A empresa austríaca OMV, presente na Líbia desde 1975, descobriu petróleo e gás na bacia de Sirte, coração histórico da produção líbia.
A produção testada revelou mais de 4200 barris de petróleo por dia e cerca de 2,6 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia.

Presente na Líbia desde 1975, a OMV é uma das primeiras empresas estrangeiras a retomar oficialmente as atividades de exploração de petróleo no final de 2023, após um apelo lançado pela National Oil Corporation (NOC) para reiniciar os investimentos na indústria petroleira.

Mais de um ano após a retomada oficial de suas atividades de prospecção na Líbia, a OMV fez uma descoberta combinada de petróleo e gás na bacia de Sirte, coração histórico da produção líbia. A informação, tornada pública na segunda-feira, 3 de novembro de 2025, foi divulgada pela imprensa citando a NOC.

Esta descoberta decorre dos trabalhos de exploração no bloco 106/4, realizados através do poço de exploração B1, perfurado em terra até 10.476 pés de profundidade (aproximadamente 3.193 metros). Os testes de produção revelaram mais de 4200 barris de petróleo por dia e cerca de 2,6 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia, de acordo com os dados informados pela NOC.

Esta descoberta, divulgada pela empresa estatal, é o primeiro resultado positivo registrado pela empresa petrolífera neste perímetro governado por um contrato de partilha de produção assinado em 2008 entre os dois parceiros.

Essa descoberta confirma o potencial da bacia de Sirte, que concentra mais de 90% da produção nacional e entre 80% a 95% das reservas comprovadas, de acordo com dados da Administração de Informações sobre Energia dos EUA (EIA) e do Serviço Geológico dos EUA (USGS).

Para a OMV, a descoberta simboliza o primeiro resultado bem-sucedido de seu programa de exploração no bloco 106/4, conduzido com a NOC. Ela ocorre em um contexto em que empresas estrangeiras, como Eni, BP e Sonatrach, estão gradualmente retomando suas operações na Líbia, à medida que as condições operacionais no país melhoram.

Embora os volumes de petróleo e gás anunciados sejam por enquanto insuficientes para confirmar a existência de um campo de hidrocarbonetos comercialmente viável, eles fornecem indicações atraentes para um possível desenvolvimento futuro. O país ambiciona elevar seu patamar de produção de petróleo bruto para 2 milhões de bpd em 2026, contra 1,38 milhão de bpd em agosto deste ano.

Abdel-Latif Boureima

O governo egípcio planeja melhorar a utilização de suas usinas hidrelétricas existentes para reforçar a estabilidade da rede e aumentar a proporção de energia limpa em sua matriz energética.
A iniciativa se alinha à estratégia nacional que visa aumentar a participação de energias renováveis para 42% até 2030 e 40% até 2040.

Enquanto a hidroeletricidade muitas vezes fica à margem das políticas energéticas, o Egito busca melhor explorar suas usinas existentes para apoiar a estabilidade da rede e fortalecer a parcela de energia limpa em sua matriz energética.

O ministro egípcio da Eletricidade e Energias Renováveis, Mahmoud Esmat, e o de Recursos Hídricos e Irrigação, Hani Sewilam, reuniram-se no domingo, 2 de novembro, na sede do Ministério da Eletricidade na nova capital administrativa. A reunião discutiu a coordenação entre os dois departamentos para modernizar as usinas hidrelétricas do país, principalmente a do Alto Barrage de Assuã, e melhor explorar os ativos existentes para maximizar o rendimento.

O ministro Esmat enfatizou que o Estado atribui grande importância às usinas hidrelétricas, considerando-as "um pilar de estabilidade da rede nacional e da continuidade do fornecimento de eletricidade". Ele especificou que essa iniciativa está alinhada com a estratégia nacional de aumentar a participação das energias renováveis para 42% até 2030 e 40% até 2040. Por sua vez, o ministro Sewilam destacou a necessidade de alta coordenação entre a Autoridade do Alto Barrage e a Sociedade Egípcia de Usinas Hidrelétricas para garantir a sustentabilidade e eficiência da produção.

