No início de abril, as autoridades malgaxes anunciaram a situação de urgência energética, num contexto em que tensões crescentes no abastecimento de combustíveis estão a perturbar o mercado. Rutura pontual de stock em algumas estações de serviço também gerou preocupações quanto à continuidade da distribuição nacional.

Enquanto as tensões persistem no abastecimento de combustível, as autoridades de Madagáscar decidiram prolongar o estado de emergência energética por mais 15 dias. A medida, adotada na quinta-feira, 23 de abril, em Conselho de Ministros, visa enquadrar um mercado sob pressão, marcado por perturbações observadas em várias estações de serviço nas últimas semanas.

Neste quadro, o governo mantém um dispositivo excecional de regulação. Este permite, nomeadamente, fixar os preços na bomba e intervir diretamente na cadeia de abastecimento. As autoridades dispõem assim de maior margem de ação para coordenar as importações e enquadrar a distribuição no território.

Ao mesmo tempo, os operadores petrolíferos continuam a operar sob constrangimentos regulamentares. O mecanismo automático de ajustamento de preços permanece suspenso. Uma decisão destinada a evitar a repercussão imediata das flutuações internacionais nos preços internos.

As tensões têm origem em dificuldades logísticas e financeiras que afetam a importação de produtos petrolíferos. As autoridades referem igualmente um contexto internacional marcado por aumentos de custos e prazos de abastecimento mais longos. Esta extensão insere-se na continuidade das medidas adotadas há pouco mais de duas semanas para estabilizar o setor.

Preços dos combustíveis e diferença face aos preços internacionais

Para abril de 2026, o Gabinete Malgaxe dos Hidrocarbonetos manteve os preços regulados na bomba ao mesmo nível de março. Assim, o gasóleo está fixado em 4 660 ariarys por litro (cerca de 1,12 dólar), a gasolina comum em 4 900 ariarys (1,18 dólar) e o petróleo de iluminação em 3 510 ariarys (0,85 dólar).

A 8 de abril, o meio de comunicação local 2424.mg revelou que o Ministério da Energia estimava, por exemplo, o preço de importação do gasóleo, antes de frete, manuseamento e distribuição, em cerca de 6 000 ariarys por litro (1,45 dólar). Ao manter o preço na bomba em 4 660 ariarys, o Estado absorve a diferença, que recai assim sobre o orçamento público.

Este desequilíbrio fragiliza uma economia já sob pressão. O Banco Mundial e o Fundo Monetário Internacional (FMI) projetam para Madagáscar uma inflação de 8,3% em 2026, com um crescimento limitado a 3,6%. Com 66,5% da população abaixo do limiar da pobreza, segundo o Banco Mundial, qualquer aumento do custo da energia reduz um poder de compra já reduzido.

A situação é ainda mais crítica no sul do país. Segundo um relatório da FEWS NET (Famine Early Warning Systems Network) publicado este mês, populações dessa região permanecem em crise alimentar, fase 3 do Índice de Fase de Crise, até setembro, devido a uma seca extrema e aos impactos de ciclones. Neste contexto, qualquer aumento dos combustíveis agravaria diretamente a pressão sobre as cadeias alimentares.

Abdel-Latif Boureima

Perante uma forte subida dos custos do combustível de aviação, as autoridades nigerianas estão a intervir para conter os preços e garantir a continuidade dos voos domésticos.

O Nigéria decidiu, a 28 de abril, fixar um teto para o preço do combustível de aviação, de forma a evitar perturbações no transporte aéreo, após várias semanas de tensões associadas ao aumento dos custos. Segundo um documento oficial, o regulador do setor petrolífero a jusante (NMDPRA) estabeleceu uma faixa de preços entre 1 760 e 1 988 nairas por litro em Lagos, e entre 1 809 e 2 037 nairas em Abuja, com base nos preços observados entre 17 e 23 de abril.

Esta medida insere-se num dispositivo mais amplo decidido após conversações de emergência com companhias aéreas e fornecedores. O governo também concedeu uma redução de 30% das dívidas das companhias junto das agências aeronáuticas e introduziu um prazo de pagamento de 30 dias para a compra de combustível.

