Segundo o Electricity Regulatory Index 2024, a Libéria regista uma das progressões mais notáveis na governança do setor energético em África. Uma evolução que, contudo, esconde as fragilidades do setor energético nacional.

O governo da Libéria deu início a uma nova etapa na reorganização do seu setor elétrico. Segundo informações divulgadas na sexta-feira, 27 de fevereiro, pelo jornal The New Dawn, as autoridades lançaram um workshop de análise dedicado às causas estruturais das disfunções do sistema energético nacional.

A iniciativa é realizada em parceria com a Millennium Challenge Corporation (MCC), agência americana de cooperação para o desenvolvimento. O objetivo dos trabalhos é identificar as principais restrições que dificultam o desempenho do setor, nomeadamente os custos elevados da eletricidade, as fragilidades das infraestruturas e os desafios de governança.

As conclusões deste workshop deverão servir para preparar um eventual segundo programa de cooperação, denominado Compact II, entre Monróvia e a MCC, após o primeiro programa ter sido concluído em 2021.

As discussões reúnem representantes do governo, da companhia nacional de eletricidade e parceiros técnicos e financeiros. Os resultados destes encontros servirão de base para futuras decisões estratégicas.

Esta iniciativa ocorre num setor em transformação, mas sob pressão. Em novembro de 2025, a agência Ecofin reportou que a Libéria aumentou significativamente a participação das energias renováveis, que representam 33% do mix elétrico nacional. Estas contribuíram com 70% do crescimento da capacidade instalada desde 2015.

Contudo, a produção disponível continua limitada. Segundo dados divulgados pelo mesmo meio em setembro de 2025, a capacidade elétrica instalada do país atinge cerca de 126 MW. O país enfrenta défices de abastecimento que compensa com importações de eletricidade através da interconexão regional Costa do Marfim–Libéria–Serra Leoa–Guiné, um projeto regional de troca de eletricidade na África Ocidental.

Além disso, o quadro regulatório do setor melhorou. A Libéria ocupa a 9.ª posição entre 43 países africanos no Electricity Regulatory Index 2024 do Banco Africano de Desenvolvimento (BAD), com uma pontuação de 0,803, contra 0,628 em 2022.

Abdel-Latif Boureima

Na África do Sul, entre ambições renováveis e exigências de transição, o país enfrenta escolhas complexas que influenciam diretamente a estrutura do seu mix elétrico, ainda dominado pelo carvão.

Segundo o relatório «The Energy Tab», publicado em dezembro de 2025 pelo International Institute for Sustainable Development (IISD), os subsídios públicos aos combustíveis fósseis triplicaram desde 2018. Em 2025, estes subsídios atingiram cerca de 110 mil milhões de rands (aproximadamente 6 mil milhões de dólares), contra 37 mil milhões de rands (cerca de 2,8 mil milhões de dólares) em 2018, valores expressos em termos reais, ou seja, corrigidos da inflação.

Estas estimativas incluem transferências orçamentais diretas, benefícios fiscais e garantias públicas, abrangendo todos os mecanismos de apoio aos setores do carvão, petróleo e gás. Dentro deste contexto, o relatório identifica os apoios à Eskom, que produz a maior parte da eletricidade a partir do carvão, como a principal componente dos subsídios. O IISD destaca que os sucessivos resgates da empresa pública de eletricidade explicam grande parte do aumento registado.

Os resgates fazem parte de uma série de intervenções públicas realizadas nos últimos anos. Desde 2019, várias medidas financeiras foram aprovadas para assegurar a continuidade do fornecimento elétrico e estabilizar a situação financeira da Eskom. Além disso, o relatório considera também as isenções previstas na taxa de carbono introduzida em 2019, das quais beneficiam setores intensivos em energia, reduzindo o custo efetivo da taxa para as empresas.

