anos. Mais de um quinto destes montantes foi levantado por emissores na Europa, Médio Oriente e África.

A IPO da KPC constitui um teste à capacidade do mercado doméstico para absorver grandes angariações de capital e à credibilidade da estratégia de privatização levada a cabo pelo executivo. Ela condicionará em grande medida o futuro recurso aos mercados de capitais como instrumento central de financiamento da economia, em conformidade com a estratégia do governo.

Olivier de Souza

Segundo dados públicos, o Egito enfrenta uma crescente procura energética e constrangimentos significativos nas suas infraestruturas de produção e distribuição.

O Ministério egípcio do Petróleo e dos Recursos Minerais anunciou na sexta-feira, 16 de janeiro de 2026, a descoberta de vários novos depósitos de hidrocarbonetos em diferentes regiões do país, nomeadamente no Deserto Ocidental, Deserto Oriental e delta do Nilo. Estas descobertas resultam de perfurações exploratórias seguidas de testes iniciais de produção.

De acordo com o Ministério, estes novos poços deverão acrescentar cerca de 47 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia e quase 4.300 barris por dia de petróleo bruto e condensados à produção nacional. Alguns poços já estão ligados às instalações existentes, enquanto outros ainda necessitam de trabalhos complementares.

Estas notícias surgem num contexto em que o Egito retomou as importações de gás natural liquefeito (GNL) em 2024, após vários anos de autossuficiência, devido a uma diminuição da produção local. Em 2025, acordos com a Shell e a TotalEnergies permitiram a compra de cerca de 60 cargamentos de GNL, num valor estimado em quase 3 mil milhões de dólares, para assegurar o abastecimento interno.

No início de 2025, a produção nacional de gás situava-se em 4,3 mil milhões de pés cúbicos por dia, face a um consumo estimado de 6,2 mil milhões, segundo o Tesouro francês. As reservas provadas do Egito são avaliadas em 64,5 triliões de pés cúbicos de gás e 3,3 mil milhões de barris de petróleo, enquanto a produção petrolífera em 2024 era de cerca de 550.000 barris por dia.

Na semana anterior, o país já tinha anunciado várias descobertas em terra no Deserto Ocidental, com quatro poços registando caudais cumulativos de 4.500 barris de petróleo por dia e 2,6 milhões de pés cúbicos de gás por dia.

Estas novas descobertas deverão contribuir para reduzir a dependência das importações e reforçar a segurança energética nacional.

Abdel-Latif Boureima

Na Zâmbia, os contratos de compra de eletricidade a longo prazo tornam-se um instrumento central para atrair investidores privados no setor solar, num contexto marcado pela vontade de diversificar a matriz energética.

O grupo canadiano Stardust Solar Energy anunciou na terça-feira, 13 de janeiro de 2026, a assinatura de um contrato de compra de eletricidade de 20 anos na Zâmbia para o desenvolvimento de uma central solar fotovoltaica de 30 MW. O acordo foi firmado com a ZESCO Limited, a companhia pública de eletricidade do país, através da sua filial local, Stardust Solar Zambia.

De acordo com o comunicado, o contrato prevê a venda da eletricidade produzida a uma tarifa fixa de 0,07 USD/kWh durante 20 anos. O projeto deverá gerar receitas brutas contratuais entre 60 e 90 milhões de USD ao longo da vigência do contrato, com base nas atuais estimativas de produção e procura.

A Stardust Solar será responsável pelo financiamento do desenvolvimento e construção do projeto, bem como pelos serviços de engenharia e supervisão técnica. Em contrapartida, o grupo receberá uma taxa equivalente a 50% das receitas energéticas líquidas, após dedução dos custos operacionais autorizados.

Este anúncio surge num contexto de aceleração dos investimentos solares na Zâmbia, impulsionados pela vontade das autoridades de reduzir a forte dependência do país da energia hidrelétrica. Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), a hidreletricidade representava cerca de 90% da produção elétrica nacional em 2023, expondo o sistema a elevados riscos em períodos de seca.

Desde 2025, vários projetos solares de grande capacidade foram lançados ou entraram em fase operacional em diferentes províncias, incluindo centrais de 100 MW em Siavonga, Chisamba e Chirundu, bem como projetos de porte intermédio em Choma e Mansa.

Estes projetos são desenvolvidos pela ZESCO Limited, suas filiais ou produtores independentes, e visam reforçar a segurança de fornecimento da rede elétrica nacional.

