Após quase 15 anos de investimentos em infraestruturas elétricas na Costa do Marfim, as autoridades pretendem agora identificar com precisão as últimas zonas que ainda carecem de cobertura e as possibilidades de progresso. Trata-se de uma etapa essencial para alcançar o objetivo do acesso universal à eletridade.

O governo marfinense irá lançar, antes do final de março, um recenseamento das localidades ainda não abrangidas pela eletridade e das necessidades de extensão da rede elétrica nacional, anunciou o presidente Alassane Ouattara na sua mensagem à Nação de quinta-feira, 31 de dezembro de 2025. O objetivo é otimizar os esforços para alcançar a cobertura total do país em eletridade, bem como em água.

Esta iniciativa surge após mais de uma década de investimentos contínuos e de melhorias no setor elétrico. De acordo com o balanço governamental 2011-2025, 95,67 % das localidades estavam eletrificadas em junho de 2025, contra 33,1 % em 2011. A capacidade de produção instalada passou de 1 391 para 3 019 MW, ou seja, um aumento de 117 %, dominado pela produção térmica e hidroelétrica. A rede também se expandiu, com 7 700 km de linhas de transporte e 67 089 km de rede de distribuição.

Apesar destes progressos, o acesso efetivo da população à eletridade continua abaixo do nível de eletrificação das localidades. Segundo dados do Banco Mundial, a taxa de acesso à eletridade na Costa do Marfim era de 72 % em 2023, ilustrando um desfasamento persistente entre a expansão das infraestruturas e a ligação real dos agregados familiares, sem contar com as zonas ainda não ligadas.

O recenseamento anunciado insere-se igualmente na continuidade dos compromissos recentemente assumidos pelo país no âmbito do National Energy Compact. O governo compromete-se, nomeadamente, a proporcionar acesso à eletridade a cerca de 17 milhões de pessoas adicionais até 2030, a fim de alcançar uma taxa de acesso nacional de 100 %, a elevar a quota das energias renováveis para 45 % do mix elétrico e a mobilizar 2 mil milhões de dólares norte-americanos em investimentos privados para apoiar esta trajetória.

Nesta perspetiva, a energia solar é chamada a desempenhar um papel crescente. Os projetos atualmente em desenvolvimento, como o de Kong Solar, deverão contribuir para apoiar e diversificar o mix elétrico, bem como para acelerar o acesso universal à eletridade e reforçar o papel do país como exportador na sub-região da África Ocidental.

Abdoullah Diop

Confrontado com pressões sobre o abastecimento de gás, o Egito busca garantir os volumes necessários para cobrir a demanda, especialmente durante os próximos períodos de pico de consumo.

O Egito e o Catar rubricaram um memorando de entendimento (MoU) destinado a enquadrar a cooperação entre os dois países no segmento do gás natural liquefeito (GNL). Segundo informações divulgadas no domingo, 4 de janeiro de 2026, o acordo prevê o fornecimento de cargas de GNL catariano ao Egito, com um volume que pode chegar a até 24 carregamentos. Esses volumes visam atender às necessidades egípcias durante o período de verão, marcado por um aumento da demanda por eletricidade.

A assinatura desse memorando ocorre, de forma mais ampla, em um contexto de crescimento sustentado da demanda interna por gás, especialmente para a geração de energia elétrica, ao mesmo tempo em que a produção nacional de gás registra queda. Em outubro de 2025, a produção situava-se em cerca de 3,64 bilhões de metros cúbicos por mês, contra mais de 6 bilhões de metros cúbicos mensais em 2021, segundo dados da Joint Organisations Data Initiative (JODI).

Essa dinâmica obrigou o Cairo a recorrer novamente às importações. Nos dez primeiros meses de 2025, as compras de GNL alcançaram cerca de 7,2 bilhões de dólares, o que representa um aumento de 87% em relação ao mesmo período de 2024, ilustrando a intensificação das importações para compensar o recuo da produção nacional. O recurso a um quadro de cooperação com o Catar, um dos principais exportadores mundiais de GNL, insere-se, assim, em uma série de iniciativas lançadas em 2025 para diversificar as fontes de abastecimento.

Essa orientação, que inclui também um esforço direcionado à busca de novos campos, traduziu-se, em particular, na assinatura de acordos de importação de GNL com a Shell e a TotalEnergies, envolvendo cerca de 60 carregamentos para 2025, bem como em compromissos adicionais de compra que podem alcançar entre 150 e 160 carregamentos distribuídos ao longo de 2026.

