Em 2025, a Shell indicou que tornaria a Nigéria um eixo central da sua estratégia de expansão no gás natural liquefeito (GNL), prevendo simultaneamente um aumento de cerca de 60% na procura mundial até 2040.

O mercado global de GNL entra numa fase de crescimento sustentado. Segundo a multinacional anglo-neerlandesa Shell, a procura mundial deverá aumentar pelo menos 54% até 2040, informação divulgada na apresentação oficial intitulada “LNG Portfolio: Strategic Spotlight 2026”, publicada pelo grupo na segunda-feira, 16 de março.

Neste cenário, o consumo global de GNL atingirá entre 650 e 710 milhões de toneladas por ano até 2040, comparado com cerca de 422 milhões de toneladas em 2025, segundo os dados do documento da Shell.

A empresa sublinha que a maior parte do crescimento virá dos mercados em desenvolvimento, especialmente na Ásia, onde os países asiáticos fora da OCDE representaram cerca de 41% das importações mundiais em 2024. «Prevemos que grande parte do aumento da procura de GNL ocorrerá nos mercados em desenvolvimento, particularmente na Ásia», afirmou a Shell, lembrando que o GNL é utilizado na produção de eletricidade, indústria, aquecimento e transportes.

O GNL também desempenha um papel estratégico no equilíbrio do sistema energético, especialmente no contexto da expansão das energias renováveis. A empresa alerta ainda que um défice entre oferta e procura deverá persistir além da metade da década de 2030, exigindo novos investimentos em capacidades de produção.

Essa evolução vem acompanhada pelo desenvolvimento das infraestruturas industriais, com novos projetos de liquefação e exportação em várias regiões.

GNL, pilar estratégico da Shell

O aumento esperado da procura mundial reforça o reposicionamento estratégico da Shell, que, segundo informações de outubro de 2025 da Agence Ecofin, pretende tornar o GNL um eixo prioritário do seu portfólio energético, captando o crescimento previsto do mercado.

O GNL representava cerca de 13% do comércio mundial de gás, proporção que deverá atingir quase 20% até 2040, refletindo uma recomposição dos fluxos energéticos internacionais marcada pelo crescimento do transporte marítimo de gás.

A Shell destaca a flexibilidade do GNL, que facilita a sua integração em diferentes sistemas energéticos e promove a sua adoção em novos mercados, reforçando o seu papel no abastecimento energético global.

O grupo indica ainda que dará prioridade a projetos gasíferos mais rentáveis, num contexto em que as grandes empresas de energia reavaliam as suas estratégias, focando-se em segmentos com perspectivas de crescimento sustentado.

Abdel-Latif Boureima

O governo senegalês tinha, no início do seu mandato, prometido renegociar alguns contratos petrolíferos. Uma comissão encarregada de os analisar foi criada no final de agosto de 2024.

O governo senegalês quer mudar a forma como celebra os seus contratos petrolíferos. Numa conferência de imprensa realizada na quinta-feira, 12 de março, o primeiro-ministro Ousmane Sonko declarou que o Estado pretende, doravante, definir primeiro a sua estratégia nacional antes de selecionar os seus parceiros no setor dos hidrocarbonetos.

«Já não estamos numa lógica de assinar concessões com parceiros e depois marcar encontro para daqui a 25 anos», afirmou Ousmane Sonko durante esta intervenção pública. Segundo ele, a nova orientação visa alinhar a exploração dos recursos com as prioridades económicas e energéticas do país.

O chefe do governo indicou que a estratégia prevista terá primeiro em conta as necessidades nacionais em matéria de desenvolvimento e de consumo energético. Os parceiros industriais serão depois escolhidos se aceitarem alinhar-se com esta orientação. Na mesma intervenção, o responsável afirmou que o seu governo tinha rescindido os contratos de «bastantes blocos petrolíferos» desde a sua chegada ao poder.

Segundo uma nota oficial publicada pela primatura senegalesa, além da licença Yakaar-Teranga, cujo projeto de rescisão e nacionalização foi mencionado no final de outubro de 2025, outros blocos estão também envolvidos. Trata-se, nomeadamente, dos blocos de Djiender, Djiffer Offshore, Kayar offshore profundo, Kayar pouco profundo, Saint-Louis pouco profundo e Rufisque offshore. Áreas atualmente em processo de «redimensionamento» para serem alinhadas com as melhores normas internacionais, de acordo com a mesma nota.