Abdoullah Diop

Em outubro de 2025, a Eni e seus parceiros tomaram a decisão final de investimento (FID) para o Coral Norte, no offshore de gás de Moçambique. Esta FID validou um projeto de 7,2 bilhões de dólares e deu início à fase de execução industrial do desenvolvimento do gás.

A gigante italiana Eni e seus parceiros alcançaram um marco decisivo no desenvolvimento do gás em Moçambique. Após a decisão final de investimento tomada em 2 de outubro de 2025, validando o projeto de 7,2 bilhões de dólares, o consórcio iniciou a fase de construção da unidade flutuante Coral Norte, no bloco do Rovuma, ao largo de Cabo Delgado.

Em 16 de janeiro de 2026, o casco da instalação foi lançado ao mar no estaleiro da Samsung Heavy Industries em Geoje, Coreia do Sul. Esta operação marca a primeira flutuabilidade da estrutura principal, etapa prévia à integração dos equipamentos de produção e liquefação de gás natural. Trata-se de uma unidade flutuante destinada à produção e liquefação de gás natural.

O Coral Norte representa a segunda fase do desenvolvimento do campo Coral, após a entrada em operação do Coral South em 2022. Todo o reservatório contém mais de 500 bilhões de m³ de gás in situ. Com capacidade de liquefação de 3,55 milhões de toneladas por ano (MTPA), o Coral Norte se somará aos 3,4 MTPA do Coral South, elevando a capacidade total do campo para cerca de 7 MTPA. A entrada em operação está prevista para 2028.

O projeto é conduzido por um consórcio composto por Eni (50%, operador), CNPC (20%), KOGAS (10%), ENH (10%) e XRG (10%), subsidiária da ADNOC.

Abdel-Latif Boureima

O campo petrolífero Etame, localizado ao largo da costa do Gabão no bloco Etame Marin, é o único ativo explorado pela Vaalco no país. A empresa está envolvida num projeto de recuperação de petróleo deste campo, do qual já foram extraídos pouco mais de 88% das reservas.

Ao largo do Gabão, o campo petrolífero Etame registou novos resultados técnicos no âmbito da continuação da sua exploração. O operador americano Vaalco Energy anunciou, na quinta-feira, 15 de janeiro de 2026, resultados da terceira fase do seu programa de perfuração offshore, iniciado em dezembro de 2025.

Para recordar, a companhia petrolífera tinha iniciado estes trabalhos para avaliar a presença de volumes adicionais de petróleo bruto, num contexto em que, segundo a GlobalData, o campo já produziu cerca de 88,4% das suas reservas recuperáveis totais.

Para tal, foram realizados dois primeiros “poços piloto”. O primeiro (ET-15P) confirmou a presença de reservatórios petrolíferos em conformidade com as projeções feitas antes da perfuração. As medições efetuadas mostram que estas zonas estão conectadas a poços já em produção, indicando a existência de um reservatório contínuo. Segundo as primeiras estimativas da empresa, esta parte do campo poderá conter entre 2,4 e 3,2 milhões de barris de petróleo in situ.

A perfuração permitiu ainda identificar níveis petrolíferos a profundidades maiores, confirmando a continuidade do sistema petrolífero nesta área do campo. Além disso, um segundo poço (ET-15P-ST1) interceptou vários intervalos contendo petróleo, embora análises complementares ainda estejam em curso para avaliar o seu potencial comercial.

Após estes resultados, a Vaalco iniciou a perfuração destinada à produção, com entrada em operação prevista para o primeiro trimestre de 2026. “Estamos encorajados pelo arranque bem-sucedido do nosso programa de perfuração da fase III offshore no Gabão”, declarou George Maxwell, diretor-geral da Vaalco.

2026, um ano crucial para a Vaalco

Em 2024, o operador formalizou um plano de investimento de cerca de 300 milhões de dólares destinado às suas atividades petrolíferas no bloco offshore Etame, incluindo a perfuração de novos poços e trabalhos nas instalações existentes. Estes compromissos financeiros estavam associados a objetivos de produção. A Vaalco indicou assim que pretende atingir, até 2026, uma produção alvo de 30.000 barris de petróleo por dia no bloco Etame Marin, que opera com uma participação de 58,8%.

O ano de 2026 marca, portanto, o ponto de referência escolhido pelo operador para avaliar os efeitos industriais desta estratégia anunciada dois anos antes. A retomada da produção permitirá recuperar de um ano de 2025 durante o qual os volumes extraídos diminuíram devido ao encerramento de poços para manutenção.

