O fundo americano The Carlyle Group está estudando a possibilidade de adquirir os ativos petrolíferos e gasíferos detidos pela Lukoil, o segundo maior produtor de petróleo na Rússia, no exterior. Estima-se que o valor do portfólio seja de cerca de 22 bilhões de dólares.

A aquisição precisa ser avaliada sob um estrito quadro regulatório, pois Lukoil e várias entidades russas estão sujeitas a sanções. Sem autorização do governo dos Estados Unidos, nenhuma aquisição pode ser finalizada.

Quando a companhia de petróleo russa Lukoil anunciou a decisão de se desfazer de seus ativos petrolíferos no exterior, foi o negociante suíço Gunvor que primeiro se posicionou para adquiri-los antes que a tentativa de venda fosse bloqueada pelos Estados Unidos.

O fundo americano The Carlyle Group está estudando a possibilidade de adquirir os ativos petrolíferos e gasíferos detidos no exterior pela Lukoil, o segundo maior produtor de petróleo da Rússia. Segundo informações reportadas na quinta-feira, 13 de novembro, pela imprensa internacional, a operação envolve um portfólio cujo valor é estimado em cerca de 22 bilhões de dólares, com base nas contas de 2024 da Lukoil.

A Carlyle está apenas no início do processo. O fundo está simplesmente examinando se a operação é viável. Para isso, deve primeiro determinar se precisa de uma licença do governo americano, uma vez que a Lukoil e várias entidades russas estão sujeitas a sanções. Sem esta autorização, nenhuma aquisição pode ser finalizada.

Neste tipo de operação, essa fase permite que a Carlyle entenda o que está prestes a comprar. O fundo está analisando a solidez dos ativos, as condições de exploração em cada país e as regras que regulam suas atividades. O objetivo é evitar surpresas desagradáveis antes de avançar no processo.

Os ativos estrangeiros da Lukoil incluem refinarias na Europa, participações em projetos petrolíferos no Iraque, Cazaquistão, Uzbequistão, Egito, Nigéria, Gana e México, além de centenas de postos de gasolina, especialmente nos Estados Unidos. Em 2024, a empresa representou cerca de 2% da produção mundial de petróleo e produziu, através de seus ativos fora da Rússia, mais de 0,5% da oferta mundial, de acordo com seus próprios dados citados pela Reuters.

Washington já bloqueou uma tentativa anterior de venda desses ativos ao negociante suíço Gunvor antes de um prazo de sanções estabelecido para o final de novembro. Este precedente explica por que qualquer nova operação deve ser examinada em um estrito quadro regulatório.

Abdel-Latif Boureima

O Governo nigeriano suspendeu a aplicação de um imposto de importação de 15% sobre gasolina e diesel, previsto para dezembro, para evitar uma escassez durante as festas de fim de ano.

A medida faz parte de uma difícil balança do governo Tinubu entre apoiar a produção local e manter a estabilidade de preços.

O governo da Nigéria acaba de anunciar a suspensão da aplicação de um imposto de importação de 15% sobre gasolina e diesel, inicialmente previsto para dezembro de 2025. A medida, aprovada pelo Presidente Bola Ahmed Tinubu como parte de sua reforma fiscal, visava impulsionar as receitas não petrolíferas e apoiar a produção local. No entanto, diante dos alertas dos distribuidores e do temor de uma escassez durante as festas de fim de ano, a Autoridade Reguladora Nigeriana do Setor de Petróleo e Gás decidiu recuar.

Esse imposto deveria aumentar o preço das importações, reduzindo mecanicamente a dependência da Nigéria em combustíveis vindos do exterior, em benefício das produções locais, especialmente a da refinaria do Dangote Group. No entanto, os distribuidores de combustíveis criticaram a medida como "precipitada", capaz de restringir as importações e tornar o mercado interno quase um monopólio dominado pela fábrica do bilionário.