No caso do protocolo firmado com Doha, as informações tornadas públicas até o momento não especificam o calendário das remessas. A implementação das entregas permanece condicionada à conclusão de acordos comerciais posteriores, bem como às condições de mercado e às capacidades logísticas disponíveis.

Abdel-Latif Boureima

A queda de Nicolás Maduro abre um novo ciclo para o petróleo venezuelano. Apesar de uma transição incerta, os mercados antecipam uma recuperação gradual da produção. Segundo diversos bancos, essa retomada poderia pressionar os preços do petróleo até 2030, dependendo dos investimentos.

A captura do presidente venezuelano pelas forças americanas e o anúncio de Donald Trump sobre um controle político do país representam um ponto de virada para um produtor há muito marginalizado pelas sanções internacionais e pelo subinvestimento crônico. Membro fundador da OPEP, a Venezuela detém cerca de 17% das reservas provadas de petróleo do mundo, ou quase 303 bilhões de barris. No entanto, esse potencial permaneceu amplamente inexplorado por mais de uma década.

Nos anos 1970, a produção venezuelana atingia cerca de 3,5 milhões de barris por dia (b/d), ou mais de 7% da oferta mundial. Caiu para menos de 2 milhões b/d na década de 2010, antes de se estabilizar em torno de 1,1 milhão b/d no ano passado, ou apenas 1% da produção mundial. Algumas estimativas apontam até um nível próximo de 800 mil b/d nos últimos meses, refletindo o estado degradado das infraestruturas e as persistentes restrições operacionais.

Segundo o JPMorgan, uma mudança de regime poderia desencadear um aumento gradual, porém significativo, da produção. Os analistas do banco estimam que a Venezuela poderia elevar sua oferta para 1,3–1,4 milhão b/d em dois anos, chegando a até 2,5 milhões b/d na próxima década, à medida que as capacidades existentes fossem reabilitadas e novos investimentos realizados. “Essas dinâmicas atualmente não estão incorporadas na parte de longo prazo da curva de preços do petróleo”, destacam.

O Goldman Sachs adota uma abordagem mais cautelosa, mas converge sobre o impacto potencial de médio e longo prazo. Em nota de 4 de janeiro, o banco avalia que a recuperação da produção venezuelana exigiria investimentos pesados e estabilidade política duradoura. Em um cenário em que a produção atinja 2 milhões b/d, o Goldman projeta um efeito de baixa de cerca de 4 dólares por barril nos preços do petróleo até 2030.

No curto prazo, entretanto, o impacto permaneceria “ambíguo, mas modesto”, dependendo amplamente da evolução da política americana de sanções. Por enquanto, o Goldman mantém inalteradas suas previsões para 2026, com o Brent médio a 56 dólares por barril e o WTI a 52 dólares, antecipando uma produção venezuelana ainda estável em torno de 900 mil b/d nesse horizonte.

A perspectiva de recuperação da produção depende em grande parte do papel que as empresas americanas poderiam desempenhar, algumas das quais nunca se retiraram totalmente do país, apesar das sanções e nacionalizações passadas. A Chevron é o caso mais emblemático. O grupo permaneceu no país por meio de joint ventures com a empresa estatal PDVSA, mesmo quando a maioria das grandes petrolíferas internacionais deixou a Venezuela nos anos 2000. Essa continuidade permitiu à Chevron manter conhecimento operacional sobre os ativos existentes, embora suas atividades tenham sido duramente limitadas pelo regime de sanções americanas. Em um cenário de normalização política, o grupo aparece como um dos atores melhor posicionados para contribuir na reabilitação gradual das infraestruturas.

Em contrapartida, ExxonMobil e ConocoPhillips saíram do país após as ondas de nacionalizações conduzidas sob a presidência de Hugo Chávez. Ambos os grupos iniciaram processos de arbitragem internacional para obter compensações. A ConocoPhillips busca há vários anos recuperar cerca de 12 bilhões de dólares referentes à expropriação de seus ativos, enquanto a ExxonMobil reivindicou cerca de 1,65 bilhão de dólares. Esses litígios permanecem centrais na avaliação de um possível retorno.

Segundo fontes citadas pela Reuters, a administração americana informou recentemente às líderes das grandes petrolíferas que qualquer perspectiva de compensação dependeria de um retorno à Venezuela e de investimentos significativos, financiados previamente pelas próprias empresas. Em outras palavras, os grupos petrolíferos deveriam primeiro investir capital para reconstruir um setor amplamente degradado antes de esperar recuperar parte ou a totalidade das dívidas provenientes das expropriações passadas. Essa condição aumenta o custo e o risco de retorno, especialmente porque as empresas também precisam lidar com um quadro contratual incerto, infraestruturas envelhecidas, questões de segurança e a possibilidade de instabilidade política prolongada.