Segundo dados da Agência Internacional de Energia (AIE), a hidroeletricidade representou 7,2% da produção total de eletricidade em 2023, ou seja, 15.458 GWh, volume superior à produção combinada de solar e eólica. Sua contribuição tem sido relativamente estável há vinte e cinco anos, refletindo o papel constante que desempenha na regulação de uma rede dominada pelo gás natural. De acordo com a Agência Internacional para Energias Renováveis (IRENA), a capacidade instalada atingiu 2832 MW no final de 2024.

Embora frequentemente relegada ao segundo plano nas discussões sobre a transição de energia, a hidroeletricidade é uma componente essencial para a segurança e flexibilidade dos sistemas elétricos. Globalmente, produziu cerca de 4500 TWh em 2024, representando 14% da eletricidade total, de acordo com a Associação Internacional de Hidroeletricidade. Na África, apenas 11% de seu potencial é explorado, mas isso já é suficiente para fornecer quase 20% da produção elétrica do continente.

Nesse contexto, a iniciativa egípcia simboliza o reconhecimento renovado da importância estratégica da hidroeletricidade e de seu papel na transição energética. Também faz parte de uma dinâmica regional em que vários países africanos, como a Etiópia com a Grande Barragem da Renascença, estão contando com esse recurso para garantir seu fornecimento e estabilizar suas redes elétricas.

Abdoullah Diop

A Chevron, segunda maior companhia de petróleo dos EUA, entra no mercado da Guiné-Bissau com duas licenças de exploração offshore
A participação da subsidiária local será de 90% nos blocos 5B e 6B, com o restante pertencendo à empresa nacional Petroguin

A chegada da Chevron à Guiné-Bissau representa um marco para este pequeno estado costeiro que ainda não produz hidrocarbonetos, integrando-o à dinâmica de exploração que se estende ao longo da bacia MSGBC, um dos pólos emergentes da África Ocidental.

A Chevron, segunda maior companhia de petróleo dos Estados Unidos após a ExxonMobil, anunciou nesta segunda-feira, 3 de novembro, sua entrada na Guiné-Bissau por meio de duas licenças de exploração offshore na bacia MSGBC, que se estende da Mauritânia à Guiné-Conakry. De acordo com a empresa, sua subsidiária local deterá 90% dos blocos 5B e 6B, com o restante pertencendo à empresa nacional Petroguin. A operação recebeu as aprovações regulamentares necessárias.

As duas licenças, identificadas como Carapau e Peixe Espada, serão exploradas pela Chevron. Béatrice Bienvenu, Gerente da Chevron para a África Ocidental, afirmou que a empresa está entusiasmada com a nova parceria com a Petroguin e o governo da Guiné-Bissau. Segundo a companhia, esta movimentação é parte de sua estratégia global de exploração para enriquecer seu portfólio global de concessões de alta qualidade. Já produtora em Angola e na Nigéria, a Chevron informa ter aumentado seu portfólio de exploração em quase 40% nos últimos dois anos, assumindo novas posições no Peru, Uruguai e Namíbia.

Esta movimentação vai ao encontro das recentes iniciativas do grupo no continente. Na Guiné Equatorial, a Chevron fechou um acordo em setembro para desenvolver o gás associado do campo de Aseng, com um investimento estimado em 690 milhões de dólares. Na Nigéria, continua suas campanhas de exploração de petróleo em águas profundas, especialmente nos campos de Agbami e Usan, enquanto na Namíbia, detém 80% de participação nas licenças PEL 82 e PEL 90, localizadas, respectivamente, nas bacias de Walvis e Orange.

Para a Guiné-Bissau, os desafios também são significativos. O país ainda não produz hidrocarbonetos, mas tem multiplicado suas ações para atrair parceiros estrangeiros para exploração offshore. Antes do acordo com a Chevron, as autoridades da Guiné-Bissau haviam feito um acordo em princípio com a companhia italiana Eni em maio de 2023 para avaliar o potencial de petróleo e gás do país. Este memorando focava em estudos de áreas marítimas e em projetos relacionados à sustentabilidade ambiental. Em julho de 2023, durante o cúpula Rússia-África, o presidente Umaro Sissoco Embaló expressou o desejo de uma colaboração mais ativa com a companhia russa Lukoil. "Esta empresa realiza trabalhos de exploração offshore em nosso país. Gostaríamos que o governo russo encorajasse uma participação mais ativa desta empresa na produção de petróleo", declarou o líder. No entanto, as sanções americanas forçaram a Lukoil a anunciar, no final de outubro, a venda de seus ativos internacionais, incluindo na África, colocando em xeque eventuais projetos na Guiné-Bissau.