Embora o Egito seja atualmente o país que gera mais receitas para a Vaalco, o Gabão é onde a empresa obtém a sua melhor margem líquida, devido a pagamentos de royalties mais baixos ao governo. Nos primeiros nove meses de 2025, o Estado gabonês recebeu 20,6 milhões de dólares em royalties e impostos sobre um volume de negócios total de 152 milhões de dólares, resultando numa margem líquida de 132 milhões de dólares. No Egito, 67,7 milhões de dólares pagos ao governo reduziram o lucro líquido para 102,8 milhões de dólares sobre vendas de 171,1 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

Confrontada com uma procura elétrica crescente e uma forte dependência da energia hidroelétrica, a Etiópia estuda há vários anos o recurso à tecnologia nuclear para diversificar as suas fontes de abastecimento energético, num contexto de rápido crescimento demográfico e ambições industriais reforçadas.

A Etiópia prevê a entrada em operação da sua primeira central nuclear num prazo inferior a dez anos, segundo informações divulgadas na quarta-feira, 14 de janeiro, pela imprensa local, que citam a Ethiopian Nuclear Energy Commission (Enec), criada em outubro de 2025 com o mandato de liderar o desenvolvimento da energia nuclear civil no país, incluindo os aspetos regulatórios, institucionais e de segurança.

De acordo com informações reportadas pela NucNet, as autoridades reconhecem que um programa nuclear demora, em média, entre 10 e 15 anos a ser concretizado. Citam, contudo, o exemplo da China, onde esses prazos foram reduzidos, indicando que a Etiópia pretende um cronograma mais apertado, sem especificar, para já, os mecanismos, tecnologias ou tipo de reator previstos.

Este projeto insere-se num contexto de limitações estruturais do sistema elétrico nacional. Em dezembro de 2025, Sandokan Debebe, responsável da Enec, relembrou, durante o lançamento oficial do programa nuclear, a forte dependência do país da hidroeletricidade, que representa cerca de 96% da produção elétrica total, segundo dados do Tesouro Público francês, tornando o sistema particularmente vulnerável a variações climáticas.

Neste quadro, as autoridades apresentam o recurso à energia nuclear como um meio de reforçar a segurança energética, apoiar a transformação económica e aumentar a resiliência do sistema elétrico a longo prazo, nomeadamente estabilizando a produção de base independentemente das condições hidrológicas.

Uma estratégia energética de longo prazo iniciada em 2012

Desde 2012, a Etiópia lançou um plano de expansão energética destinado a aumentar a sua capacidade elétrica para 37 GW até 2037, contra cerca de 9.761 MW em 2025, após a inauguração da Grande Barragem da Renascença (GERD), com uma capacidade de 5.150 MW, a maior do país. Na altura, a implementação deste programa estava avaliada em cerca de 156 mil milhões de dólares em investimentos ao longo de 25 anos, mobilizando financiamentos públicos, parceiros bilaterais e doadores multilaterais.

Neste contexto, Adis-Abeba ambiciona integrar capacidades nucleares totalizando até 1.200 MW até 2037, complementando um mix elétrico dominado pela hidroeletricidade. O objetivo declarado é diversificar as fontes de energia disponíveis para atender às necessidades nacionais de eletricidade, apoiando também projetos de exportação regional de eletricidade para os países vizinhos.

Este projeto baseia-se em acordos de cooperação para utilização pacífica da energia nuclear assinados em 2017 entre a Etiópia e a Rosatom. Estes acordos constituem um quadro de cooperação técnica e institucional e, nesta fase, não envolvem a construção de uma central, mas sim a preparação do programa. Em setembro de 2025, foi igualmente aprovado um projeto de central nuclear que inclui estudos de viabilidade, formação de pessoal e desenvolvimento de infraestruturas, ainda numa fase exploratória do programa.

Além disso, a Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA) assegurou que continuará a acompanhar a Etiópia ao longo do seu programa nuclear, através de apoio técnico, reforço de capacidades e assistência institucional em cada etapa, de acordo com o processo de “marcos” que orienta a entrada de novos países no nuclear civil.

Abdel-Latif Boureima

Num contexto em que a eficiência energética e a cozinha limpa ainda têm dificuldade em atrair financiamentos em grande escala em África, o Africa Go Green Fund consegue mobilizar capitais e consolidar o seu modelo de financiamento.

Na quinta-feira, 9 de janeiro, a instituição alemã de financiamento para o desenvolvimento e filial do grupo KfW, a DEG, anunciou a concessão de um empréstimo de 30 milhões de euros ao Africa Go Green Fund, um fundo especializado no financiamento de soluções climáticas em África.