Um comité técnico recomenda ainda que os fornecedores vendam diretamente às companhias aéreas, de modo a reduzir custos e melhorar a transparência da cadeia de abastecimento. As autoridades também ponderam integrar o querosene na iniciativa “naira contra crude”, para limitar a exposição do setor às flutuações das moedas estrangeiras.

A intervenção pública surge após um aumento de mais de 270% no preço do querosene, o que levou as companhias a aumentar tarifas e a considerar cortes de capacidade. Em alguns casos, o custo do combustível representa até 40% das despesas operacionais, um nível superior à média global.

Esta dinâmica explica-se em parte por fatores externos, nomeadamente tensões no mercado energético ligadas ao conflito entre os Estados Unidos e o Irão, bem como pelos elevados custos de abastecimento. O regulador sublinha que os preços continuam expostos à volatilidade da conjuntura internacional.

Embora o plafonamento vise estabilizar o setor a curto prazo, levanta dúvidas num ambiente oficialmente liberalizado. Alguns intervenientes alertam que o controlo de preços pode gerar distorções, incluindo riscos de escassez ou de desenvolvimento de circuitos informais.

Neste contexto, as discussões com a Dangote Refinery sobre as margens aplicadas aos preços internacionais surgem como um instrumento-chave para ajustar os custos de forma sustentável.

Olivier de Souza

Perante as restrições de abastecimento elétrico marcadas por um défice de produção de cerca de 4 200 MW, vários países da África Austral estão a acelerar o recurso à energia solar em grande escala para diversificar o seu mix energético e reforçar a estabilidade da rede.

Na África do Sul, a Engie e a Pele Green Energy anunciaram a inauguração da central solar de Graspan, num comunicado publicado na terça-feira, 21 de abril. Com uma capacidade de 75 MW, esta instalação localizada no Cabo Setentrional está agora totalmente operacional após vários meses de exploração comercial.

A iniciativa foi desenvolvida no âmbito do programa REIPPPP, que permite aos produtores independentes financiar e explorar centrais ligadas à rede nacional. Com o projeto de Grootspruit, também desenvolvido pela Engie no Free State, estas infraestruturas elevam a capacidade instalada para 150 MW injetados na rede sul-africana.

“Graspan é um ativo operacional que já está a alimentar a rede elétrica. Isto é essencial num momento em que a África do Sul procura colmatar o seu défice de abastecimento e criar uma rede elétrica mais resiliente”, declarou Sanjeev Mungroo, diretor-geral do polo de Energias Renováveis e Baterias da Engie África do Sul.

O solar para responder ao défice estrutural regional

Para além desta entrada em operação, o projeto insere-se numa dinâmica mais ampla na África Austral, onde o desenvolvimento da energia solar e das energias renováveis está a acelerar segundo modelos e objetivos distintos. Na África do Sul, programas estruturados como o REIPPPP facilitam a intervenção do setor privado em grande escala para abastecer a rede ou responder à procura industrial. Desde a sua primeira fase em 2011, o REIPPPP permitiu a entrada em operação de mais de 7 300 MW provenientes de 95 projetos de produtores independentes de eletricidade, segundo o portal de informação independente grantZA.

Noutros países da região, nomeadamente na Zâmbia, a progressão das energias renováveis, como a solar, assenta mais numa iniciativa pública, com o objetivo de reduzir a dependência da hidroeletricidade e reforçar a segurança do abastecimento elétrico. Em 2025, o país tinha como meta instalar 1 000 MW de capacidade solar. Em abril de 2026, lançou um projeto solar de 250 MWp com a Globeleq, além da assinatura de vários acordos, incluindo um com a DZGM Energy Resources para um projeto híbrido solar-eólico de 100 MW.

A região austral de África enfrenta um desequilíbrio estrutural entre a oferta e a procura de eletricidade. O Southern African Power Pool (SAPP), que coordena as trocas entre 12 países, precisa de colmatar um défice de produção estimado em 4 200 MW, segundo a Engineering News. Estas políticas, que começam a produzir efeitos mensuráveis nos sistemas elétricos, deverão permitir à África Austral reduzir este fosso.