No seu comunicado, a Autoridade Reguladora Nigeriana assegurou a disponibilidade de estoques e alertou contra qualquer aumento especulativo de preços ou compras de pânico, ao mesmo tempo em que garantiu um reforço no monitoramento do abastecimento durante o período de alta demanda.

Essa reviravolta ilustra as contradições de uma economia petroleira que luta para se libertar de suas fragilidades estruturais. Maior produtor de petróleo bruto da África, a Nigéria ainda importa a maior parte de seus produtos refinados. Após décadas de gastos públicos, incluindo mais de 25 bilhões de dólares para reativação de suas refinarias públicas, nenhuma delas funciona realmente. A companhia pública de petróleo, NNPC, agora procura atrair parceiros técnicos e financeiros estrangeiros para reativar essas unidades, enquanto a refinaria de Aliko Dangote surge como a única alternativa viável.

A introdução do imposto visava "proteger a capacidade local de refino e estabilizar o mercado", segundo o governo. Mas em um país atingido por uma inflação superior a 18% em setembro de 2025, o Executivo não poderia se dar ao luxo de uma nova disparada dos preços no posto de gasolina ou de uma contestação social na véspera das festas de fim de ano.

A suspensão do imposto oferece um alívio temporário, mas não resolve a questão fundamental. A Nigéria continua dependente das importações de combustível, exposta à volatilidade internacional e aos riscos de interrupção do fornecimento. No médio prazo, a retomada das refinarias públicas, se bem-sucedida, pode reequilibrar o mercado interno e transformar o país em um exportador líquido de produtos refinados. Mas, no curto prazo, o governo Tinubu terá que equilibrar dois imperativos contraditórios: apoiar Dangote e a produção local, ou preservar a estabilidade dos preços para uma população já fragilizada pelo fim dos subsídios e pela desvalorização do naira.

Olivier de Souza

Tradex reinicia operações após duas semanas de suspensão devido a irregularidades detectadas pelas autoridades da Guiné Equatorial.

A retomada das atividades visa restabelecer a confiança e garantir a conformidade com as normas para a continuação sustentável das operações.

A suspensão durou duas semanas e a empresa camaronesa se comprometeu a corrigir as irregularidades identificadas pelas autoridades da Guiné Equatorial. A medida visa restabelecer a confiança e garantir o cumprimento das normas vigentes para uma retomada sustentável de suas atividades.

O grupo petrolífero camaronesa Tradex anunciou, no domingo, 9 de novembro, a retomada oficial de suas atividades na Guiné Equatorial, após o término da suspensão imposta à sua filial local, Tradex GE, desde 23 de outubro. Esta decisão põe fim a quase duas semanas de interrupção decorrentes de uma proibição administrativa emitida pelo Ministério de Hidrocarbonetos e Desenvolvimento de Mineração, após uma inspeção realizada em 22 de outubro.

De acordo com uma fonte interna, a suspensão foi devido a "não conformidades nos documentos administrativos necessários para a atividade, tanto no que diz respeito à regulamentação quanto à fiscalidade e ao meio ambiente". Enfrentando essa medida inesperada, o grupo imediatamente apelou ao ministro responsável e se comprometeu a corrigir as deficiências identificadas.

A Tradex já iniciou vários projetos para se adequar e alinhar suas operações às exigências locais. Embora o prejuízo financeiro exato ainda não tenha sido quantificado, a empresa reconhece que "todos esses dias sem vender um litro de combustível certamente terão um impacto significativo em nossos resultados até o final de dezembro de 2025", de acordo com uma fonte na filial.

Reorganização

Paralelamente, o conselho de administração da Tradex Guiné Equatorial S.A. (Tradex GE S.A.) realizou uma sessão extraordinária na sexta-feira, 7 de novembro, em Douala, sob a presidência de Emmanuel Patrick Mvondo. Esta sessão levou à nomeação de Alain Francis Ngondi Owona como Diretor Geral interino, substituindo Georges Bassalang Bolembe. Essa decisão visa impulsionar um novo dinamismo na subsidiária, em um contexto onde a conformidade regulatória e a estabilidade institucional se tornam questões cruciais para a expansão regional do grupo.