Gerido pela Cygnum Capital, o fundo foca-se em setores onde a procura está a crescer, mas onde o acesso a financiamento adequado continua limitado. Intervém, nomeadamente, na eficiência energética, cozinha limpa, mobilidade elétrica, edifícios verdes e soluções energéticas distribuídas.

Estes setores necessitam de instrumentos financeiros alinhados com os ciclos de vida dos ativos e os perfis de tesouraria das empresas, frequentemente pouco compatíveis com os critérios dos credores tradicionais.

“O nosso investimento no Africa Go Green Fund sublinha o compromisso da DEG em promover soluções climáticas e energeticamente eficientes em toda a África. Ao associarmo-nos à AGG, queremos contribuir para colmatar o défice de financiamento das empresas inovadoras que têm um impacto mensurável no clima, ao mesmo tempo que fomentam um crescimento económico sustentável”, declarou Gudrun Busch, diretora principal da DEG.

Desde o seu lançamento em dezembro de 2020, o Africa Go Green Fund já disponibilizou este tipo de financiamento para diversos projetos. Em maio de 2025, cofinanciou um empréstimo sénior sindicado de 18,2 milhões de USD no Gana, para apoiar a construção de uma fábrica de engarrafamento de gás liquefeito de petróleo e ampliar o acesso à cozinha limpa. No mesmo ano, o fundo investiu 8 milhões de USD no Ruanda para financiar a distribuição de 200.000 equipamentos de cozinha melhorados a biomassa.

Em novembro de 2024, a British International Investment tinha anunciado um compromisso de 16 milhões de USD em favor do fundo, cujo portefólio de projetos atingia 157,9 milhões de USD em junho de 2024. O financiamento concedido pela DEG integra esta continuidade, reforçando uma plataforma de financiamento direcionada a setores ainda subfinanciados da transição energética e da resiliência climática em África.

Abdoullah Diop

A Líbia detém as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto de África, avaliadas em cerca de 48 mil milhões de barris, segundo dados da Energy Information Administration (EIA) dos Estados Unidos. Esta situação contrasta com a insuficiência das capacidades nacionais de refinação.

Na Líbia, a companhia pública de petróleo (NOC) anunciou um plano para aumentar a capacidade de refinação de petróleo bruto do país para 660.000 b/d. A informação, divulgada na terça-feira, 13 de janeiro, pelo The Libyan Observer, foi tornada pública pelo presidente da NOC, Masoud Suleiman.

Segundo a empresa pública, a Líbia opera atualmente cinco refinarias, cuja capacidade nominal cumulativa é estimada em 380.000 b/d. No entanto, a produção efetiva de produtos petrolíferos mantém-se em torno de 180.000 b/d. Esta situação é atribuída a limitações técnicas e à paralisação prolongada de algumas refinarias, nomeadamente a de Ras Lanouf, fora de serviço desde 2013.

Para atingir o objetivo anunciado, a companhia prevê modernizar as refinarias existentes, consideradas em parte obsoletas. Está também prevista a construção de novas refinarias, incluindo uma grande instalação e um projeto separado no sul do país.

O projeto de aumento das capacidades nacionais de refinação insere-se na meta de reduzir as importações de produtos petrolíferos. Segundo um relatório do The Sentry, as importações de combustíveis na Líbia atingiram mais de 41 milhões de litros por dia no final de 2024, contra cerca de 20,4 milhões de litros por dia em 2021.

Paralelamente, o custo do combustível importado, amplamente subsidiado pelo Estado, passou de uma média de 3 mil milhões de dólares no período 2016-2019 para cerca de 9 mil milhões de dólares em 2024, segundo dados do Libyan Audit Bureau.

O reforço da refinação no centro da recuperação petrolífera líbia

Como noticiou a Agence Ecofin em outubro de 2025, a Líbia anunciou o objetivo de aumentar a sua produção de petróleo para 1,6 milhões de b/d até ao final de 2026. Esta ambição acompanha a retomada das atividades de exploração e produção de crude, com volumes atualmente entre 1,3 e 1,4 milhões de barris por dia, após vários anos de instabilidade.

Num artigo publicado em julho de 2025, o meio de comunicação sublinha que a recuperação da atividade petrolífera continua exposta a divisões políticas, à fragmentação dos centros de decisão e à insegurança jurídica.

Abdel-Latif Boureima