Além disso, as autoridades senegalesas anunciaram a sua intenção de renegociar os contratos relacionados com o projeto de gás offshore Greater Tortue Ahmeyim (GTA), desenvolvido pelo operador BP em conjunto com a vizinha Mauritânia. «Consideramos que os contratos assinados são leoninos e pretendemos discutir o seu conteúdo», precisa a nota da primatura. A empresa britânica detém 56 % no GTA, ao lado da Kosmos Energy (27 %), da Petrosen (10 %) e da SMH (7 %).

Continuidade das promessas eleitorais

Estas declarações surgem num contexto em que as autoridades senegalesas lançaram várias iniciativas com vista a reexaminar a governação do setor dos hidrocarbonetos. Em agosto de 2024, o governo anunciou a criação de uma comissão encarregada de analisar os contratos petrolíferos e gasíferos assinados pelo Estado.

A Agência Ecofin informou que esta instância reúne especialistas em direito, fiscalidade e no setor da energia, com o objetivo de avaliar as condições em que esses acordos foram celebrados. O objetivo declarado é analisar os contratos existentes e identificar eventuais vias de ajustamento no interesse do Estado. Paralelamente, o executivo também evocou uma reforma mais ampla do quadro jurídico que regula a exploração dos hidrocarbonetos.

No final de outubro de 2025, as autoridades senegalesas indicaram que estavam a considerar adaptar a legislação do setor para reforçar a transparência, melhorar a repartição das receitas e ter em conta os novos desafios ligados ao desenvolvimento da produção petrolífera e gasífera do país.

Produtor de hidrocarbonetos desde 2024

O Senegal tornou-se recentemente um produtor de hidrocarbonetos. Em junho de 2024, a produção de petróleo começou no campo offshore de Sangomar, explorado pela Woodside Energy, com uma participação de 82 %.

No início de março de 2026, a empresa petrolífera pública Petrosen, parceira do projeto com 18 % de participação, indicou que três cargueiros de petróleo bruto tinham sido expedidos em fevereiro de 2026, num volume total de 2,9 milhões de barris comercializados no mercado internacional. «O nível de produção mantém-se, atestando o bom desempenho do reservatório e das instalações», precisou a empresa estatal.

O país está também envolvido na exploração do projeto de gás offshore GTA, cuja primeira fase entrou em produção em 2025 e visa uma capacidade de cerca de 2,3 milhões de toneladas de GNL por ano, segundo a BP. Fases adicionais de desenvolvimento estão previstas para aumentar, a prazo, a capacidade do complexo para mais de 10 milhões de toneladas de GNL por ano, de acordo com as estimativas do operador.

Abdel-Latif Boureima

Após a sua saída do offshore de gás em Marrocos em maio de 2025, a Energean tinha indicado que estava interessada noutros ativos petrolíferos e gasíferos em África, enquanto conduzia negociações avançadas para adquirir participações em Angola.

A empresa energética britânica Energean concluiu um acordo para comprar à Chevron participações em dois blocos petrolíferos offshore em Angola, segundo um comunicado publicado na quinta-feira, 12 de março, no site da London Stock Exchange.

Em detalhe, a operação refere-se à aquisição de 31% do bloco 14 e 15,5% do bloco 14K, ambos localizados ao largo da costa angolana. Os dois blocos produzem petróleo há vários anos num dos principais bacias petrolíferas da África Subsaariana.

O valor inicial da transação está fixado em 260 milhões de dólares, pagos em numerário no momento da conclusão do negócio. O acordo prevê igualmente pagamentos adicionais que podem elevar o valor total para 510 milhões de dólares, dependendo de certas condições ligadas ao desempenho futuro dos ativos.

“A aquisição de um portefólio petrolífero em produção na bacia de hidrocarbonetos angolana, de classe mundial e marcada por importantes descobertas recentes, constitui um momento decisivo para a Energean. Representa o nosso primeiro grande investimento na África Subsaariana”, declarou Mathios Rigas, diretor-geral da Energean.

Segundo o responsável, esta transação — que ainda depende das habituais aprovações regulamentares — enquadra-se numa “estratégia de crescimento disciplinado e de diversificação geográfica”.