Até o momento, não foi divulgado nenhum calendário operacional ou programa técnico para as licenças Carapau e Peixe Espada. De acordo com os dados divulgados pela Agence Ecofin em 2023, cerca de 498 milhões de barris de recursos prospectivos foram identificados em alguns blocos costeiros da Guiné-Bissau pela empresa australiana Far Ltd, antes de serem abandonados em 2022.

Louis-Nino Kansoun

ExxonMobil sinaliza avanços possíveis no projeto de gás Rovuma LNG, no norte de Moçambique, após interrupção em 2021 devido à instabilidade na província de Cabo Delgado.
Empresa americana deverá tomar decisão final de investimento (FID) no início de 2026 para projeto estimado em 30 bilhões de dólares.

A exemplo do projeto Moçambique LNG administrado pela TotalEnergies, o projeto Rovuma LNG da ExxonMobil foi interrompido em 2021 devido à instabilidade de segurança na província de Cabo Delgado.

A multinacional ExxonMobil agora acredita que avanços são possíveis em seu projeto Rovuma LNG, no norte de Moçambique, enquanto os esforços para remover a cláusula de força maior do projeto vizinho, Moçambique LNG da TotalEnergies, continuam.

Em uma entrevista divulgada na sexta-feira, 31 de outubro de 2025, pela imprensa internacional, o CEO da ExxonMobil, Darren Woods, afirmou que o projeto moçambicano está "muito bem posicionado", acrescentando que as condições em Cabo Delgado estão melhorando progressivamente após anos de incerteza. A empresa americana planeja fazer uma decisão final de investimento (FID) no início de 2026 para um projeto estimado em 30 bilhões de dólares.

TotalEnergies, por sua vez, suspendeu seu projeto Moçambique LNG, no valor de 20 bilhões de dólares, em 2021, após o ataque ao site de Palma. O levantamento progressivo da cláusula de força maior, anunciado pelo grupo francês no final de outubro de 2025, marca uma etapa para a retomada oficial das atividades.

Os projetos da TotalEnergies e da ExxonMobil, todos previstos na bacia offshore de Rovuma, compartilham infraestruturas fundamentais, incluindo uma fábrica de liquefação terrestre em Afungi. Este desenvolvimento logístico permite que a ExxonMobil reavalie seus próprios prazos.

Em setembro, Darren Woods encontrou-se com o presidente moçambicano Daniel Chapo em Nova York, para obter garantias de segurança antes de retomar o trabalho, segundo o Financial Times.

De acordo com dados do Ministério moçambicano de Recursos Naturais, as reservas comprovadas na Bacia de Rovuma ultrapassam 85 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de gás. Esses recursos colocam Moçambique entre os países africanos mais bem-dotados.

A retomada do projeto é essencial para a ExxonMobil, que busca consolidar sua posição no mercado de gás natural liquefeito. A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que o consumo mundial de gás aumentou 2,7% em 2024, um adicional de 115 bilhões de metros cúbicos, impulsionado pela recuperação da demanda na Ásia e pelo aumento das exportações de GNL para a Europa. Essa tendência apoia a estratégia da ExxonMobil, que aposta no crescimento contínuo do GNL em um mercado onde a demanda global deve crescer mais 1,3% em 2025, de acordo com a AIE.

Abdel-Latif Boureima

Zimplats está implementando um novo projeto de energia solar de 45 MW, avaliado em 54 milhões de dólares, para apoio às suas atividades de mineração no Zimbabué.
 Após a conclusão do projeto, prevista para o primeiro semestre do ano fiscal de 2027, a capacidade total de energia solar da Zimplats chegará a 80 MW.

Os industriais de mineração africanos estão cada vez mais buscando diversificar suas fontes de energia para conciliar produtividade e sustentabilidade. Zimplats confirma essa tendência com um novo projeto de energia solar destinado a apoiar suas atividades no Zimbábue.