Entre apoio aos fósseis e compromissos climáticos

O IISD indica ainda que os subsídios às energias renováveis representavam menos de 5% do montante destinado aos combustíveis fósseis em 2024. Esta avaliação surge num contexto em que a África do Sul formalizou compromissos climáticos internacionais, submetendo uma contribuição nacionalmente determinada no âmbito do Acordo de Paris, adotado em 2015 sob a égide das Nações Unidas, estabelecendo metas oficiais de redução de emissões de gases com efeito de estufa.

Várias decisões recentes vêm agora detalhar a trajetória energética nacional. O governo sul-africano aprovou o Integrated Resource Plan 2025 (IRP 2025), segundo nota informativa do Departamento de Comércio dos EUA em outubro de 2025, prevendo a adição de cerca de 11 270 MW de solar fotovoltaica e 7 340 MW de eólica até 2030, além de capacidades de armazenamento e produção a partir de gás.

Segundo informações da Agência Ecofin, em abril de 2024, o Plano Diretor de Energias Renováveis visa instalar até 5 GW de novas capacidades renováveis por ano até ao final da década. No plano institucional, o governo concluiu a primeira fase de consultas sobre objetivos setoriais de emissões, conforme comunicado oficial da SAnews em 2024, definindo a contribuição dos diferentes setores, incluindo o energético, para a redução das emissões nacionais.

Abdel-Latif Boureima

Na Nigéria, onde a rede elétrica continua fortemente dependente das centrais térmicas, a disponibilidade de gás natural condiciona diretamente a oferta de eletricidade.

O Nigerian Independent System Operator (NISO) anunciou, a 27 de fevereiro, que a produção média de eletricidade disponível no país se situa atualmente em cerca de 4 300 MW. Segundo o operador, esta queda deve-se sobretudo ao fornecimento insuficiente de gás destinado às centrais térmicas.

Os dados operacionais indicam que as centrais térmicas, que representam a parte dominante do mix elétrico nigeriano, necessitam de aproximadamente 1 629,75 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia para operar à capacidade máxima. Em 23 de fevereiro de 2026, o fornecimento real era de 692 milhões de pés cúbicos por dia, ou seja, menos de 43% das necessidades estimadas. Esta limitação leva à redução da energia distribuída às empresas de distribuição e impõe cortes programados para manter a estabilidade da rede.

Esta situação surge enquanto o governo federal anunciou, no final de janeiro, a primeira emissão obrigacionista de 501 mil milhões de nairas (368,5 milhões de dólares) no âmbito do Presidential Power Sector Debt Reduction Programme. Este mecanismo visa saldar os atrasados devidos aos produtores de eletricidade referentes ao período de 2015 a 2025.

Além disso, o gasoduto AKK (Ajaokuta–Kaduna–Kano), com 614 km de extensão e estimado em 2,8 mil milhões de dólares, deverá entrar em funcionamento em julho de 2026. Este projeto ligará os campos de gás do sul aos principais centros de consumo do centro e norte do país.

Enquanto a regularização da dívida não surte efeito, e apesar de reservas comprovadas estimadas em mais de 209 mil milhões de pés cúbicos, a Nigéria continua a enfrentar limitações no fornecimento doméstico de gás, afetando diretamente a produção elétrica, já muito aquém das necessidades mesmo em condições ótimas.

Abdoullah Diop

Bankable, meio de comunicação online especializado em notícias econômicas da República Democrática do Congo, publicará amanhã, 27 de fevereiro de 2026, uma entrevista exclusiva com Olivier Binyingo, presidente do conselho de administração da Kamoa Copper, joint venture que explora o complexo cuprífero Kamoa-Kakula, o maior do país.

Embora a empresa tenha entre seus acionistas o grupo chinês Zijin Mining (39,6%), o jurista exibe serenidade em relação à parceria estratégica entre a RDC e os Estados Unidos, que visa, entre outros objetivos, favorecer o investimento americano no setor de mineração congolesa.

"Independentemente de onde estejamos, a necessidade de minerais críticos estará presente. E, se quisermos alcançar os objetivos que estabelecemos como comunidade global, essa dinâmica é irreversível. (...) As necessidades de cobre e de minerais críticos superam as divisões geopolíticas", explica ele.