Essas restrições explicam por que os analistas não preveem uma recuperação rápida da produção. A longo prazo, porém, a Venezuela poderia voltar a ser um fator estrutural no mercado global de petróleo.

Olivier de Souza

Diante da forte dependência do seu sistema elétrico da energia hidrelétrica, a Zâmbia multiplica os projetos solares de grande escala, uma dinâmica fortemente impulsionada em 2025 e que deverá se prolongar em 2026.

Em 17 de dezembro de 2025, as autoridades zambianas lançaram as obras de construção do projeto solar fotovoltaico de Siavonga, com capacidade de 100 MW, para um investimento anunciado de 80 milhões de dólares americanos.

O projeto é desenvolvido pela companhia nacional ZESCO Limited por meio de sua joint venture JIGSCO Energy Corporation Limited, em parceria com a Jigsaw Investments e a Power China como contratante EPC. A entrada em operação comercial está prevista para dezembro de 2026. O projeto é apresentado como um instrumento para o reforço da segurança energética e da resiliência da rede elétrica diante das restrições climáticas que afetam a produção hidrelétrica.

Dois dias depois, em 19 de dezembro, o governo deu início às obras de construção de outro projeto solar de 100 MW, o Chisamba Fase II. Segundo o Ministério da Energia, esse projeto também se insere na estratégia nacional de diversificação da matriz elétrica, com o objetivo de reduzir a vulnerabilidade do sistema elétrico.

Essa sequência prosseguiu já no início de 2026 com um avanço operacional, em particular em Mansa, na província de Luapula, onde os testes de pré-comissionamento de uma usina solar de 50 MW permitiram a injeção de cerca de 14 MW na rede. Essa capacidade supera a demanda de pico local, estimada em 9 MW, contribuindo para o fim do racionamento de energia durante o dia em Mansa e parcialmente em Kasama. A entrada em operação completa da usina está prevista para abril de 2026.

Paralelamente, essa orientação em direção à energia solar estende-se à província sul do país, região que historicamente concentra as principais infraestruturas hidrelétricas. Nos dias 4 e 8 de dezembro de 2025, as autoridades e a ZESCO lançaram as obras de uma usina solar de 100 MW em Chirundu, de outra de 35 MW em Choma, bem como de uma linha de transmissão de 330 kV.

As usinas de Chirundu e de Choma estão localizadas na mesma zona que as barragens hidrelétricas de Kafue Gorge Upper, Kafue Gorge Lower e Kariba North Bank, pilares históricos da produção elétrica nacional.

Segundo a Agência Internacional de Energia, a hidreletricidade representava cerca de 90% da eletricidade produzida na Zâmbia em 2023. No entanto, com projetos solares já operacionais e outros em construção em várias províncias, o país lança as bases para a ascensão gradual de uma alternativa e caminha para um sistema elétrico mais confiável.

Abdoullah Diop

Essa escolha ocorre em um contexto de volatilidade do mercado petrolífero. O preço do petróleo bruto caiu em 2025, em meio a crescentes temores de excesso de oferta.

Durante uma breve reunião virtual realizada no domingo, os oito principais membros da OPEP+ decidiram não alterar suas metas de produção para os meses de janeiro, fevereiro e março. Essa orientação confirma uma decisão tomada em novembro passado, quando o grupo optou por suspender temporariamente os aumentos de produção durante o trimestre, devido a uma demanda sazonalmente mais fraca durante o inverno no hemisfério norte.

Os países envolvidos são Arábia Saudita, Rússia, Emirados Árabes Unidos, Cazaquistão, Kuwait, Iraque, Argélia e Omã. Juntos, eles representam mais da metade da produção mundial de petróleo. Em 2025, esses oito produtores haviam elevado suas metas de produção em cerca de 2,9 milhões de barris por dia, o equivalente a quase 3% da demanda mundial, em uma estratégia destinada a recuperar participação de mercado após vários anos de cortes voluntários voltados a sustentar os preços. Segundo a Reuters, nenhum novo ajuste foi discutido durante a primeira reunião do ano.