O produtor de platina Zimplats anunciou em seu relatório trimestral publicado na quinta-feira, 30 de outubro, que começou a implementação da Fase 2A de seu programa de energia solar. Este projeto de 45 megawatts, estimado em 54 milhões de dólares, segue a Fase 1A de 35 megawatts, que entrou em operação em agosto de 2024. No final do terceiro trimestre do ano, a empresa já havia gasto 12 milhões de dólares e reservado 36 milhões para esta segunda fase, cuja conclusão está prevista para o primeiro semestre do ano fiscal de 2027. Uma vez concluído, ele elevará a capacidade total de energia solar da Zimplats para 80 megawatts (MW).

A empresa, subsidiária do grupo sul-africano Implats, explica que a energia solar, além de contribuir para satisfazer seus compromissos climáticos, ajuda a reduzir custos e a garantir o fornecimento de eletricidade para suas operações de mineração. O relatório destaca que as despesas do segundo trimestre de 2025 se beneficiaram de créditos vinculados à produção de energia solar desde a entrada em operação da primeira planta.

Esta orientação em favor do renovável não é exclusiva para este país do sul da África. Em toda a África subsaariana, as energias renováveis, principalmente a solar, estão cada vez mais sendo vistas como uma solução de resiliência energética para a indústria de mineração. Quando combinado com sistemas de armazenamento de bateria, como planejado para o projeto de cobre Kamoa-Kakula na República Democrática do Congo, a energia solar de fato oferece uma fonte de energia estável e contínua, limita interrupções e reduz significativamente a dependência do diesel.

Segundo a Zimplats, sua iniciativa está alinhada com a política nacional de clima adotada pelo Zimbabwe em 2016, a qual visa fortalecer a resiliência aos efeitos das mudanças climáticas e avançar para a neutralidade de carbono. A empresa afirma estar trabalhando na redução de sua pegada de carbono, na diminuição das emissões diretas e indiretas, e na melhoria da divulgação das emissões de Scope 3, em apoio ao Objetivo de Desenvolvimento Sustentável 13 sobre a ação climática.

Abdoullah Diop

Angola firmará um acordo de exclusividade de negociações com a Shell para a exploração e desenvolvimento de diversos blocos petrolíferos offshore em 3 de novembro de 2025.
Este movimento é parte de uma estratégia para estabilizar a produção do país em torno de um milhão de barris por dia e reforçar a presença de grandes investidores em águas angolanas.

Na luta para estabilizar a produção em meio ao envelhecimento de seus campos produtores de petróleo, Angola está buscando ativamente maneiras de manter sua produção em torno de um milhão de barris por dia. O país está apostando em empresas já ativas em seu offshore para atingir esse objetivo.

Na segunda-feira, 3 de novembro de 2025, Angola assinará um acordo de exclusividade de negociações com a empresa de petróleo anglo-holandesa Shell para a exploração e desenvolvimento de vários blocos de petróleo no mar, incluindo os blocos 19, 34 e 35.

A informação foi divulgada na sexta-feira, 31 de outubro, pela imprensa internacional, citando a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), que supervisiona as concessões de petróleo e gás do país.

O acordo proposto ainda não é um contrato de exploração e produção, mas oferece a Shell o direito exclusivo de negociar com o governo angolano sobre os blocos em questão. De acordo com a ANPG, este passo marca um "momento importante" na estratégia nacional de fortalecer a presença de grandes investidores nas águas angolanas.

Trata-se de um quadro exclusivo de negociação antes da eventual assinatura de um contrato de partilha de produção. Este anúncio ocorre quando a produção de petróleo do país tem flutuado em torno de 1,03 milhão de barris por dia há vários meses, comparado a mais de 1,4 milhão de barris dez anos antes, de acordo com dados oficiais.

Como o segundo maior produtor de crude da África Subsaariana, Angola está contando com novas parcerias para impulsionar sua produção e manter seu papel como um ator-chave no mercado africano. Ao se associar à Shell, uma empresa com experiência reconhecida em perfurações em águas profundas, o país espera atrair capital e tecnologia avançada para explorar áreas complexas ao largo de suas costas atlânticas.

