Nos últimos anos, a TotalEnergies realizou várias operações de cedência de ativos petrolíferos onshore na Nigéria. A transação anunciada em 2024 com a Chappal Energies tinha sido abandonada após uma decisão desfavorável do regulador.

O grupo francês TotalEnergies oficializou, na quarta-feira, 14 de janeiro de 2026, a assinatura de um acordo de compra e venda (SPA) relativo à cedência das participações que detém em ativos petrolíferos na Nigéria, através da sua filial local.

A operação, concluída com a empresa nigeriana Vaaris Resources JV Co Ltd, diz respeito à participação não operada de 10 % detida pela companhia na Renaissance Joint-Venture (anteriormente SPDC), que reúne 18 licenças onshore e em águas pouco profundas localizadas no delta do Níger.

Entre estas licenças, 15 estão principalmente orientadas para a produção de petróleo. Segundo a empresa, estes ativos contribuíram com cerca de 16 000 barris equivalentes de petróleo por dia para a produção do grupo em 2025.

A transação, sujeita às autorizações regulamentares e administrativas necessárias junto das autoridades nigerianas, inclui igualmente a venda da participação de 10 % detida pela TotalEnergies nas licenças de gás OML 23, OML 28 e OML 77.

Uma nova transação após o fracasso do acordo com a Chappal

Esta cedência surge depois de, em maio de 2022, a TotalEnergies ter oficializado a sua intenção de vender 10 % dos seus ativos petrolíferos onshore e em águas pouco profundas na Nigéria, detidos no âmbito da joint venture SPDC.

Em julho de 2024, o grupo anunciou a venda dessas mesmas participações à empresa nigeriana Chappal Energies, por um montante estimado em 860 milhões de dólares. Mais de um ano depois, em setembro de 2025, a Agence Ecofin noticiou que a Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC) anulou a sua aprovação inicial da transação. O regulador invocou o incumprimento das condições financeiras e regulamentares por parte do comprador, o que levou ao abandono da operação.

Por outro lado, uma outra cedência foi concluída em agosto de 2024, quando a TotalEnergies EP Nigeria vendeu ativos petrolíferos e de gás à empresa local Aradel Holdings. A companhia adquiriu, assim, 100 % das participações do grupo nos campos marginais Olo e Olo West, por um montante de 19,5 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

No setor energético africano, as mulheres continuam sub-representadas em cargos técnicos e de decisão. Apesar de alguns progressos pontuais, persistem desigualdades no acesso ao emprego, à formação e à liderança.

A plataforma Women in Energy Network-Africa (WEN-Africa) realiza desde terça-feira, 13 de janeiro de 2026, em Lomé, um encontro dedicado à procura de soluções para as desigualdades de género no setor energético. O evento reúne parceiros institucionais e estratégicos em torno do tema: “Responder às desigualdades de género na energia: parcerias para a sustentabilidade”.

Prevista para terminar na quarta-feira, 14 de janeiro, a conferência inclui vários painéis conduzidos por representantes das instituições parceiras e principais atores do setor energético dos países africanos. Estes debates visam apresentar a missão, os objetivos e as realizações da WEN-Africa, uma iniciativa promovida pelo Banco Mundial, bem como partilhar as experiências dos diferentes parceiros.

Os participantes analisam também os benefícios da adesão à plataforma, as boas práticas existentes e o impacto dos esforços colaborativos na redução das desigualdades de género no setor energético da África Subsaariana.

Entre as personalidades presentes destacam-se Kwawu Gaba, diretor setorial de energia do Banco Mundial, e Robert Koffi Messan Eklo, ministro delegado responsável pela Energia e Recursos Minerais do Togo.

Para o responsável do Banco Mundial, “esta iniciativa constitui uma plataforma que permite amplificar a voz das mulheres na política energética, no planeamento e nas operações, reforçar as capacidades técnicas e de liderança dos profissionais do setor e promover parcerias que acelerem o desenvolvimento energético inclusivo e sustentável”. A plataforma visa, de facto, promover o empoderamento de mulheres e jovens, de modo a que possam utilizar a energia para desenvolver as suas atividades económicas, fortalecer a educação, melhorar os resultados em saúde e estimular a inovação nas suas comunidades.

Por sua vez, o ministro togolês responsável pela energia saudou a realização do encontro em Lomé como um passo importante para uma maior igualdade no setor. “Ao reunirmo-nos aqui em Lomé, damos um passo coletivo para garantir que a transição energética em África seja não apenas limpa e resiliente, mas também inclusiva, e que dê às mulheres o lugar que lhes é devido”, declarou.