Essa decisão de estabilidade no curto prazo ocorre enquanto o mercado petrolífero sai de um ano difícil. Em 2025, os preços do petróleo bruto recuaram mais de 18%, registrando a maior queda anual desde 2020. Esse recuo se explica, em grande parte, por preocupações persistentes com o excesso de oferta.

Um mercado sob pressão diante do risco de excedente

A prudência demonstrada pela OPEP+ ganha um significado especial à luz do atual contexto geopolítico, marcado por tensões persistentes entre a Arábia Saudita e os Emirados Árabes Unidos em torno do conflito no Iêmen, bem como pelas incertezas que cercam o futuro da Venezuela, país que detém as maiores reservas comprovadas de petróleo do mundo.

Enquanto aumentam as dúvidas sobre as perspectivas da produção petrolífera para o novo ano, a Agência Internacional de Energia apresentou algumas chaves de análise em um relatório publicado em outubro passado. A agência explicou, em especial, que o futuro do mercado permanece ligado à reintrodução gradual no mercado de volumes anteriormente retirados pela OPEP+, combinada com o crescimento da oferta fora do cartel, especialmente nos Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guiana e Argentina.

Em uma atualização publicada em dezembro, a organização prevê para 2026 um excedente de cerca de 3,8 milhões de barris por dia, ligeiramente inferior às estimativas anteriores. Essa revisão se deve a perspectivas de oferta revistas para baixo, relacionadas, em especial, às sanções que afetam a Rússia e a Venezuela, bem como a um crescimento da demanda ligeiramente mais forte do que o previsto.

A África do Sul enfrenta problemas de fornecimento de eletricidade desde 2007. No país, a empresa pública Eskom está no centro dessas dificuldades de abastecimento energético.

A companhia sul-africana de eletricidade Eskom anunciou, na sexta-feira, 2 de janeiro, que garantiu o fornecimento de energia elétrica durante 231 dias consecutivos. Embora esse período seja inferior ao resultado anterior de 2024 (282 dias), ele confirma, ainda assim, a melhoria progressiva do serviço prestado pela empresa, após um ano de 2023 marcado por quase 300 dias de cortes de energia, que pesaram fortemente sobre a economia da nação mais industrializada do continente.

Para os dirigentes, trata-se agora de uma má lembrança. Em comunicado, a empresa destacou que apenas 26 horas de cortes programados foram registadas em abril e maio.

De forma mais geral, a Eskom aponta para uma melhoria na manutenção das suas centrais, o que permitiu elevar o fator de disponibilidade energética para 69,1% em dezembro de 2025, contra 56,6% no mesmo mês um ano antes. A Eskom, que vem implementando há alguns anos um plano de recuperação operacional da produção para reduzir as suas despesas com diesel, já colheu os frutos dessa estratégia.

Num comunicado publicado em 28 de novembro de 2025, a empresa pública prevê um lucro após impostos em torno de 16 mil milhões de rands (971 milhões de dólares) até ao final do seu exercício financeiro, em março de 2026, um nível semelhante ao registado um ano antes.

Ela obteve um lucro líquido de 24,3 mil milhões de rands (1,47 mil milhões de dólares) ao final da primeira metade desse exercício, graças à redução dos custos financeiros, à diminuição do nível de endividamento e ao aumento médio das tarifas de eletricidade.

A empresa, outrora vista como um fardo pelos investidores, contribuiu no ano passado para a melhoria da notação soberana de longo prazo da África do Sul em moeda estrangeira, de BB- para BB, algo inédito em duas décadas.

Espoir Olodo

Durante muito tempo dominado pelo carvão, o mix elétrico do Botsuana está a iniciar uma diversificação progressiva. As parcerias internacionais desempenham um papel fundamental nesta evolução.

O Ministério das Minas e da Energia do Botsuana celebrou, no final de 2025, um memorando de entendimento com o grupo indiano KP Group, com vista ao desenvolvimento local de projetos de energias renováveis de grande escala. Esta parceria tem o potencial de elevar a capacidade acumulada de energias renováveis do país da África Austral para cerca de 5 GW.

Os projetos previstos incluem, para além da produção de energia, o desenvolvimento e a modernização de linhas de transporte de alta tensão, bem como o reforço das interligações com os países vizinhos, a fim de facilitar as trocas regionais de eletricidade. O conjunto deverá mobilizar um investimento global estimado em 4 mil milhões de dólares americanos por parte do grupo indiano.

Este memorando de entendimento insere-se numa série de iniciativas recentes destinadas a explorar o potencial renovável do país, em particular o solar, através de parcerias internacionais. Em 2025, o promotor norueguês Scatec colocou em funcionamento 120 MW de energia solar no país. No mesmo ano, o governo assinou igualmente um acordo com Omã, que inclui o desenvolvimento de um projeto solar de 500 MW.