O contrato proposto com a Shell está alinhado com uma tendência que envolve outras empresas internacionais de petróleo. Em setembro de 2025, a empresa americana Chevron assinou um acordo preliminar com o governo angolano para explorar um novo bloco offshore, continuando sua presença histórica no Bloco 0 e o desenvolvimento do campo de Mafumeira Sul.

No mesmo mês, sua compatriota ExxonMobil obteve uma extensão de licença para o Bloco 15, confirmando sua intenção de manter e otimizar a produção neste ativo maduro. Essas iniciativas ilustram a estratégia de Luanda para impulsionar a exploração offshore de petróleo e atrair novos investimentos estrangeiros em um contexto de queda na produção.

Abdel-Latif Boureima

Chade aprova novo plano estratégico 2025-2030 para aumentar a produção de petróleo para 250.000 barris por dia, um crescimento de 69% em relação à produção atual.
Este plano se concentra na expansão das atividades de exploração e produção, no aumento da capacidade de refino e distribuição e na melhoria da infraestrutura intermediária, além de reformas jurídicas e institucionais.

Assim como outros produtores da África Central enfrentando a degradação de seus campos maduros, o Chade está vendo sua produção de petróleo, sua principal fonte de receita, diminuir. É uma situação que as autoridades estão procurando resolver. O Chade adotou um novo plano estratégico para o setor de hidrocarbonetos de 2025 a 2030, que visa, segundo informações publicadas na imprensa local em 31 de outubro, aumentar sua produção de petróleo para 250.000 barris por dia. Este é um objetivo que representa um aumento de cerca de 69% em relação ao nível atual de cerca de 140.000 barris/dia.

Para atingir este objetivo, o plano enfatiza o aumento das atividades de exploração e produção upstream, bem como o aumento das capacidades de refino e distribuição downstream. Também inclui a melhoria das infraestruturas intermediárias (logística, depósitos, oleodutos, etc.) e o fortalecimento da governança e a promoção do conteúdo local para capturar mais valor agregado na cadeia de petróleo nacional. Por último, sugere reformas jurídicas e institucionais para orientar este processo e garantir transparência e eficiência.

Esta mudança estratégica está ligada a várias realidades. O setor de petróleo continua sendo um dos pilares econômicos do Chade. Segundo dados de 2024 da agência de classificação financeira Moody's, o petróleo representa cerca de 60% das receitas de exportação do país. Uma nota-país publicada em agosto de 2025 pela Energy Intelligence, uma empresa especializada em análise estratégica do setor de energia, registra uma queda na produção, que passou de uma média de 144.000 barris/dia em 2024 para 137.000 barris/dia entre janeiro e maio de 2025. Esta publicação atribui a redução à falta de investimentos no setor, agravada pelo envelhecimento da infraestrutura.

Nesse contexto, o governo está procurando valorizar melhor seus recursos para apoiar o crescimento econômico. Vale lembrar que, em suas projeções para o Chade publicadas em 2024, o Banco Africano de Desenvolvimento (BAD) prevê que as perspectivas econômicas permanecem favoráveis, com um aumento do PIB esperado em 5,3% em 2025, de 5,2% em 2024, impulsionado pelo dinamismo do setor de petróleo.

Abdel-Latif Boureima

BP e ExxonMobil firmam acordos de entendimento com o Gabão visando exploração petrolífera em águas profundas e ultra-profundas.
Cerca de 70% do domínio offshore do país ainda não foi explorado, Gabão busca renovar reservas de hidrocarbonetos e modernizar setor petrolífero.

Enquanto a produção de petróleo bruto, pilar de sua economia, diminuiu nos últimos anos, o Gabão procura identificar novos campos de hidrocarbonetos, dando preferência para áreas localizadas em águas profundas.

O Gabão continua sua estratégia de abrir o offshore profundo através de novas parcerias com duas grandes empresas internacionais. Em apenas uma semana, o país assinou dois memorandos de entendimento.

O mais recente foi anunciado na quinta-feira, 30 de outubro de 2025, pela Câmara de Energia da África (AEC), que anunciou a assinatura de um memorando de entendimento entre o Ministério do Petróleo, Gás e Minas e o grupo britânico BP para a exploração de blocos em águas profundas e ultra-profundas.