Lançada em fevereiro de 2024, a plataforma WEN-Africa é promovida pelo Banco Mundial com o objetivo de aumentar a participação e o emprego das mulheres no setor energético africano, em colaboração com várias instituições internacionais.

Esaïe Edoh

No Senegal, a expansão prevista da energia solar passa agora a ser acompanhada por uma reflexão estruturada sobre a gestão do fim de vida dos equipamentos, de forma a alinhar a transição energética com a economia circular.

Na terça-feira, 14 de janeiro, a Agência Nacional para as Energias Renováveis (ANER), a organização ENDA ÉNERGIE e a Escola Politécnica de Thiès (EPT) anunciaram a assinatura de um acordo de parceria destinado a conceber e implementar um projeto-piloto dedicado à reciclagem e à valorização dos equipamentos fotovoltaicos.

O acordo prevê a criação progressiva de um ecossistema nacional que integre investigação, inovação, controlo de qualidade e reciclagem das tecnologias solares. Inclui, nomeadamente, o desenvolvimento de um laboratório de caracterização e ensaio de equipamentos fotovoltaicos (painéis, reguladores, inversores e baterias), com o objetivo de verificar a sua conformidade com as normas internacionais e melhorar a qualidade do parque solar nacional.

Paralelamente, uma unidade-piloto de reciclagem deverá permitir testar soluções industriais adaptadas ao contexto senegalês e estruturar uma fileira local de valorização dos resíduos solares.

Segundo os parceiros, esta iniciativa responde ao aumento esperado dos resíduos fotovoltaicos, estimados em mais de 22 000 toneladas até 2040. O projeto insere-se igualmente numa abordagem mais ampla que integra o reforço das capacidades humanas, a transferência de competências e o apoio à elaboração de quadros regulamentares e normativos, com especial destaque para a formação.

Esta parceria surge num momento em que o Senegal aposta fortemente nas energias renováveis para acelerar o acesso à eletricidade e apoiar os seus compromissos climáticos. O país ambiciona alcançar o acesso universal à eletricidade até 2029, face aos atuais 84 %. Para tal, as autoridades pretendem, nomeadamente, elevar a quota das energias renováveis para 40 % do mix elétrico e aumentar significativamente a capacidade de produção instalada até 2030.

Um projeto já ilustra esta dinâmica: o de NEA Kolda, no sul do país, que combina uma central solar de 60 MW com um sistema de armazenamento por baterias de 72 MWh, cujas obras tiveram início em maio de 2025.

Abdoullah Diop

Em Madagáscar, país marcado por uma baixa taxa de eletrificação, sobretudo nas zonas rurais, as mini-redes afirmam-se como uma solução para acelerar o acesso à eletricidade, tanto para os agregados familiares como para as pequenas e médias empresas.

A plataforma de financiamento misto dedicada às mini-redes, CrossBoundary Access, e o promotor ANKA anunciaram, na quinta-feira, 15 de janeiro, a conclusão da aquisição de uma sociedade de ativos detentora de quatro mini-redes solares operacionais em Madagáscar. As instalações, desenvolvidas, construídas e exploradas pela ANKA, totalizam 1,7 MW de capacidade fotovoltaica e 5,6 MWh de armazenamento em baterias, abastecendo vários milhares de famílias e empresas na região de Atsimo-Andrefana.

Estruturada como uma operação de financiamento de projeto, a transação faz da CrossBoundary Access o acionista maioritário da sociedade de ativos, mantendo a ANKA como acionista minoritária e operadora de longo prazo. Trata-se da primeira fase da parceria de 20 milhões de dólares anunciada pelas duas entidades em junho de 2025. A prazo, esta parceria tem como objetivo financiar, construir e explorar mini-redes destinadas a fornecer eletricidade a mais de 62 000 pessoas em Madagáscar, em consonância com as prioridades nacionais do país e com a iniciativa Mission 300 do Banco Mundial.

“Esta aquisição demonstra a nossa confiança no mercado de mini-redes em Madagáscar e no historial comprovado da ANKA. Mostra que os melhores promotores de mini-redes, beneficiando de políticas governamentais favoráveis e do apoio dos financiadores, podem ter um impacto significativo, ao mesmo tempo que geram retornos comerciais”, afirmou Gabriel Davies, diretor-geral da CrossBoundary Access.