Historicamente, o mix elétrico do Botsuana assenta sobretudo no carvão e em importações a nível regional. Segundo a Agência Internacional da Energia (AIE), o carvão gerou 99 % da eletricidade do país em 2023, enquanto as importações representaram 42 % do total da eletricidade consumida. Esta aposta nas energias renováveis poderá, assim, diversificar o mix e assegurar um abastecimento mais fiável.

Esta dinâmica observa-se igualmente, de forma mais ampla, na África Austral, onde vários países, incluindo a África do Sul e a Zâmbia, desenvolveram ou anunciaram recentemente projetos solares de grande capacidade. A concretização da parceria do Botsuana com o KP Group dependerá agora das próximas etapas, nomeadamente da estruturação dos projetos e da mobilização do financiamento necessário, tal como acontece com a parceria com Omã.

Abdoullah Diop

O arranque do campo South N’dola pela Chevron marca um ponto de viragem na estratégia energética angolana: otimizar os campos maduros e, em simultâneo, desenvolver o gás, incluindo o gás não associado, para reduzir a dependência do petróleo e apoiar a implementação do National Gas Master Plan.

Num contexto em que a produção petrolífera de Angola continua a diminuir, a Chevron anunciou, na segunda-feira, 29 de dezembro, o início da produção do campo South N’dola, localizado no bloco 0, ao largo da costa angolana, e operado pela sua filial local Cabinda Gulf Oil Company (CABGOC). A multinacional não divulgou volumes oficiais, mas o Africa Oil & Gas Report estima que o campo possa produzir cerca de 25 000 barris de petróleo por dia, aos quais se juntariam aproximadamente 50 milhões de pés cúbicos de gás por dia, perfazendo uma produção combinada total de cerca de 33 000 barris equivalentes de petróleo por dia.

O projeto assenta na otimização das infraestruturas existentes, o que permite limitar os investimentos adicionais e reduzir os prazos de entrada em produção. «Impulsionada pelo potencial do bloco 0, a entrada em produção segura de South N’dola constitui mais um exemplo dos esforços da Chevron para maximizar a produção a partir dos nossos ativos offshore existentes em Angola», declarou Brent Gros, presidente da Chevron Offshore Business.

Para além do arranque de um novo campo, esta produção insere-se na estratégia nacional de valorização do gás associado, que será encaminhado para o complexo Angola LNG, a principal infraestrutura de monetização de gás do país. A integração de novos projetos nesta instalação contribui igualmente para reduzir a queima de gás e prolongar a rentabilidade dos campos maduros, num contexto em que a produção nacional passou de cerca de 2 milhões de barris por dia no início da década de 2010 para aproximadamente 1,1 milhão atualmente.

Para reduzir a sua dependência do petróleo, Angola aposta no desenvolvimento do gás, incluindo o gás não associado, como demonstra a entrada em funcionamento do seu primeiro campo dedicado em novembro de 2025. Este primeiro grande projeto, denominado New Gas Consortium (NGC), iniciou a produção de gás em novembro de 2025 através de uma unidade de processamento em Soyo, representando uma etapa fundamental na valorização dos recursos gasíferos de forma independente do petróleo, com uma capacidade de cerca de 400 milhões de pés cúbicos de gás por dia e até 20 000 barris de condensados.

Esta dinâmica apoia-se no National Gas Master Plan (NGMP), formalmente adotado em abril de 2025, que visa estruturar a indústria nacional do gás e elevar a quota do gás no cabaz energético para 25 % a curto prazo, face aos cerca de 7 a 10 % atuais.

Abdel-Latif Boureima

Poucos dias depois de concluir um financiamento estratégico para suas atividades de upstream, a holding de Tony Elumelu concretiza uma aquisição estruturante ao ingressar no capital da Seplat Energy.

A Heirs Energies, subsidiária de energia da Heirs Holdings, firmou em 30 de dezembro último um acordo definitivo com o grupo francês Maurel & Prom para a aquisição da totalidade de sua participação no produtor nigeriano Seplat Energy.

A operação envolve 120,4 milhões de ações, correspondentes a 20,07% do capital, por um valor de 496 milhões de dólares. Um primeiro pagamento de 248 milhões de dólares está previsto de imediato, devendo o saldo ser quitado no prazo de 30 dias, garantido por uma carta de crédito irrevogável. Também está previsto um complemento de preço contingente que pode chegar a 10 milhões de dólares, em função da evolução do preço das ações da Seplat nos próximos seis meses.