A Energean estava anteriormente envolvida na exploração de gás em Marrocos. Em 2023, a empresa adquiriu participações nas licenças offshore Lixus e Rissana, em parceria com a Chariot e o Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM). A companhia detinha então 45% de Lixus e 37,5% de Rissana.

No entanto, menos de um ano após a conclusão do acordo, a Energean decidiu retirar-se do projeto. Esta decisão ocorreu após a perfuração do poço Anchois-3, cujos resultados técnicos foram considerados insuficientes para sustentar o desenvolvimento previsto do campo de gás com o mesmo nome.

A empresa transferiu então a sua filial detentora dessas participações para a Chariot, permitindo que esta retomasse o controlo das licenças Lixus e Rissana e voltasse a ser o operador.

Para além de Angola, onde a Energean poderá agora reforçar a sua posição, Mathios Rigas manifestou, numa entrevista ao Upstream Online, interesse pelos recursos de gás offshore da Mauritânia e do Senegal.

Abdel‑Latif Boureima

Diante do uso ainda massivo da biomassa no Ghana, as autoridades buscam promover o uso do gás doméstico. Investimentos específicos foram anunciados com esse objetivo.

O Ghana planeja encerrar as importações de botijões de gás doméstico (gás de petróleo liquefeito – GPL). O anúncio foi feito pelo ministro da Energia e da Transição Verde, John Abdulai Jinapor, durante uma sessão no Parlamento.

Segundo informações divulgadas no sábado, 14 de março, por vários meios de comunicação locais citando o ministro, o governo espera que a proibição da importação desse equipamento favoreça, a longo prazo, sua fabricação por empresas instaladas no país.

De acordo com o ministro, essa política de conteúdo local visa criar um mercado para os fabricantes nacionais, dos quais os distribuidores deverão passar a se abastecer. Nesse sentido, as autoridades trabalham na modernização da Ghana Cylinder Manufacturing Company (GCMC), a única fábrica pública especializada na produção de botijões de gás.

“Acredito que estamos no caminho certo para modernizar a Ghana Cylinder e reequipar a fábrica”, declarou o ministro.

Diante dos parlamentares, John Abdulai Jinapor afirmou que a modernização da empresa exigirá cerca de 8 milhões de dólares. Segundo ele, aproximadamente 6 milhões de dólares já foram mobilizados pelo governo para financiar as obras de reabilitação. Nesse contexto, o Ministério da Energia também solicitou a retirada de certos cilindros considerados obsoletos, para que sejam substituídos por unidades produzidas localmente.

Além disso, o governo firmou um acordo com a companhia petrolífera pública Ghana Oil Company PLC (GOIL) para apoiar a comercialização dos botijões fabricados pela fábrica nacional.

O Ghana acelera a promoção do GPL nos lares

Esse desenvolvimento ocorre enquanto as autoridades buscam ampliar o acesso a soluções de cozinha mais limpas, como o GPL, a fim de reduzir a dependência das famílias da lenha e do carvão vegetal.

No Ghana, cerca de 75% das famílias ainda utilizam combustíveis sólidos para cozinhar, segundo dados do Ministério da Energia, citados no âmbito de um programa nacional de promoção do GPL.

O governo pretende acelerar a adoção desse combustível nas residências, apoiando-se tanto em programas públicos quanto na participação de empresas do setor energético. A estratégia busca melhorar o acesso a uma energia doméstica mais moderna, ao mesmo tempo em que estimula o desenvolvimento do mercado nacional de gás.

Nesse contexto, a Ghana Oil Company PLC prevê investir cerca de 50 milhões de dólares para desenvolver a oferta de GPL no país. O projeto inclui principalmente o reforço das capacidades de armazenamento e distribuição, para atender à crescente demanda por esse combustível doméstico.

De forma mais ampla, essa dinâmica faz parte de uma estratégia energética mais abrangente. No final de novembro de 2025, as autoridades estimaram que um uso mais amplo do gás natural poderia reduzir em até 75% os custos de produção de eletricidade no país.

Abdel-Latif Boureima

Mais cedo este mês, a Newcore Gold anunciou a mobilização de fundos adicionais para avançar no desenvolvimento do seu projeto aurífero Enchi no Gana. O objetivo é, nomeadamente, publicar um estudo económico destinado a apresentar os primeiros parâmetros de uma futura mina para este ativo.