Abdoullah Diop

A Empower New Energy continua a sua expansão em África com um novo projeto solar destinado a um site industrial nos Camarões, ilustrando a difusão progressiva de soluções energéticas descentralizadas no continente.

O setor agroindustrial camaronês prepara-se para reforçar a fiabilidade do seu abastecimento energético graças a uma central que combina 1,8 MWp de energia fotovoltaica e 2,5 MWh de armazenamento. O promotor norueguês Empower New Energy anunciou assim, num comunicado publicado na quarta-feira, 22 de abril, o início da construção desta solução descentralizada destinada a abastecer a unidade de transformação de cacau da Neo Industry, em Kekem, no oeste dos Camarões.

“A parceria com a Empower New Energy e a Éclipse Énergies Renouvelables apoia a nossa ambição de construir uma indústria competitiva e baseada em padrões elevados, em linha com o nível de excelência que desejamos oferecer a partir dos Camarões para os mercados internacionais. Esperamos que muitas empresas do país passem a utilizar energia solar”, declara Chantal Bounkeu, diretora-geral da Neo Industry S.A.

Uma estratégia pan-africana para o solar híbrido industrial

A instalação é desenvolvida no âmbito de um contrato de fornecimento de eletricidade de 25 anos, ao abrigo do qual a Empower assegura o financiamento, a construção e a exploração da infraestrutura. O sistema deverá produzir 2 270,6 MWh de eletricidade por ano e permitir ao industrial reduzir a sua dependência da rede e dos geradores a gasóleo, num contexto marcado por cortes frequentes de energia. O projeto é executado com o parceiro técnico Éclipse Énergies Renouvelables.

Este projeto insere-se na estratégia da Empower de implementar soluções solares híbridas para clientes industriais e comerciais em toda a África. Na Nigéria, a empresa colocou recentemente em funcionamento uma central de 1 MWp associada a 2,15 MWh de armazenamento para a fábrica UMZA em Kano, no âmbito de um contrato de 10 anos. No Norte de África, está também a desenvolver vários projetos multi-sítio, nomeadamente na Tunísia, no Egito e em Marrocos, destinados a reduzir os custos energéticos e a garantir o abastecimento dos industriais.

Na África subsaariana, as empresas procuram estabilizar o acesso à eletricidade e reduzir o recurso a geradores a gasóleo, que custam entre 3 e 5 vezes mais do que a eletricidade da rede, segundo o Energy for Growth Hub. Neste contexto, a energia solar e o armazenamento formam um conjunto cada vez mais essencial para garantir sustentabilidade.

Abdoullah Diop

Perante uma procura de eletricidade em alta de 10% a 15% por ano, impulsionada pelas necessidades nacionais e pelas exportações para países vizinhos interligados, a Costa do Marfim aposta nos seus recursos de gás natural para consolidar o seu sistema energético e apoiar as suas ambições de desenvolvimento.

O governo marfinense reafirmou a sua vontade de fazer do gás natural produzido localmente um pilar do seu sistema elétrico. À margem das reuniões de primavera do Banco Mundial e do Fundo Monetário Internacional (FMI) em Washington, o ministro das Minas, do Petróleo e da Energia, Mamadou Sangafowa Coulibaly (foto, ao centro), indicou que o país privilegia o uso doméstico do gás para responder à procura de eletricidade.

Prioridade à procura nacional

Esta escolha visa também apoiar a industrialização, em vez de exportar a produção para gerar divisas. Segundo o ministro, todo o gás descoberto na Costa do Marfim já é utilizado na produção de eletricidade.

«É preciso primeiro satisfazer a procura nacional antes de liquefazer o excedente de gás para exportação. Esta escolha traduz uma vontade política de fazer da energia uma alavanca de transformação económica interna, em vez de uma simples fonte de divisas. Por outras palavras, o gás deixa de ser apenas um recurso para exportação e passa a ser um instrumento ao serviço da industrialização», recordou o ministro, citado num comunicado governamental.

Paralelamente ao gás natural, as autoridades apostam nas energias renováveis, incluindo a hidroeletricidade e a energia solar, com vários projetos em desenvolvimento. O objetivo declarado é atingir uma quota de 45% de energias renováveis no mix energético até 2030.