Essa participação eleva a Heirs Energies à posição de principal acionista da Seplat, à frente de vários investidores institucionais históricos. A transação ocorre poucos dias após o anúncio, em 22 de dezembro, de uma linha de financiamento de 750 milhões de dólares obtida pela empresa junto ao Afreximbank, destinada a refinanciar parte de sua dívida e a apoiar a expansão de sua produção de hidrocarbonetos.

“Essa aquisição reflete nossa profunda convicção de que a África é capaz de possuir, desenvolver e gerir de forma responsável seus recursos estratégicos. Trata-se de um investimento de longo prazo no futuro energético da Nigéria e do continente africano”, comentou Tony Elumelu (foto).

No plano industrial, a operação permite à Heirs Energies, que ingressou no upstream petrolífero em 2021 ao adquirir uma participação no OML 17 anteriormente detido pela Shell, Total e Eni, associar-se a um produtor estabelecido, com um portfólio diversificado em petróleo e gás. A Seplat apresenta reservas 2P superiores a um bilhão de barris equivalentes de petróleo e uma produção em interesses diretos de 135.600 barris equivalentes de petróleo por dia no final de outubro de 2025.

Por sua vez, a Heirs Energies produz atualmente mais de 50.000 barris por dia e cerca de 120 milhões de pés cúbicos de gás, com ambições de crescimento no médio prazo.

Para além da trajetória do grupo, a transação insere-se em um movimento mais amplo de retirada progressiva das majors internacionais dos ativos onshore nigerianos, em um contexto de desafios de segurança e regulatórios, mas também da vontade declarada das autoridades de reforçar o papel dos operadores locais. Após a aquisição, pela Seplat, dos ativos terrestres e de gás da ExxonMobil, a entrada da Heirs Energies em seu capital consolida essa dinâmica de controle doméstico dos recursos energéticos.

Olivier de Souza

O Senegal pretende alcançar o acesso universal à eletricidade até 2030. Embora a taxa nacional de acesso tenha progredido nos últimos anos, ainda existem disparidades entre áreas urbanas e rurais, que constituem um dos principais desafios a superar para atingir este objetivo.

No Senegal, organizações da sociedade civil destacam o desenvolvimento de soluções de eletrificação descentralizadas para complementar a transição energética em curso, segundo informações divulgadas pela Agência de Imprensa Senegalense (APS), na terça-feira, 16 de dezembro.

De acordo com Fatimata Diallo, coordenadora nacional da plataforma de atores da sociedade civil, que se pronunciou durante um workshop público, os projetos apoiados neste âmbito visam essencialmente reforçar a oferta de energia injetada na rede elétrica nacional. Esta abordagem privilegia infraestruturas de produção ligadas à rede existente.

Para ilustrar a situação, ela cita a central solar de Bokhol, com capacidade de 20 megawatts, em operação desde 2016. Segundo as suas declarações, várias localidades próximas do local ainda não têm acesso à eletricidade, apesar da presença desta infraestrutura.

Dados governamentais compilados em 2025 indicam que a taxa de acesso nacional à eletricidade era de cerca de 84%. Este nível, no entanto, oculta diferenças significativas entre áreas urbanas e rurais, com mais de 30% das comunidades rurais ainda não conectadas.

A Agência Internacional de Energia (AIE) indica que cerca de 30% das novas ligações elétricas necessárias até 2030 deverão ser asseguradas por mini-redes e sistemas off-grid, como complemento à expansão das redes existentes.

Neste contexto, as organizações da sociedade civil salientam a importância das mini-redes solares e dos sistemas off-grid como complemento à eletrificação através da rede nacional.

Em janeiro de 2025, o Banco Mundial confirmou o lançamento do Senegal Energy Access Scale-Up Project, apoiado pela Associação Internacional de Desenvolvimento. A iniciativa prevê a eletrificação de cerca de 200 000 lares, assim como 600 centros de saúde e 200 escolas, bem como a construção ou reabilitação de aproximadamente 4 000 quilómetros de linhas elétricas.

Na sequência destes esforços, as autoridades senegalesas apresentaram, em janeiro de 2025, durante a cimeira energética Mission 300, o seu Pacto Nacional para a Energia, que estabelece, entre outros objetivos, fornecer eletricidade a mais 6,6 milhões de pessoas até 2030.

Abdel-Latif Boureima