A suspensão da proibição e a retomada das atividades demonstram a vontade da Tradex de perpetuar suas operações na Guiné Equatorial e fortalecer sua posição na sub-região, especialmente na distribuição e armazenamento de produtos de petróleo. Presente em vários países da África Central, a empresa camaronesa confirma assim sua ambição de continuar sendo um ator estratégico no mercado energético da sub-região, ao mesmo tempo que consolida sua reputação como parceira confiável junto às autoridades locais.

Amina Malloum (Investir no Camarões)

A África do Sul visa reduzir sua dependência do carvão e atrair mais investimentos no desdobramento de sua política de descarbonização.
O grupo imobiliário Growthpoint Properties adquiriu 30% da usina hidrelétrica Boston Hydro, ilustrando o crescimento do mercado de energia renovável privada.

A descarbonização é um elemento-chave da política energética sul-africana. O país quer reduzir sua dependência do carvão, ampliar o espaço para o setor privado na produção de energia renovável e garantir seu suprimento atraindo mais investimentos.

Na África do Sul, a descarbonização avança sem esperar pela reforma do sistema público. Diante de cortes de energia constantes e da predominância do carvão na matriz energética, grandes empresas estão construindo um mercado paralelo de energia verde. A aquisição, na sexta-feira, 7 de novembro, pela empresa imobiliária Growthpoint Properties, de 30% da usina hidrelétrica Boston Hydro, exemplifica essa dinâmica.

De fato, desde a eliminação das licenças obrigatórias para produtores privados no final de 2022, confirmada pelo Departamento de Recursos Minerais e Energia (DMRE), os projetos de energia renovável, particularmente solares e eólicos, estão se multiplicando no país.

De acordo com a Autoridade Nacional de Regulação de Energia da África do Sul (NERSA), mais de 4100 MW de novas capacidades privadas foram registradas no primeiro semestre de 2025, um aumento de 208% em relação ao ano anterior. Por exemplo, a potência solar em coberturas ultrapassa agora 7,3 GW, ligeiramente mais do que os 7,17 GW conectados sob o programa público REIPPPP, segundo a Associação da Indústria Fotovoltaica da África do Sul (SAPVIA) e o DMRE. Essas instalações pertencem a indústrias, shopping centers, bancos e empresas imobiliárias que buscam garantir seu fornecimento e reduzir suas emissões.

A estrutura legal se adaptou a essa dinâmica. A Lei de Emenda à Regulação da Eletricidade, promulgada em agosto de 2024, formalizou a criação de um mercado competitivo de eletricidade. As empresas podem agora comprar ou vender diretamente sua energia por meio de Power Purchase Agreements (PPAs) e "wheeling", ou seja, o transporte de eletricidade privada através da rede pública da Eskom, sujeito a taxas definidas pela NERSA.

 Uma transição impulsionada pelo mercado

Nesse novo cenário, alguns atores estão transformando seus prédios em laboratórios de descarbonização. A Growthpoint Properties, a maior empresa imobiliária listada do país, compra anualmente cerca de 195 GWh de eletricidade renovável da Etana Energy, proveniente de um mix de energia hidrelétrica, eólica e solar. A energia é transportada pela rede pública, mas sua parcela verde é certificada por meio de certificados I-REC, que a Growthpoint revende para seus inquilinos, como o Nedbank, que agora alimenta 26 agências com esta eletricidade certificada, que é incluída em seu balanço de carbono.

De acordo com a Eskom, a queda no déficit de energia em 2025, de 13,2 TWh para 0,4 TWh de energia não fornecida, se deve tanto ao aumento da manutenção da rede quanto ao rápido crescimento das capacidades privadas.

Abdel-Latif Boureima

Terminal da Costa do Marfim recebe certificações ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, reforçando sua reputação em termos de qualidade, segurança e preservação ambiental.