No Gana, a empresa mineira canadiana Newcore Gold pretende agora acelerar os seus investimentos no projeto aurífero Enchi nos próximos meses. Numa nota publicada na quinta-feira, 12 de março, indica que pretende expandir o seu programa de exploração em curso para 60.000 metros, contra os 45.000 metros inicialmente previstos.

A Newcore justifica esta decisão pelos resultados considerados encorajadores obtidos durante os trabalhos de exploração anteriores realizados no âmbito desta campanha. A isto soma-se o reforço da sua tesouraria, na sequência de uma recente captação de fundos de 10 milhões de dólares canadianos (≈ 7,3 milhões USD). Neste contexto, a empresa planeia lançar uma nova fase de exploração centrada na descoberta e no aumento dos recursos do projeto Enchi, que atualmente alberga 743.500 onças de ouro em recursos minerais indicados e 972.000 onças em recursos inferidos.

«Estamos entusiasmados por dispor de uma tesouraria sólida para continuar o desenvolvimento do nosso projeto aurífero de Enchi e explorar plenamente o seu potencial a nível do distrito através da perfuração […]. Temos pela frente um ano intenso, dedicado ao desenvolvimento do projeto e à exploração, a fim de concretizar ainda mais o potencial do nosso projeto aurífero de Enchi no Gana», afirmou Luke Alexander, presidente da Newcore.

Para além das atividades de exploração, a Newcore Gold também está a avançar na planificação de uma futura mina de ouro no local. Um estudo de pré-viabilidade, esperado até ao final de junho, deverá apresentar, nomeadamente, os primeiros indicadores económicos. Para o Gana, principal produtor africano de ouro, os progressos registados em Enchi inserem-se nas ambições nacionais de crescimento do setor, num contexto marcado pelo aumento recente dos preços do metal precioso.

Aurel Sèdjro Houenou

O projeto petrolífero offshore Bonga South West Aparo foi relançado em meados de janeiro de 2026, após quase uma década de incertezas, e a decisão final de investimento ainda está pendente.

No Nigéria, o projeto Bonga South West Aparo aproxima-se de uma decisão final de investimento (FID) após a aprovação presidencial obtida pela companhia petrolífera estatal NNPC, noticiaram vários meios de comunicação nigerianos na quarta-feira, 11 de março.

“O presidente Bola Ahmed Tinubu aprovou um incentivo fiscal direcionado destinado a desbloquear a decisão final de investimento [FID], aguardada há muito tempo, para o projeto em águas profundas Bonga South West Aparo [BSWA]”, indica a NNPC Ltd em comunicado divulgado pela imprensa local.

Este avanço abre o caminho para a adoção da FID, etapa essencial na qual os parceiros validam oficialmente o desenvolvimento e comprometem os investimentos necessários para a produção.

Segundo estimativas do setor, este projeto, operado pela multinacional anglo-holandesa Shell através da sua subsidiária Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo), representa um investimento avaliado em cerca de 20 mil milhões de dólares.

Um projeto relançado após quase uma década de incertezas

O desenvolvimento de Bonga South West Aparo já era previsto há muito tempo. Em meados de janeiro de 2026, a Agência Ecofin noticiou o seu relançamento após quase uma década de incertezas, incluindo a abertura de um procedimento de concurso para fornecimento de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO).

Localizado no bloco OML 118, o sítio visa explorar novos recursos na área offshore de Bonga, um dos principais polos de exploração em águas profundas do Nigéria. O campo produz petróleo desde 2005 através de um FPSO instalado a cerca de 120 km da foz do Delta do Níger. A instalação planejada poderá ter capacidade para produzir cerca de 150.000 barris por dia, um volume comparável ao FPSO atualmente em operação.

Uma onda de aceleração de projetos petrolíferos e gasíferos na Nigéria desde 2025

Desde 2025, vários desenvolvimentos refletem a aceleração de novos projetos no setor upstream. Segundo dados publicados em 2025 pela Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), o regulador do setor, 28 planos de desenvolvimento de campos foram aprovados, representando cerca de 18,2 mil milhões de dólares em investimentos.