De acordo com dados do Banco Mundial, a taxa nacional de acesso à eletricidade em Madagáscar situava-se em cerca de 40 % em 2023, face a apenas 15 % nas zonas rurais. Neste contexto, as mini-redes solares surgem como um instrumento indispensável para acelerar a eletrificação fora da rede, num enquadramento regulamentar que os intervenientes consideram favorável ao setor privado.

Para além deste contexto, a transação anunciada permitiu a saída de investidores da primeira hora, nomeadamente a Kalinka Invest, a Realize Impact e a Ground Squirrel Ventures, com um retorno considerado satisfatório pelos mesmos. Segundo as partes, o negócio ilustra a capacidade de carteiras de mini-redes que atingiram a maturidade operacional para atrair capitais de infraestruturas de longo prazo.

Abdoullah Diop

Perante o elevado custo da energia e a sua disponibilidade por vezes limitada na África Subsaariana, a valorização de resíduos afirma-se progressivamente como uma solução capaz de reduzir a poluição, ao mesmo tempo que fornece uma energia mais limpa e acessível.

O Private Infrastructure Development Group (PIDG) anunciou, na quarta-feira, 14 de janeiro, um investimento em capital próprio de 3,3 milhões de dólares para apoiar a expansão de uma unidade de valorização energética de resíduos operada pela Sanivation, em Naivasha, no Quénia.

A operação é realizada através da InfraCo, a plataforma de desenvolvimento de projetos do PIDG, e é complementada por uma subvenção de 500 000 dólares mobilizada no âmbito da assistência técnica. Os fundos irão financiar a expansão da Naivasha Treatment Plant, desenvolvida em parceria com o condado de Nakuru, com o objetivo de aumentar a capacidade de tratamento de resíduos e de produção de briquetes combustíveis. A entrada em funcionamento da unidade ampliada está prevista para 2027.

A Sanivation trata lamas fecais, que são combinadas com resíduos provenientes de serrações e de cadeias agrícolas locais. O processo permite produzir briquetes de combustível sólido, utilizados como substituto da lenha em caldeiras industriais. Segundo a empresa, estes briquetes permitem reduzir os custos energéticos dos clientes industriais entre 10 % e 30 %.

A expansão da unidade de Naivasha deverá permitir o tratamento de um volume de resíduos equivalente ao produzido por 100 000 a 130 000 agregados familiares, ao mesmo tempo que limita a poluição dos solos e do lago Naivasha.

«A Sanivation representa um investimento promissor para o PIDG no domínio da valorização de resíduos. Ao demonstrar a importância de adotar uma abordagem circular para o tratamento de resíduos no Quénia e em toda a região, esperamos que a expansão da estação de tratamento de Naivasha venha a atrair, no futuro, financiamentos do setor privado para este setor emergente», afirmou Omar Jabri, responsável pelo desenvolvimento de negócios em África da InfraCo no seio do PIDG.

À escala continental, a valorização energética de resíduos está a progredir através de vários modelos, nomeadamente a produção de biogás a partir de resíduos agroindustriais e a geração de eletricidade a partir de resíduos municipais.

Na África do Sul, unidades de digestão anaeróbia já transformam efluentes orgânicos em biogás e energia industrial, enquanto, na África Ocidental, um projeto de central de valorização de resíduos visa a injeção de eletricidade na rede. O projeto apoiado pelo PIDG no Quénia insere-se nesta dinâmica continental, posicionando-se simultaneamente num segmento ainda pouco desenvolvido.

Abdoullah Diop

Desde 2018 que o site de Bipaga abastece o mercado camarones de gás doméstico. Em 2023, a sua produção permitiu ao Estado realizar poupanças significativas.

Em 2023, a produção local de gás de petróleo liquefeito (GPL) em Bipaga, no Sul, contribuiu para reduzir a fatura externa do Camarões. Segundo o relatório anual da SNH consultado pelo Investir no Camarões, os volumes processados no site permitiram evitar 25,596 milhões de dólares em importações, cerca de 14 mil milhões de FCFA em saídas de divisas. Uma contribuição ainda mais relevante num contexto em que a sub-região enfrenta tensões nas reservas cambiais: desde 2023, o Banco dos Estados da África Central (BEAC) observa uma erosão progressiva das reservas da Comunidade Económica e Monetária da África Central (CEMAC).