A certificação internacional foi concedida pela Bureau Veritas, líder mundial em serviços de avaliação de conformidade.

O Terminal da Costa do Marfim, concessionário do segundo terminal de contêineres do Porto de Abidjan, anunciou que obteve uma tripla certificação de seu sistema integrado de gerenciamento QHSE (Qualidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente), de acordo com as normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

Esta homenagem tripla foi concedida pela Bureau Veritas, líder mundial em serviços de avaliação de conformidade. Ela reconhece o compromisso constante do operador portuário com a qualidade de seus serviços, a segurança de seus colaboradores e parceiros, e a proteção ambiental.

Esta iniciativa visa fortalecer a confiança dos clientes e parceiros, ao mesmo tempo em que consolida a cultura interna de melhoria do desempenho de todas as operações portuárias, incluindo a gestão de equipamentos e práticas ambientais e de segurança.

"A obtenção destas três certificações reflete nosso compromisso com a excelência e nossa responsabilidade. Ela ilustra o profissionalismo de nossas equipes e nosso compromisso de oferecer aos nossos clientes serviços portuários eficientes, seguros e sustentáveis. Este reconhecimento internacional nos encoraja a seguir no caminho da melhoria contínua", disse Koen De Backker, Diretor-Geral do Terminal da Costa do Marfim.

Esta certificação internacional confirma a conformidade das práticas operacionais e de gestão do Terminal da Costa do Marfim aos padrões internacionais mais rigorosos em termos de QHSE.

"O Terminal da Costa do Marfim demonstrou uma verdadeira maturidade em seus sistemas de gestão e, sobretudo, um forte envolvimento de todo o seu pessoal. Gostaríamos de parabenizá-los por esta tripla certificação que reflete uma organização estruturada, eficaz e comprometida com o desenvolvimento sustentável do setor portuário da Costa do Marfim", elogiou Olivier Onillon, Diretor Geral da Bureau Veritas.

Com este reconhecimento, o Terminal da Costa do Marfim reafirma sua ambição de fornecer um serviço confiável, seguro e respeitoso com o ambiente, de acordo com seus compromissos.

Sobre o Terminal da Costa do Marfim

Após uma licitação internacional, o consórcio AGL e APM Terminals assumiu a construção e gestão do segundo terminal de contêineres do Porto de Abidjan. Graças a um investimento de mais de 262 bilhões de FCFA, este novo terminal de contêineres pode processar mais de 1,5 milhões de TEU por ano e acomodar navios com calado de até 16 metros ao longo de seus 1.100 metros de cais. Ocupando uma área de 37,5 hectares, gera mais de 450 empregos diretos e milhares de empregos indiretos. Contribui para o desenvolvimento de competências e formação de jovens marfinenses em profissões portuárias e manuseio de equipamentos de última geração. O Terminal da Costa do Marfim é certificado pela ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

Banco Mundial concede à Tunísia um financiamento de 430 milhões de dólares para a modernização do seu setor energético, através do "Programa de Melhoria da Confiabilidade, Eficiência e Governança Energéticas Tunisinas" (TEREG).

TEREG visa mobilizar 2,8 bilhões de dólares adicionais de investimentos privados e criará mais de 30.000 empregos, enquanto impulsiona a produção de energias renováveis.

 Este programa está alinhado com a estratégia de transição energética atualizada do governo tunisino, que visa promover um modelo energético sustentável, com baixa emissão de carbono e economicamente viável. A Tunísia, agora uma importadora líquida de hidrocarbonetos, intensifica seus esforços para diversificar sua matriz energética em conferência realizada no dia 11 de novembro de 2025.

Este programa quinquenal, do qual 30 milhões de dólares de financiamento concessional são provenientes dos Fundos de Investimento Climático, visa apoiar a Tunísia na implementação de um fornecimento de energia sustentável, confiável e acessível, conforme informa a instituição.