De acordo com a instituição, esses projetos poderão desbloquear 1,4 mil milhões de barris de petróleo e 5,4 trilhões de pés cúbicos de gás, com potencial de produção adicional estimado em 591.000 barris e 2,1 mil milhões de pés cúbicos de gás por dia.

Paralelamente, algumas empresas internacionais relançaram os seus programas de investimento no offshore nigeriano. Em maio de 2025, a Reuters noticiou que a ExxonMobil planeava investir cerca de 1,5 mil milhões de dólares para desenvolver o campo offshore Usan, localizado no bloco OML 138.

No segmento de gás, o mesmo meio indicou em outubro de 2025 que a Shell e o seu parceiro Sunlink Energies aprovaram o desenvolvimento do campo de gás offshore HI, destinado a fornecer cerca de 350 milhões de pés cúbicos de gás por dia ao complexo Nigeria LNG.

Estes desenvolvimentos juntam-se a evoluções notáveis em outros projetos em águas profundas, incluindo o bloco petrolífero OPL 245, reorganizado em quatro perímetros atribuídos à Eni e à Shell, num contexto em que o Nigéria pretende aumentar a sua produção de petróleo para 2,5 milhões de barris por dia até ao final do ano.

Abdel-Latif Boureima

No Quénia, a procura por eletricidade está em forte crescimento. Com o aumento do consumo doméstico e comercial, a oferta precisa acompanhar para atender às necessidades atuais e futuras.

As autoridades quenianas estão à procura de consultores em transações para desenvolver e estruturar um projeto de central elétrica a gás. Segundo informações divulgadas a 11 de março pela Bloomberg, citando Alex Wachira, Secretário Principal de Energia, a unidade terá capacidade de 1.200 MW (1,2 GW).

O projeto, que exigirá um investimento de 2,9 mil milhões de USD, será construído em Dongo Kundu, Mombaça, e desenvolvido pela empresa pública de eletricidade KenGen em parceria com investidores privados.

Responder à crescente demanda elétrica

A nova central funcionará com gás natural liquefeito importado, permitindo à maior economia da África Oriental reforçar sua oferta de eletricidade. A distribuidora pública Kenya Power and Lighting Company registrou uma demanda de pico de 2.439,06 MW em 4 de dezembro de 2025, superando o recorde anterior de 2.418,77 MW de 18 de novembro.

Desde 2018, a demanda de pico aumentou cerca de 35%, impulsionada pelo crescimento do número de lares conectados, programas de ligação à rede e maior consumo residencial. A urbanização e o crescimento industrial também elevam a procura por energia para indústrias, serviços e infraestrutura, exigindo novas capacidades de produção complementares às existentes.

Segundo a Autoridade Queniana de Regulação da Energia e Petróleo (EPRA), em junho de 2025, a capacidade instalada do país era de 3.840,8 MW, dos quais 3.192 MW estavam conectados à rede nacional. O geotérmico lidera a matriz energética com 25,9%, seguido de hidroeletricidade (24%), centrais térmicas (17,2%), solar fotovoltaica (14,1%) e eólica (12%).

Fortalecer a transmissão

O governo visa alcançar 15.000 MW de capacidade instalada até 2030 e reforça o desenvolvimento do transporte eficiente de eletricidade aos centros de consumo, para reduzir cortes. Em dezembro de 2025, foi assinado um acordo de 311 milhões USD para duas linhas de alta tensão, em parceria público-privada entre a transmissora estatal KETRACO e um consórcio formado por Africa50 e Power Grid Corporation of India.

A primeira linha permitirá evacuar 300 MW de eletricidade geotérmica dos campos de Baringo-Silali, enquanto a segunda expandirá pela primeira vez a rede de alta tensão para o oeste do país, região até então com quedas frequentes de tensão e perdas técnicas elevadas.

Em fevereiro de 2026, a Kenya Power anunciou um plano de investimento de cerca de 1 bilhão de shillings (7,7 milhões USD) para modernizar e expandir a infraestrutura elétrica no oeste do país, cobrindo 11 condados, incluindo Kisumu, Homa Bay, Migori e Kakamega, com novas linhas e conclusão de projetos existentes.