Esta orientação surge num contexto de forte crescimento da procura, estimado entre 10% e 15% ao ano, ligado ao aumento do consumo interno e às exportações de eletricidade para países vizinhos. Além disso, o país pretende alcançar uma taxa de eletrificação de 100% até 2030, contra 64% em 2023. No “Pacto Nacional da Energia para a República da Costa do Marfim”, Abidjan pretende também aumentar em 1,7 vezes a sua capacidade de produção, que era de 2 907 MW no final de 2023, dominada em 69% pela energia térmica.

Uma dinâmica continental

A vontade de combinar centrais a gás e energias renováveis para satisfazer a procura elétrica não é exclusiva da Costa do Marfim, mas sim uma estratégia também observada noutros países, alguns já bastante avançados.

No Egito e na Argélia, o gás representa respetivamente 80% e 99% da produção elétrica, contribuindo para um elevado acesso à eletricidade. Estes países lançam regularmente projetos de energias renováveis e apresentam ambições elevadas nesse domínio.

Outros países, como o Senegal e a Mauritânia, também estão a avançar para uma utilização crescente da produção de gás nacional para reforçar a oferta elétrica, ao mesmo tempo que apostam na energia solar, eólica e hidroelétrica.

Abdoullah Diop

Angolaprocura reforçar o papel das empresas locais na exploração dos seus recursos de

hidrocarbonetos,que financiam uma parte significativa do orçamento. Várias decisões foram tomadas pelas autoridades nesse sentido nos últimos anos.

Em Angola, as empresas locais ativas na indústria petrolífera e do gás representam agora 7% da cadeia de valor do setor. A informação foi divulgada na sexta-feira, 24 de abril, pela Agência Angola Press (Angop), citando Maura Nunes (foto), responsável pelo conteúdo local na Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG).

Segundo a empresa pública, este valor, estabelecido a partir dos contratos e das atividades declaradas pelos operadores, representa uma progressão relativa de mais de 133% em comparação com a participação destas empresas em 2022, ano em que representavam cerca de 3% da cadeia de valor da indústria angolana de hidrocarbonetos. Isto ilustra o reforço da sua presença nas atividades ligadas à exploração do petróleo, principal produto de exportação do país.

«Estes números demonstram que estamos realmente a promover a participação das empresas nacionais, mantendo ao mesmo tempo um ambiente competitivo e transparente», declarou Nunes à margem do fórum Angola-Itália realizado em Luanda e dedicado ao conteúdo local nos hidrocarbonetos.

Concretamente, esta evolução é atribuída à atribuição de contratos a empresas nacionais em vários segmentos do setor. Segundo a ANPG, estas empresas obtiveram mais contratos de serviços, nomeadamente em logística e operações técnicas, em ligação com as companhias operadoras ativas nos blocos petrolíferos durante o período em causa.

Nunes explicou esta progressão pela implementação efetiva do decreto presidencial 271/20, precisando que este crescimento «não é fruto do acaso, mas o resultado de políticas coerentes e dos esforços das empresas nacionais para adquirir as competências técnicas necessárias».

Ainda longe dos objetivos de conteúdo local

Mesmo permanecendo bem abaixo das metas, esta progressão traduz a vontade das autoridades angolanas. O governo visa uma contribuição de 20% das empresas nacionais no setor petrolífero e do gás.

Na abertura da 5.ª Conferência Anual sobre Conteúdo Local, a 26 de março em Luanda, o ministro angolano do Petróleo, Diamantino Azevedo, fez um balanço da situação. Segundo os dados apresentados, as empresas angolanas representaram cerca de 12% dos contratos entre janeiro e agosto de 2025.

No entanto, estes resultados variam consoante os regimes contratuais em vigor. No regime de exclusividade, reservado a empresas totalmente detidas por nacionais, a participação atinge 4%. Era de 2% em 2022.

Em valor, os montantes registam um aumento mais significativo. Os contratos atribuídos às empresas nacionais passaram de 358 milhões de dólares para 733 milhões entre 2022 e 2025. No mesmo período, a ANPG indicou ter aprovado cerca de 54 mil milhões de dólares em contratos.