O TEREG contribuirá para acelerar o desdobramento das energias renováveis, reforçar o desempenho da STEG - Empresa Tunisina de Eletricidade e Gás, e melhorar a governança geral do setor.

“Ao incentivar o desenvolvimento de energias renováveis, o TEREG ajudará a fortalecer a posição da Tunísia no campo das energias limpas, criando oportunidades econômicas e garantindo a segurança energética a longo prazo, “destaca Alexandre Arrobbio, chefe de operações do Banco Mundial para a Tunísia.

O TEREG mobilizará 2,8 bilhões de dólares em investimentos privados adicionais para a adição de 2,8 gigawatts de capacidades solares e eólicas até 2028, criando mais de 30.000 empregos. Ao mesmo tempo, as reformas apoiadas pelo programa visam a reduzir em 23% os custos de fornecimento de eletricidade, melhorar a saúde financeira da STEG - cuja taxa de recuperação de custos deve passar de 60% para 80% - e reduzir os subsídios públicos em 2,045 bilhões de dinares (698 milhões de dólares).

Este novo financiamento complementa as iniciativas já em andamento, incluindo o Projeto de Integração Elétrica Tunísia–Itália (ELMED), o Projeto de Melhoria do Setor Energético, bem como os serviços de consultoria fornecidos pela International Finance Corporation (IFC) e a Agência Multilateral de Garantia de Investimentos (MIGA).

É importante observar que o TEREG está totalmente alinhado com a estratégia de transição energética atualizada do governo tunisino, que almeja aumentar a participação de energias renováveis para 35% até 2030.

Ingrid Haffiny

 Koreg reforça sua presença no setor de petróleo gabonês com a aquisição de dois novos ativos petrolíferos

A empresa assinou dois novos contratos de exploração e partilha de produção para o bloco Shakti-III offshore e a área terrestre de Lila

O Grupo de Recursos Komo (Koreg) posicionou-se nos recursos de hidrocarbonetos do Gabão em março passado. A empresa local havia sido atribuída direitos de exploração para os blocos marginais EF-7 e POMOK.

A Koreg está ampliando suas operações no setor petrolífero gabonês. Informações compartilhadas pela mídia local na terça-feira, 11 de novembro, anunciaram a assinatura de dois novos contratos de exploração e partilha de produção (CEPP) para o bloco offshore Shakti-III e a zona terrestre de Lila, ambos localizados na província de Ogooué-Maritime.

O acordo foi assinado pelo Ministro do Petróleo e Gás, Sosthène Nguema Nguema, como parte de uma estratégia de concessão de licenças a operadoras nacionais. Com isso, o número total de CEPPs concedidos por autoridades gabonesas a empresas locais nos últimos seis meses aumentou para sete. Nesse contexto, a Koreg tornou-se uma das raras empresas gabonesas presentes tanto em áreas terrestres quanto offshore, onde a atividade era, até então, dominada por empresas estrangeiras.

Essa expansão marca um reforço concreto da presença operacional da Koreg, que não detém apenas licenças, mas também está se engajando em um portfólio de blocos cobrindo exploração e possível transição para a produção. Para o Diretor Geral Adjunto, Victor Mouwoyi-Mangongo, citado pela imprensa local, estes novos contratos confirmam "a capacidade de empresas nacionais em executar projetos petrolíferos".

A empresa já opera o bloco Auto, que, segundo a companhia, está avançando para a fase de produção após 15 meses de desenvolvimento. Esta presença em várias licenças demonstra que a Koreg está progredindo no sentido de uma integração vertical, um elemento chave para se tornar um operador petrolífero ativo.

Ao apoiar empresas nacionais, o governo pretende reequilibrar a estrutura do setor, que foi dominado por operadoras estrangeiras por muito tempo. Neste ponto, os dois novos CEPPs concedidos à Koreg permanecem contratuais, sem dados públicos sobre estimativas de reservas, um cronograma de trabalho ou um programa de exploração.