Subsídio ao GPL: poupanças de 2,236 mil milhões FCFA para o Tesouro

O aumento da produção em Bipaga também teve impacto nas finanças públicas. De acordo com o mesmo relatório, a produção local gerou 2,236 mil milhões de FCFA em poupanças sobre o subsídio concedido ao GPL. Estes ganhos devem-se à disponibilidade das instalações, cujo índice atingiu 98,41 % ao longo do ano, com operações suspensas apenas durante uma semana para manutenção preventiva.

Em detalhe, Bipaga forneceu 34 699 toneladas de GPL em 2023, contra 28 677 toneladas no ano anterior, representando um crescimento de 20,99 %. Trata-se da segunda melhor performance do site desde o seu início em 2018. A SNH explica este desempenho pela melhoria do processo de tratamento do gás proveniente dos novos poços, que permitiu aumentar os volumes sem incidentes significativos.

Um mercado ainda dependente das importações (83,32 %), apesar da contribuição local em crescimento

O mercado nacional de GPL continua dominado pelas importações (83,32 %). De um abastecimento total de 208 083 toneladas (+14,14 %), Bipaga cobriu apenas 16,68 % das necessidades — e 20,47 % se excluirmos os volumes exportados para o Chade. O consumo doméstico atingiu 170 220 toneladas, um aumento de 7,29 %, confirmando uma procura sustentada que continua a exceder largamente a capacidade de produção local.

A diferença entre o abastecimento total e o consumo explica-se, em parte, pelas 37 863 toneladas exportadas para a sub-região, mercado em que o Camarões permanece um fornecedor ativo. Apesar dos progressos registados em Bipaga, a maior parte do GPL consumido continua a provir do exterior, expondo o país às flutuações internacionais e à pressão persistente sobre as divisas. A trajetória de Bipaga sugere, no entanto, uma progressão da capacidade. Para a SNH, o desafio é consolidar os ganhos operacionais e acelerar a valorização do gás local.

Amina Malloum (Investir no Camarões)

Com o objetivo de facilitar a retoma do refino no Camarões, as autoridades locais implementaram um plano de relançamento. O seu orçamento foi revisto em baixa.

O Plano de aceleração das medidas de reestruturação e reabilitação para a retoma do refino em 24 meses (Parras 24) teve a sua dotação ligeiramente revista para baixo. Enquanto o custo do projeto tinha sido avaliado em 300 mil milhões de FCFA, o Conselho de Administração da Sociedade Nacional de Refinação (Sonara) aprovou um orçamento de 291,9 mil milhões de FCFA (cerca de 519 milhões de USD), uma redução de aproximadamente 8 mil milhões de FCFA face ao montante inicialmente anunciado pelo governo. A decisão foi ratificada na 140.ª sessão do Conselho de Administração, realizada a 23 de dezembro de 2025 em Yaoundé, sob a presidência da Dra. Ndoh Bertha nascida Bakata.

O montante de 300 mil milhões de FCFA tinha sido tornado público pelo Primeiro-Ministro, Joseph Dion Nguté, em 26 de novembro de 2025, durante a apresentação perante a Assembleia Nacional do programa económico, financeiro, social e cultural do governo para o exercício de 2026. Baseado num estudo de viabilidade detalhado realizado pela empresa francesa Axens, este valor já representava um aumento significativo face aos 250 mil milhões de FCFA inicialmente mencionados pelas autoridades, sem que as razões precisas para este acréscimo de quase 20% tivessem sido detalhadas na altura.

O custo atual do Parras 24 continua, contudo, bastante superior às primeiras estimativas realizadas entre 2020 e 2021, situadas entre 111 e 278 mil milhões de FCFA. A diferença é atribuída a vários fatores: atualização dos preços ao longo de mais de cinco anos, alargamento do âmbito dos trabalhos — incluindo a reabilitação das unidades 15, 255 e 225, a modernização de alguns tanques de armazenamento — assim como a implementação de uma estratégia de fornecimento elétrico. Esta última é considerada essencial para a conclusão da primeira fase do projeto de modernização “Sonara 2010”, em curso na altura do incêndio de 2019.

Diagnósticos técnicos mais favoráveis

Esta revisão em baixa poderá ser explicada pelos resultados dos diagnósticos técnicos realizados nas instalações, divulgados pela empresa. Concluiu-se que pelo menos 75% dos equipamentos localizados na zona afetada pelo sinistro são reutilizáveis; 8% devem ser desmantelados ou descartados; 17% são potencialmente recuperáveis, mediante inspeções técnicas aprofundadas. Os equipamentos das zonas não afetadas foram considerados, de forma geral, em estado aceitável. Estas conclusões terão provavelmente permitido otimizar o âmbito dos trabalhos e ajustar os custos.