Em 2024, a aplicação das normas de conteúdo local já tinha permitido a Angola registar uma evolução significativa no segmento downstream. Segundo o Instituto Regulador dos Derivados do Petróleo (IRDP), as empresas nacionais controlam 90% desse mercado, um resultado que contrasta com a sua fraca presença no upstream.

As autoridades esperam uma consolidação desta dinâmica no downstream, nomeadamente através do desenvolvimento das refinarias do Soyo, do Lobito e de Cabinda. Segundo informações divulgadas pela Agência Ecofin em agosto de 2025, esta última encontra-se na fase de exploração e deverá permitir a Angola assumir a primeira posição no refino de petróleo bruto na África Central.

Abdel-Latif Boureima

Ao tornar-se acionista único da West African Energy, a Senelec dá um passo estratégico no reforço do sistema elétrico do Senegal, tendo como objetivo a entrada em funcionamento de uma central de 366 MW.

A Sociedade Nacional de Eletricidade do Senegal (Senelec) tornou-se a única acionista da West African Energy (WAE), após adquirir 100% do seu capital. Esta central, com uma capacidade de 366 MW, é a maior instalação a gás em ciclo combinado do país.

De acordo com um comunicado da Senelec publicado no sábado, 25 de abril, esta operação estratégica visa garantir e acelerar a entrada em funcionamento da central, que deverá cobrir cerca de 25% da procura nacional de eletricidade. Financiada por um consórcio de investidores privados nacionais, ela reforça a capacidade energética do Senegal.

Este projeto deverá também fortalecer a independência energética nacional e apoiar a transição para uma produção de eletricidade baseada em gás natural, menos intensiva em carbono. Insere-se na estratégia “Gas-to-Power”, bem como nos objetivos da Agenda Senegal 2050.

Um projeto relançado sob o impulso do Estado

A intervenção do Estado senegalês foi determinante para desbloquear o projeto, que enfrentava dificuldades de governação e tensões entre acionistas, causando atrasos e bloqueios no financiamento. Uma mediação permitiu estabilizar a governação, assegurar os financiamentos e facilitar a retoma integral do projeto pela Senelec.

Até ao momento, o projeto apresenta uma taxa de execução de 97,5%. Várias etapas já foram concluídas, nomeadamente a entrada em funcionamento em ciclo aberto, a primeira sincronização com a rede nacional em abril de 2025 e o arranque progressivo das turbinas. A conclusão total em ciclo combinado depende agora do fornecimento de gás.

«Através desta aquisição, a Senelec confirma o seu papel central na transformação do setor energético nacional e reafirma o seu compromisso com um acesso fiável e competitivo à eletricidade para todos», sublinhou a empresa.

O Senegal tem vindo a intensificar os esforços para alcançar o acesso universal à eletricidade até 2029. Esta estratégia integra-se no seu plano “Energy Compact”, que prevê um aumento anual de 2,9% da taxa de acesso, com o objetivo de atingir uma cobertura total um ano antes do prazo global do ODS 7, fixado para 2030, segundo o relatório Electricity 2026 da Agência Internacional de Energia (AIE), publicado em fevereiro de 2026.

Charlène N’dimon

Num contexto de fragilidade institucional e de subinvestimento prolongado, a Líbia procura reequilibrar o seu setor petrolífero, reorganizando progressivamente toda a cadeia de valor dos hidrocarbonetos, com o objetivo de reforçar a sua estabilidade económica.

A Companhia Nacional do Petróleo da Líbia (NOC) iniciou contactos com atores privados locais para explorar oportunidades de cooperação e investimento em infraestruturas de refinação, indústrias a jusante e redes logísticas ligadas aos hidrocarbonetos, segundo o Libya Observer, na quinta-feira, 23 de abril. O objetivo é abrir mais o setor a parcerias capazes de apoiar a sua modernização e melhorar a valorização dos recursos disponíveis.

Estas discussões inserem-se numa lógica mais ampla de reorganização, destinada a articular melhor a exploração dos recursos petrolíferos com as necessidades do mercado interno. Abrangem, nomeadamente, o desenvolvimento das capacidades de processamento, a otimização da utilização do gás e do petróleo, bem como projetos destinados a reduzir a queima de gás associado, ainda significativa em algumas zonas de produção.