Espoir Olodo

A guerra entre os Estados Unidos, Israel e o Irão perturba o abastecimento mundial de petróleo. Com as ameaças sobre o estreito de Ormuz e a redução da oferta, os preços do crude estão a subir.

Perante as tensões no abastecimento petrolífero mundial provocadas pela guerra entre os Estados Unidos, Israel e o Irão, a Agência Internacional da Energia (AIE) decidiu, na quarta-feira, 11 de março, libertar cerca de 400 milhões de barris de petróleo provenientes das reservas estratégicas dos seus países membros para estabilizar os mercados.

Aprovada por unanimidade pelos 32 países membros da organização, a medida constitui a maior libertação de reservas alguma vez coordenada pela AIE. Ultrapassa amplamente a intervenção realizada em 2022 após a invasão da Ucrânia pela Rússia, quando 182 milhões de barris foram colocados no mercado.

Os volumes provirão das reservas públicas e dos stocks detidos pela indústria sob obrigação governamental. No total, os membros da AIE dispõem de cerca de 1,2 mil milhões de barris de reservas públicas, aos quais se juntam 600 milhões de barris detidos pela indústria.

Vários países já anunciaram as suas contribuições. O Reino Unido prevê libertar 13,5 milhões de barris das suas reservas de emergência. O Japão, cujas importações de petróleo transitam em cerca de 70% pelo estreito de Ormuz, indicou que colocará no mercado 80 milhões de barris a partir de 18 de março. A Coreia do Sul prevê libertar 22,46 milhões de barris, enquanto a Alemanha contribuirá com cerca de 19,5 milhões de barris.

Esta decisão surge num momento em que a guerra iniciada no final de fevereiro entre os Estados Unidos, Israel e o Irão está a perturbar fortemente os fluxos energéticos no Médio Oriente. As ameaças iranianas contra navios que transitam pelo estreito de Ormuz — uma passagem estratégica por onde circula cerca de um quinto do petróleo e do gás mundial — reduziram a atividade marítima e retiraram quase 15 milhões de barris por dia do mercado, segundo a AIE.

A tensão repercutiu-se rapidamente nos mercados petrolíferos. O preço do Brent ultrapassou os 119 dólares por barril no início da semana, um nível inédito desde 2022, antes de recuar para cerca de 90 dólares após o anúncio da libertação das reservas.

Apesar da sua dimensão, a intervenção poderá ter um efeito limitado. Os 400 milhões de barris representam cerca de quatro dias da produção mundial e o equivalente a aproximadamente 16 dias dos volumes habitualmente transportados pelo Golfo, segundo estimativas de analistas.

Neste contexto, a evolução dos preços dependerá em grande medida da duração das perturbações no estreito de Ormuz e da capacidade dos atores internacionais para garantir a segurança desta rota marítima essencial para o abastecimento energético mundial.

Olivier de Souza

A Tunísia tem feito da energia solar uma das opções prioritárias para enfrentar os desafios energéticos do país, enquanto as energias renováveis ainda têm uma presença limitada na matriz elétrica.

O grupo norueguês Scatec lançou oficialmente a fase de operação comercial da central solar de Sidi Bouzid, localizada a cerca de 260 km a sul da capital tunisina, anunciou a empresa na terça-feira, 10 de março.

O projeto, desenvolvido em parceria com a Aeolus, possui uma capacidade de 60 MW, com a Scatec detendo 51% e a Aeolus 49%. A eletricidade produzida será vendida ao Estado através da Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz (STEG), com quem foi firmado um contrato de compra de energia (PPA) em maio de 2025.

A central de Sidi Bouzid integra um portfólio de projetos solares da Scatec na Tunísia, incluindo outro projeto fotovoltaico de cerca de 60 MW em Tozeur, obtido no mesmo processo de licitação, cuja operação comercial está prevista para o primeiro semestre deste ano.

Juntas, as centrais de Sidi Bouzid e Tozeur deverão produzir cerca de 288 GWh de eletricidade por ano, permitindo uma redução anual estimada de mais de 115.000 toneladas de CO₂, segundo projeções da Scatec.

Outros projetos para reforçar as renováveis

Além de Sidi Bouzid e Tozeur, a Scatec desenvolve outros projetos fotovoltaicos na Tunísia, incluindo um contrato de compra de eletricidade de 25 anos para uma central de aproximadamente 120 MW em Tataouine, no sul do país.