Seis anos após o incêndio que levou à paragem da única refinaria do país, o Estado camarones definiu uma trajetória de relançamento da Sociedade Nacional de Refinação, com o objetivo de dobrar a capacidade, de 3,5 para 7 milhões de toneladas de crude por ano. A primeira fase, programada entre janeiro de 2026 e dezembro de 2027, constitui o núcleo do plano Parras 24: visa o retorno da refinaria à sua configuração operacional de maio de 2019. A auditoria conduzida pela Ekium concluiu que uma parte significativa dos equipamentos danificados permanece recuperável.

Amina Malloum (Investir no Camarões)

Durante muito tempo anunciado sem avançar, o projeto petrolífero offshore Bonga South West-Aparo permaneceu paralisado durante anos, travado sobretudo por um contexto económico considerado pouco favorável ao seu lançamento.

Após quase uma década de incertezas, o projeto petrolífero Bonga South West-Aparo, localizado ao largo da costa da Nigéria, volta a estar em destaque. O operador anglo-neerlandês Shell iniciou um novo processo de concurso público para o fornecimento de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO).

Segundo informações divulgadas na terça-feira, 13 de janeiro de 2026, pelo Upstream, a plataforma prevista está dimensionada para uma capacidade de produção de cerca de 150 000 barris por dia. Esta etapa marca a retoma do processo preparatório, sem, no entanto, constituir uma decisão final de investimento (FID), que ainda não foi anunciada. Em 2016, o investimento estava estimado pela multinacional em 12 mil milhões de dólares.

Localizado no bloco offshore profundo OML 118, a sudoeste do campo Bonga atualmente em produção, o desenvolvimento do projeto Bonga South West-Aparo foi adiado várias vezes desde meados da década de 2010. A queda dos preços do crude observada a partir de 2014, os ajustamentos de investimento do grupo e persistentes incertezas contratuais contribuíram para manter o projeto parado.

Este avanço surge num momento em que, segundo dados publicados pelo regulador das atividades petrolíferas upstream da Nigéria (NUPRC), foram produzidos entre 1,38 e 1,53 milhões de barris por dia de crude nos primeiros onze meses de 2025, muito abaixo da meta de 2 milhões de barris por dia definida pelas autoridades nigerianas.

Renovado interesse pelos ativos nigerianos em águas profundas

Nesta fase, o processo de concursos públicos não constitui um sinal verde definitivo para o desenvolvimento do campo. Ilustra, no entanto, um renovado interesse pelos ativos petrolíferos nigerianos em águas profundas, frequentemente preferidos pelos operadores devido à menor exposição às perturbações de segurança que afetam as infraestruturas terrestres do delta do Níger, segundo várias análises do setor.

Esta tendência acompanha a dinâmica observada junto de outros operadores nos últimos meses. Em maio de 2025, a Agência Ecofin relatou o anúncio pela multinacional americana ExxonMobil de um plano de investimento de 1,5 mil milhões de dólares para revitalizar os seus ativos nigerianos em águas profundas, nomeadamente o campo Usan. A decisão final de investimento mencionada para o terceiro trimestre de 2025 pelo regulador nigeriano ainda não foi formalmente tomada.

Paralelamente, a companhia francesa TotalEnergies assinou, em setembro de 2025, um contrato de partilha de produção (PSC) para dois blocos offshore (PPL 2000 e PPL 2001), também situados em águas profundas, alargando assim o seu portfólio de ativos nigerianos nesta região.

Abdel-Latif Boureima

Com o objetivo de garantir o abastecimento de produtos petrolíferos em várias províncias, as autoridades congolesas lançaram projetos que foram inscritos entre as prioridades para 2026.

A ministra dos Hidrocarbonetos, Acacia Bandubola Mbongo (foto), anunciou projetos destinados a melhorar o fornecimento de produtos petrolíferos nas províncias do Grande Equador, Kasaï e Sankuru. Estes projetos foram apresentados aos responsáveis das empresas petrolíferas de logística e distribuição durante uma reunião realizada em 8 de janeiro de 2026.