Esta reorientação ocorre num momento em que a estrutura energética do país permanece desequilibrada, com capacidades de refinação insuficientes e parcialmente degradadas, limitando a cobertura das necessidades internas de produtos petrolíferos. Esta fragilidade estrutural mantém a dependência das importações de combustíveis, com impactos diretos nos equilíbrios financeiros do Estado, fortemente exposto às flutuações das receitas petrolíferas.

Neste contexto, a NOC procura transformar o segmento a jusante num motor de criação de valor local e de redução das vulnerabilidades externas. A abertura ao setor privado integra-se numa estratégia que visa mobilizar financiamento, modernizar infraestruturas existentes e estruturar novos projetos industriais, diversificando simultaneamente as fontes de parceria num ambiente marcado por restrições orçamentais persistentes.

A nova orientação reflete uma ambição mais ampla de transformação do setor energético líbio, onde a reabilitação da refinação e o desenvolvimento das indústrias a jusante surgem como condições essenciais para reduzir a dependência das importações e reforçar a resiliência económica.

Olivier de Souza

O mix elétrico global de África continua dominado pelas energias fósseis, mas a quota das energias limpas está a aumentar progressivamente, graças sobretudo ao desenvolvimento rápido da hidroeletricidade, da energia solar e da energia eólica.

As energias limpas cobriram 52% da procura adicional de eletricidade em África no período 2020-2025, impulsionadas nomeadamente pela entrada em funcionamento de novos projetos hidroelétricos e pela colocação em serviço de várias centrais solares e parques eólicos, segundo dados publicados na terça-feira, 21 de abril, pelo think tank especializado Ember.

A quota das energias descarbonizadas no mix elétrico do continente subiu assim para 27% no último ano.

O gás natural continua, no entanto, a ser a principal fonte de eletricidade em África, com uma quota de 42% no mix elétrico global do continente em 2025, apesar do seu custo elevado, que pesa nos orçamentos de vários Estados africanos, e da abundância de recursos renováveis.

A produção de eletricidade a partir do gás aumentou 44% entre 2015 e 2025, com os países produtores de gás a reforçarem o seu uso deste combustível, especialmente no Norte de África (Egito, Argélia e Líbia).

O carvão ainda constitui a segunda maior fonte de eletricidade, mas a sua quota caiu para 24% da produção total de eletricidade em África. No último ano, a produção elétrica a partir deste combustível altamente poluente diminuiu 8,1 terawatts-hora (TWh), ou seja, -3,3% em relação ao ano anterior.

Ao mesmo tempo, as energias renováveis ultrapassaram o carvão pela primeira vez, atingindo 26% da produção total de eletricidade.

A procura cresce acima da média mundial

Em 2025, a produção de energias renováveis no continente cresceu cerca de 22 TWh em relação a 2024 (+9,4%). A maior parte deste aumento veio da hidroeletricidade (13,5 TWh), da energia eólica (3,97 TWh) e da energia solar (3,87 TWh).

O potencial de desenvolvimento das energias renováveis continua, no entanto, enorme. Apesar de África ser a região mais ensolarada do mundo, a energia solar representou menos de 4% do mix elétrico africano no último ano. O continente representou ainda apenas 1,4% da produção solar mundial em 2025.

O relatório sublinha que um desenvolvimento mais rápido das energias limpas será essencial para responder à procura futura de eletricidade no continente, que acolhe 19% da população mundial, mas representa apenas 3,1% da procura global de eletricidade. A maioria das pessoas sem acesso à eletricidade encontra-se na África subsaariana. E mesmo entre as que têm acesso, o fornecimento é frequentemente instável e o consumo por habitante está muito abaixo da média mundial. Em 2025, a procura de eletricidade em África cresceu 3,2%, acima da média mundial de 2,8%.

A Ember recomenda ainda que a África do Sul se afaste progressivamente da produção de eletricidade a carvão e que os países do Norte de África reduzam o peso do gás natural no seu mix elétrico. Para o resto do continente, onde as emissões de CO₂ são reduzidas, a prioridade é garantir o acesso universal à eletricidade até 2030, em linha com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável das Nações Unidas.