Estes investimentos fazem parte da estratégia energética tunisina, que pretende aumentar a participação das energias renováveis para 35% da matriz elétrica até 2030. Em 2023, representavam apenas cerca de 3,8% da produção elétrica, de acordo com a International Energy Agency, numa matriz ainda dominada pelo gás natural, responsável pela maior parte da produção.

Abdel-Latif Boureima

O interesse pela energia nuclear civil está a crescer a nível mundial. Segundo a World Nuclear Association (WNA), 38 países já apoiaram a declaração lançada na COP28 que visa triplicar a capacidade nuclear mundial até 2050, uma dinâmica na qual se inserem o Egito e o Marrocos.

Durante a segunda Cimeira Mundial da Energia Nuclear, realizada na terça-feira, 10 de março, em Paris, o Egito e o Marrocos afirmaram a sua ambição de integrar esta fonte no seu mix energético respetivo. As declarações oficiais dos representantes destes dois países do Norte de África demonstraram a sua vontade de desenvolver ou explorar o uso civil da energia nuclear.

O encontro, organizado pela França em cooperação com a Agência Internacional de Energia Atómica (AIEA), reuniu dirigentes e representantes de mais de 60 países para discutir o papel desta tecnologia na transição energética global. Esta cimeira ocorre num contexto de renovado interesse pela energia nuclear civil, que representa cerca de 10% da produção mundial de eletricidade, segundo a World Nuclear Association (WNA).

A energia nuclear para consolidar a estratégia energética egípcia

O Cairo destacou o progresso do seu programa nuclear civil, centrado na central de El-Dabaa, com uma capacidade total de 4800 MW. Segundo o ministro da Eletricidade e das Energias Renováveis, Dr. Mahmoud Esmat, o vaso do reator da primeira unidade já foi instalado, enquanto os dispositivos de segurança foram implementados para a 3.ª e 4.ª unidades. O ministro referiu que o país obteve autorização para construir uma instalação de armazenamento de combustível nuclear usado e que os trabalhos continuam nas quatro unidades do local.

O responsável egípcio sublinhou que a energia nuclear é um elemento-chave da estratégia energética nacional, visando reforçar a estabilidade do sistema elétrico e apoiar projetos de interligação regional, nomeadamente com a Arábia Saudita. Uma avaliação de viabilidade com a Europa, através da Grécia, encontra-se em fase de estudo. Destacou ainda o papel do Egito na formação de técnicos africanos na área nuclear, no âmbito de programas de cooperação com a AIEA e o mecanismo africano AFRA.

«O Egito continua as suas atividades de investigação e desenvolvimento nas áreas de utilizações pacíficas da energia e aplicações nucleares, de acordo com a visão do Egito para 2030», concluiu.

Um prolongamento natural para o Marrocos

O Reino do Marrocos destacou, por sua vez, a integração gradual da energia nuclear civil na sua estratégia energética. Intervindo na cimeira, o chefe do Governo, Aziz Akhannouch, afirmou que esta opção se insere na continuação da estratégia energética lançada em 2009, baseada na diversificação do mix energético, no desenvolvimento das energias renováveis e na segurança energética.

«No final de 2025, as energias renováveis representavam mais de 46% da capacidade instalada do nosso sistema elétrico, e alcançaremos 52% antes de 2030», afirmou, citado pela imprensa local.

Segundo Akhannouch, a energia nuclear civil poderá abrir novas perspetivas para o país, nomeadamente na produção de hidrogénio verde, na dessalinização de água do mar e na medicina nuclear. Referiu também que os depósitos de fosfato do Reino contêm quantidades significativas de urânio natural, o que poderá reforçar o interesse estratégico do Marrocos nas discussões internacionais sobre esta tecnologia.

Rumo a uma generalização no continente africano?

Para além do Norte de África, o interesse pela energia nuclear civil manifesta-se também em vários países da África Subsariana. A África do Sul continua a ser, até ao momento, o único país africano com uma central nuclear em operação. Outros Estados, como o Gana, o Burquina Faso ou o Ruanda, demonstraram recentemente interesse nesta tecnologia, explorando soluções baseadas em pequenos reatores modulares, uma nova geração de instalações nucleares de pequena dimensão.

Abdoullah Diop