O Gabão busca dar mais espaço para operadores nacionais em um setor que foi longamente dominado por grupos estrangeiros. O país produziu cerca de 235.000 barris por dia em janeiro de 2025, de acordo com dados disponíveis na plataforma internacional de dados econômicos e financeiros CEIC Data. O desafio para as empresas locais é estabelecer-se permanentemente em um ambiente industrial exigente e competitivo.

Abdel-Latif Boureima

A empresa sul-africana Sturdee Energy conclui o financiamento do projeto solar Bela Bela, com capacidade de 91,2 MW DC (75 MW AC).

A instalação evitará a emissão de aproximadamente 143.000 toneladas de CO₂ por ano, o que corresponde a mais de 4 milhões de toneladas ao longo de 30 anos.

A energia solar está se impondo gradualmente na indústria sul-africana. Impulsionada por parcerias estratégicas, essa tendência reflete a crescente vontade do país de descarbonizar sua produção energética.

A desenvolvedora sul-africana Sturdee Energy anunciou na quarta-feira, 12 de novembro, o fechamento financeiro do projeto solar Bela Bela, com capacidade de 91,2 MW DC (75 MW AC), localizado na província do Limpopo. A instalação, que distribuirá cerca de 209 GWh por ano por meio de um acordo de transferência de energia (wheeling) com um grande site aurífero, permitirá evitar cerca de 143.000 toneladas de emissões de CO₂ a cada ano, ou seja, mais de 4 milhões de toneladas em 30 anos.

O projeto, agora pronto para entrar na fase de construção, faz parte do portfólio de projetos operacionais e em desenvolvimento da Sturdee Energy, que ultrapassa 200 MW. A empresa não especificou as instituições financeiras envolvidas nesta operação.

No entanto, a Sturdee, de Johannesburgo, tem recebido um apoio crescente de investidores institucionais nórdicos nos últimos meses. Em 26 de março de 2025, a embaixada da Dinamarca na África do Sul anunciou um investimento de capital de 22 milhões de dólares do Fundo Dinamarquês para Investimentos em Países em Desenvolvimento (IFU), visando fortalecer a capacidade de investimento da empresa e mobilizar até 66 milhões de dólares adicionais.

Em dezembro de 2024, a IFU e a Swedfund já haviam estabelecido uma parceria estratégica de 44 milhões de dólares em capital na Sturdee, com foco na África do Sul. O investimento dinamarquês é o primeiro realizado pela IFU no âmbito da Parceria Just Energy Transition (JETP) sul-africana, um programa de apoio à transição energética justa do país.

Com o seu portfólio de projetos distribuídos entre África do Sul, Namíbia e Botswana, a Sturdee Energy vem se estabelecendo gradualmente como uma figura-chave na descarbonização regional, alinhada com os objetivos do governo sul-africano de diminuir a dependência do carvão e aumentar a participação de energias renováveis na matriz energética nacional.

Abdoullah Diop

Moçambique inicia a comercialização de gás de petróleo liquefeito (GLP) produzido localmente, buscando equipar 4 milhões de pessoas até 2030;
Primeira carga comercial do produto vem da empresa sul-africana Sasol, envolvida em um projeto de gás avaliado em 1 bilhão de dólares.

O governo moçambicano está empenhado em acelerar o acesso ao GLP como energia limpa para cozinhar. O objetivo é até 2030, equipar 4 milhões de pessoas, introduzir 2 milhões de novas garrafas e dobrar o consumo nacional para reduzir o uso de madeira e carvão.

Moçambique alcançou um marco industrial com o primeiro carregamento comercial de gás de petróleo liquefeito (GLP) destinado ao mercado doméstico, produzido localmente e enviado a granel a partir da fábrica de processamento em Inhassoro, na província de Inhambane.

Conforme informações divulgadas na terça-feira, 11 de novembro, pela imprensa local, a operação marca a entrada efetiva de Moçambique na comercialização nacional do GLP, um combustível até então majoritariamente importado para o país.