Walid Kéfi

A cooperação energética na África Oriental está a intensificar-se em torno das infraestruturas petrolíferas, impulsionada por participações cruzadas que visam estruturar uma cadeia de valor regional mais integrada.

O Presidente William Ruto anunciou, na quinta-feira, 23 de abril, em Nairobi, que o Quénia irá investir no projeto da refinaria de petróleo de Hoima, no Uganda. Intervindo no Africa We Build Summit 2026, apresentou este compromisso como uma resposta à participação ugandesa no capital da Kenya Pipeline Company (KPC). “O Quénia investirá na vossa refinaria, da mesma forma que o Uganda investiu no nosso oleoduto, para construirmos juntos o futuro dos nossos recursos”, afirmou.

O Presidente Yoweri Museveni saudou uma iniciativa destinada a reforçar a transformação local dos recursos petrolíferos e a cooperação regional.

Uma cadeia petrolífera regional em construção

O anúncio surge na sequência da introdução em bolsa da KPC, que permitiu angariar mais de 825 milhões de dólares. Os investidores quenianos adquiriram 7,9 mil milhões de ações, enquanto os investidores regionais, incluindo o Uganda e o Ruanda, compraram cerca de 3,8 mil milhões. O Uganda passou a deter uma participação de 20,15% na KPC, reforçando a sua posição numa infraestrutura que assegura mais de 95% das suas importações de produtos petrolíferos.

No total, os investidores da Comunidade da África Oriental detêm 21,22% do capital da KPC, enquanto o Estado queniano mantém 35%. Estas participações cruzadas entre transporte e refinação refletem uma estruturação progressiva de uma cadeia de valor regional, baseada na articulação entre infraestruturas logísticas quenianas e capacidades industriais ugandesas, com interesses cada vez mais interligados entre Estados vizinhos.

Uma refinaria no centro da ambição petrolífera ugandesa

Avaliado em 4 mil milhões de dólares, o projeto da refinaria de Hoima é um pilar da estratégia energética de Kampala. A infraestrutura deverá atingir uma capacidade de 60.000 barris por dia e produzir combustíveis, querosene e produtos petroquímicos, integrando também o processamento de gás. A entrada em funcionamento está prevista entre o quarto trimestre de 2029 e o primeiro trimestre de 2030.

O projeto insere-se num plano de monetização de reservas petrolíferas estimadas em 6,5 mil milhões de barris, numa altura em que o Uganda se prepara para se tornar produtor. O objetivo é cobrir uma procura interna estimada em 36.000 barris por dia e gerar exportações regionais, nomeadamente para a Tanzânia e a República Democrática do Congo. Segundo as autoridades, a refinaria poderá permitir poupanças superiores a 1,23 mil milhões de dólares por ano em importações de produtos refinados.

Um projeto estratégico num contexto financeiro restritivo

Esta iniciativa insere-se num contexto continental marcado por um défice de capacidade de refinação. África produz cerca de 10 milhões de barris de petróleo por dia, mas importa cerca de 90 mil milhões de dólares em produtos petrolíferos por ano. Este desequilíbrio limita a criação de valor local e mantém a dependência dos mercados externos.

Neste contexto, os projetos de refinação surgem como uma alavanca para a transformação industrial e para a soberania energética. No entanto, o seu financiamento torna-se mais complexo num ambiente marcado pelos compromissos da transição energética, que travam investimentos em hidrocarbonetos. O recurso a financiamento em capitais próprios e a parcerias regionais, como a prevista entre o Quénia e o Uganda, tende a impor-se como alternativa.

Paralelamente, o Quénia desenvolve as suas próprias ambições a montante com o projeto South Lokichar, cuja produção é esperada até dezembro de 2026, com um potencial estimado em 585 milhões de barris recuperáveis. A concretização desta dinâmica dependerá da capacidade dos Estados para garantir o abastecimento de crude, estruturar os mercados de escoamento e manter o compromisso dos investidores num setor em transformação.

Olivier de Souza