Na ocasião, a ministra apresentou as prioridades inscritas na agenda de 2026, incluindo a construção de novos oleodutos, a instalação de centros de armazenamento adicionais e a reabilitação das infraestruturas existentes, de forma a reforçar o abastecimento das províncias mal servidas na República Democrática do Congo.

Segundo Olivier Okunda, diretor-geral adjunto da Cobil, o encontro teve como objetivo identificar projetos capazes de melhorar o fornecimento de produtos petrolíferos nas províncias do Grande Equador, Kasaï e Sankuru. Ele precisou que dados técnicos e numéricos serão transmitidos à ministra para validação dos projetos ao nível do governo.

Uma mesa-redonda realizada em 2022 entre o Estado e os operadores petrolíferos recomendou a elaboração de um plano estratégico dedicado ao abastecimento das províncias do Grande Equador e do Grande Kasaï. As principais medidas propostas incluíam o desengase e a sinalização das vias fluviais, a manutenção e reabilitação das estradas nacionais, a construção de postos de abastecimento em cada território, a expansão do programa de marcação molecular dos produtos petrolíferos, bem como o reforço das capacidades logísticas, nomeadamente através da dotação das províncias com equipamentos anti-incêndio.

Os operadores petrolíferos também defenderam a concessão de subsídios à SNCC para aumentar os volumes transportados e o número de vagões-tanque, a manutenção de um abastecimento regular das províncias e a aplicação efetiva da estrutura de preços vigente em cada província.

Ronsard Luabeya (Bankable)

Na África do Sul, o funcionamento do setor energético evolui num contexto de restrições persistentes na eletricidade. Esta situação influencia as escolhas dos diversos atores económicos.

Na quarta-feira, 7 de janeiro de 2026, o relaxamento das regras de concorrência decidido por Pretória para as empresas confrontadas com o aumento dos custos da eletricidade revelou um fenómeno mais amplo. Na África do Sul, a transição energética está a estruturar-se cada vez mais fora do âmbito público.

Entre 2019 e 2024, a capacidade instalada de energias renováveis na África do Sul aumentou 129%, impulsionada pela energia solar, cuja capacidade cresceu 223%, atingindo mais de 13,5 GW em 2024, segundo dados da Agência Internacional de Energias Renováveis (IRENA). Apesar deste progresso, o sistema elétrico sul-africano continua estruturalmente frágil.

Os cortes de eletricidade, ainda frequentes em 2024 e 2025, continuam a afetar a atividade económica, especialmente nos setores industriais. Face a esta situação, um número crescente de empresas tem implementado estratégias para reduzir a sua dependência da rede pública.

Adaptações progressivas dos atores económicos

Desde 2021, as reformas regulatórias implementadas pelo Estado têm gradualmente alargado o campo de ação dos atores privados. A eliminação do limiar de licença para projetos de produção até 100 MW tem favorecido o crescimento da autoprodução e a multiplicação de contratos de compra de eletricidade bilateral (Power Purchase Agreements, PPA), nomeadamente nos setores mineiro, industrial e agroalimentar. Estes projetos, embora muitas vezes ligados à rede nacional, escapam ao financiamento público.

Neste contexto, o relaxamento direcionado das regras de concorrência permite agora às empresas mais expostas aos elevados custos de eletricidade cooperar em soluções energéticas comuns. Estas cooperações podem incidir sobre o desenvolvimento de infraestruturas partilhadas ou sobre a negociação coletiva de fornecimentos. Este mecanismo é sobretudo dirigido às indústrias pesadas, cuja competitividade tem sido duradouramente afetada pelo aumento contínuo das tarifas elétricas observado ao longo de mais de uma década.

Capacidades privadas em forte crescimento

Segundo dados oficiais do Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP), mais de 6 000 MW de capacidade renovável foram atribuídos a produtores independentes entre 2014 e 2024. Estes projetos baseiam-se essencialmente em financiamentos privados.

Paralelamente, o desenvolvimento de projetos ditos behind-the-meter, destinados à autoconsumo, está a avançar. Embora a produção destas instalações seja difícil de quantificar com precisão, devido à ausência de consolidação estatística centralizada, a sua multiplicação ilustra uma transferência das decisões de produção para a esfera privada.

Este movimento insere-se num panorama energético ainda largamente dominado pelo carvão, que representa cerca de 70% da produção nacional de eletricidade. As renováveis, embora em crescimento, representavam apenas cerca de 17% da produção de eletricidade na África do Sul em 2024.

Abdel-Latif Boureima