Alguns dias antes, na quarta-feira, 22 de outubro de 2025, a imprensa internacional relatou a assinatura de um protocolo de acordo sem compromisso jurídico com a multinacional americana ExxonMobil, focado na identificação de prospectos offshore adicionais.

Esses acordos são parte de uma dinâmica já iniciada por outros atores operando no Gabão, como Perenco, Assala Energy e VAALCO Energy. Juntos, eles fazem parte da estratégia nacional para modernizar o setor petrolífero e renovar as reservas de hidrocarbonetos.

Dados oficiais mostram que cerca de 70% do domínio offshore do Gabão ainda não foi explorado, o que confirma a extensão do potencial petrolífero e gasífero ainda disponível no país na África Central. As autoridades gabonesas procuram atrair parceiros com avançado conhecimento tecnológico para explorar o potencial de suas zonas offshore profundas.

A produção de petróleo do Gabão, estimada em cerca de 204.000 barris por dia em 2023, segundo dados publicados pela plataforma The GlobalEconomy, vem declinando ao longo de vários anos. Uma erosão ligada ao esgotamento progressivo de campos maduros, que tem levado o estado a apostar nas águas profundas como novo eixo de crescimento.

Ao associar-se à BP e à ExxonMobil, o Gabão aumenta a visibilidade de seu setor petrolífero no cenário internacional e continua a implementar sua estratégia de abrir o offshore profundo, enquanto as autoridades anunciam a preparação de novas ofertas offshore para 2026 para valorizar as áreas ainda inexploradas.

Abdel-Latif Boureima

 Argélia planeja modernizar seu sistema de controle e telesupervisão da rede elétrica nacional a partir de 2026.
 O objetivo é fortalecer e melhorar o serviço público de eletricidade e a confiabilidade da rede elétrica do país.

Em março, a Argélia mostrou sua ambição de apoiar sua economia através da exportação de sua eletricidade. No entanto, para atingir este objetivo, o país precisa fortalecer e modernizar suas infraestruturas elétricas.

Na Argélia, o Ministro da Energia e Energias Renováveis, Mourad Adjal, anunciou o início, em 2026, de uma operação de reabilitação do sistema de controle e telesupervisão da rede elétrica nacional. A informação foi divulgada quinta-feira, 30 de outubro, pela Agência de Imprensa da Argélia (APS), após uma reunião setorial realizada em Argel.

O ministro especificou que esta operação diz respeito especificamente ao sistema SCADA, explorado pela Sonelgaz, empresa pública responsável pela produção, transporte e distribuição de eletricidade. Esta reabilitação tem o objetivo de "melhorar ainda mais o serviço público de eletricidade" em todo o território nacional.

Segundo os dados divulgados pela imprensa argelina, a reabilitação se concentrará especificamente no sistema de supervisão e telecontrole, que permite monitorar, controlar e regular o fluxo de eletricidade através da rede nacional.

A operação incluirá a atualização técnica do sistema existente, bem como trabalhos de modernização dos equipamentos de comunicação e infraestruturas digitais utilizadas pelos centros regionais de controle. Estas obras serão supervisionadas pela Sonelgaz, que já administra as infraestruturas de transporte e distribuição de alta tensão.

Explicando a relevância deste projeto, o Ministério da Energia indica que esta reabilitação visa reforçar a confiabilidade da rede elétrica nacional e garantir uma supervisão mais eficaz das instalações. Enfatiza também que o crescimento da demanda, a expansão da rede e a diversificação das capacidades de produção tornam necessária a modernização dos sistemas de controle.

A iniciativa se insere na continuidade dos esforços empenhados pelas autoridades públicas para reforçar a segurança energética do país. Nos últimos anos, o governo lançou vários programas de modernização e confiabilização das infraestruturas. Entre eles, o Programa Nacional de Desenvolvimento de Energias Renováveis e Eficiência Energética, que visa 27% de energias renováveis na produção nacional de eletricidade até 2030 e a implementação de um quadro de incentivo para a conexão à rede.

Abdel-Latif Boureima

Governo camaronês negocia com a Société Générale Cameroun e outros bancos locais para garantir pagamentos regulares à Nachtigal Hydro Power Company (NHPC).
Operação está relacionada a uma linha de crédito rotativo de 141 a 177,3 milhões de dólares, organizada pela Société Générale Capital Securities Central Africa.