Essa primeira carga provém das instalações da empresa sul-africana Sasol, que opera o projeto de gás em Inhassoro e Govuro, desenvolvido em um contrato de partilha de produção com o governo moçambicano avaliado em 1 bilhão de dólares. A unidade integrada de processamento instalada no local é projetada para produzir até 30.000 toneladas de GLP por ano.

O complexo faz parte de um projeto energético mais amplo que também produz quase 4.000 barris de petróleo leve por dia e 23 petajoules por ano (550 milhões de metros cúbicos) de gás natural, de acordo com dados oficiais, o equivalente a cerca de 6,4 TWh. Este volume destina-se, em particular, a alimentar a usina elétrica de Temane, com capacidade para 450 MW, que está se tornando a segunda mais potente do país.

Economicamente, a produção local visa reduzir a dependência das importações de GLP. Em 2023, as importações de propano de Moçambique atingiram 48.636 toneladas, no valor de 35,7 milhões de dólares, com uma demanda estimada em torno de 47.000 toneladas, segundo dados aduaneiros compilados pelo Banco Mundial via COMTRADE.

Com uma capacidade declarada de 30.000 toneladas por ano, a unidade de Inhassoro pode atender a cerca de 64% das necessidades domésticas previstas para 2023, um volume coerente com o objetivo declarado de reduzir as importações de gás de cozinha em cerca de 70%.

Essa capacidade instalada se torna assim a nova referência industrial nacional para o GLP doméstico, oferecendo um marco quantitativo contra o qual os volumes de importação e produção podem ser comparados com base nos dados publicados.

Abdel-Latif Boureima

A Scatec, subsidiária do grupo de energia norueguês, firma contrato de leasing energético com a companhia nacional EMAE para a construção de uma central solar de 11 MW.
O projeto visa reduzir as emissões de CO₂ em cerca de 13,000 toneladas ao ano e diminuir as importações de combustível, contribuindo para um fornecimento de energia mais estável e econômico.

Apesar de São Tomé e Príncipe possuir um dos maiores índices de acesso à eletricidade do continente, o país ainda depende fortemente de diesel para abastecer sua rede elétrica. O acordo assinado poderia iniciar uma transição para um fornecimento elétrico sustentável e estável.

Na terça-feira, 11 de novembro, a Scatec, subsidiária do grupo de energia norueguês Scatec, anunciou a assinatura de um contrato de leasing energético com a companhia nacional EMAE para a construção de uma central solar de 11 MW em Água Casada. O projeto possibilitará evitar cerca de 13.000 toneladas de CO₂ por ano e reduzir as importações de combustível. Para o país, cuja capacidade instalada é de 38 MW, mas com apenas 19 MW disponíveis, esta nova contribuição é um passo importante em direção a um fornecimento mais estável e menos oneroso.

Atualmente, São Tomé e Príncipe obtêm menos de 5% de sua eletricidade de fontes renováveis. A maior parte da produção é proveniente de cinco usinas térmicas, alimentadas por diesel, cuja falta recorrente acentuou a vulnerabilidade energética e orçamentária do país. Em 2023, segundo o "National Energy Compact" publicado no âmbito da iniciativa Mission300, o PIB contraiu 0,5% e o déficit fiscal primário interno alcançou 1,7% do PIB, uma consequência direta dos choques externos e do alto custo da energia fóssil.

"Este acordo representa um passo importante rumo a um futuro mais limpo e sustentável para São Tomé e Príncipe. Estamos contribuindo tanto para a redução de emissões quanto para a melhora da segurança energética para a população", afirmou Hans Olav Kvalvaag, CEO da Scatec.

O acordo tem a ambição de reduzir esta vulnerabilidade e integra o plano nacional de transição energética, que estabelece como meta obter 50% de energia renovável no mix elétrico até 2030. O governo também planeja aumentar o acesso à eletricidade de 84% para 100%, combinando energia solar fotovoltaica e hidroelétrica para eletrificar zonas rurais e reforçar a resiliência da rede.

Abdoullah Diop