Depois de já ter garantido 86 milhões de euros, o governo camaronês ainda precisa mobilizar fundos adicionais para apoiar a empresa. O Ministério das Finanças (Minfi) está negociando com a Société Générale Cameroun e vários bancos locais para estabelecer uma nova garantia financeira destinada a assegurar o pagamento regular das faturas devidas à Nachtigal Hydro Power Company (NHPC), operadora da barragem hidrelétrica de Nachtigal. Segundo documentos consultados pelo Investir in Cameroon, a operação envolve uma linha de crédito rotativo entre 80 e 100 bilhões de FCFA (cerca de 141 e 177,3 milhões de dólares), organizada pela Société Générale Capital Securities Central Africa, líder do projeto. A Société Générale Cameroun está entre os credores, junto com outros bancos cuja participação está em processo de finalização. "O Minfi recentemente assinou o acordo com a Société Générale Cameroun, mas ainda faltam as assinaturas de outros bancos locais", relata uma fonte próxima ao caso.

Esta facilidade, que dura 24 meses, tem dois objetivos: pagar as dívidas pendentes da Éneo para a NHPC no âmbito do contrato de compra de eletricidade (PPA) assinado em 2018, e reabastecer a carta de crédito stand-by (SBLC) emitida pela Société Générale por instrução do Estado camaronês, a favor da NHPC, por um montante de 86 milhões de euros, apoiado por uma garantia do Banco Mundial.

As discussões em andamento complementam a garantia soberana já fornecida pelo Estado à Société Générale Paris. Esta garantia inicial cobria 86 milhões de euros (cerca de 56 bilhões de FCFA), mas a taxa de uso agora ultrapassa 85%, com menos de 10 milhões de euros ainda disponíveis. "Por enquanto, a garantia não está esgotada e é essencial que não se esgote, já que é contra-garantida pelo Banco Mundial", explica uma fonte a par da situação.

Eneo sob pressão
Desde a entrada em operação da barragem de Nachtigal - com uma capacidade instalada de 420 MW - a NHPC cobra 10 bilhões de FCFA por mês da Éneo, independente de a energia produzida ser consumida ou não, de acordo com o contrato assinado com o Estado. Mas os atrasos na construção das linhas de transmissão desde o posto de Nyom e a recepção parcial da linha de evacuação para Yaoundé limitam por enquanto a absorção de toda a produção.

A Éneo, confrontada com sérias tensões de caixa, não consegue mais cumprir plenamente suas obrigações contratuais desde fevereiro. A empresa deveria fornecer uma garantia bancária para cobrir o risco de inadimplência, complementada por uma cobertura soberana. Sem acordos de financiamento, a Éneo não pode cumprir esse compromisso, levando a NHPC a ativar a garantia detida pela Société Générale Paris. Até agora, os pagamentos feitos pela Éneo cobrem menos de 50% das faturas mensais, de acordo com informações obtidas pelo Investir in Cameroon. Esses números não foram confirmados pelo concessionário do fornecimento de eletricidade, que ainda não divulgou oficialmente sua situação financeira.

Para evitar uma quebra de financiamento do projeto, o Minfi está negociando com os bancos locais a implementação de uma nova facilidade de garantia, para permitir que a NHPC continue recebendo seus pagamentos, mesmo em caso de inadimplência da distribuidora de energia. "Consciente das questões relacionadas à classificação de crédito do Camarões e à credibilidade financeira do Estado, o Minfi tenta manter a confiança dos investidores e financiadores", disse uma autoridade envolvida nas negociações.

A situação da Éneo continua preocupante. Segundo o relatório Compact Energy Pays do Ministério da Água e Energia (Minee), a dívida total da Éneo Camarões no final de 2024 era de 800 bilhões de FCFA, incluindo 500 bilhões de dívidas com seus fornecedores e 80 bilhões de recebíveis. A Minee a classifica como um dos principais riscos orçamentários para o Estado. Em seus documentos internos, a empresa é descrita como "um fator que pode provocar uma diferença entre as previsões e a execução orçamentária", devido à contínua deterioração de sua situação financeira e ao alto risco de inadimplência.

Amina Malloum (Investir au Cameroun)