"Estamos caminhando para uma escassez estrutural de cobre. Portanto, a tendência de alta dos preços deve se confirmar e acelerar", afirma otimista aquele que, além de presidente da Kamoa Copper, é também vice-presidente responsável por assuntos públicos na Ivanhoe Mines, operadora do Kamoa-Kakula.

Na entrevista, Olivier Binyingo também aborda as consequências de dois eventos significativos que marcaram o projeto Kamoa-Kakula em 2025: o incidente sísmico e a entrada em operação da nova fundição.

Em maio de 2025, a Kamoa Copper relatou uma atividade sísmica subterrânea na mina de Kakula, o que levou a uma reorganização das operações. A empresa anunciou então a retomada da exploração subterrânea na parte oeste de Kakula em 7 de junho de 2025, ao mesmo tempo em que revisava suas perspectivas de produção para 2025, entre 370.000 e 420.000 toneladas de cobre. No final do ano, a nova fundição da empresa, com capacidade nominal de 500.000 toneladas de concentrado por ano, entrou em operação.

Para relembrar, o complexo mineiro de Kamoa-Kakula é detido em 39,6% pela Ivanhoe Mines, 39,6% pelo grupo chinês Zijin Mining, 20% pelo Estado congolês e 0,8% pela Crystal River Global Limited.

Pierre Mukoko

A introdução em Bolsa da Sonangol tem sido discutida há anos pelas autoridades angolanas, mas o projeto não avançou devido a atrasos relacionados com a reestruturação necessária da empresa e com as reformas econômicas em andamento, entre outros fatores.

Na Angola, a empresa pública de petróleo Sonangol mantém o rumo para sua entrada nos mercados financeiros. Em Luanda, durante uma coletiva de imprensa realizada na quarta-feira, 25 de fevereiro, a direção do grupo confirmou a continuidade dos preparativos para a sua introdução em Bolsa.

Diante dos jornalistas, Baltazar Miguel, membro do conselho de administração, afirmou que os trabalhos técnicos relacionados com a oferta pública inicial continuam. "Há muito trabalho em andamento para a introdução em Bolsa", disse o responsável.

Os líderes da empresa esclareceram que as equipes internas continuam a trabalhar nas exigências prévias para uma possível cotação. Em 2023, a introdução em Bolsa estava prevista para 2027. Simultaneamente, a companhia segue com a reestruturação iniciada nos últimos anos, com foco em suas atividades petrolíferas e ajustes estruturais já anunciados pelas autoridades.

Além disso, a direção confirmou a continuidade das operações de reestruturação financeira. De acordo com o relatório financeiro consolidado de 2024 da Sonangol, as dívidas financeiras do grupo, incluindo empréstimos de curto e longo prazo, somavam cerca de 4,12 bilhões de dólares em 31 de dezembro de 2024, contra cerca de 3,87 bilhões de dólares no ano anterior. O total de passivos consolidados atingia, por sua vez, cerca de 16,6 bilhões de dólares na mesma data.

A nova configuração do programa de privatização

O projeto de introdução em Bolsa da Sonangol faz parte de um plano mais amplo de privatização das empresas estatais (PROPRIV). Esse programa foi lançado pelo governo angolano em 2019 com o objetivo de reduzir sua presença na economia, atrair investimentos privados, gerar empregos e aumentar as receitas fiscais. Ele prevê a venda de participações ou ativos por meio de diversos mecanismos, incluindo ofertas públicas iniciais de ações (IPOs), leilões em bolsa e licitações públicas.

Inicialmente projetado para se estender até 2023, o PROPRIV foi prorrogado até 2026 por um decreto presidencial. Em 24 de fevereiro, a Comissão Interministerial do programa anunciou uma redução no número de ativos visados, de 49 para 10 empresas até o final do ano. A revisão concentra os esforços em setores estratégicos, como telecomunicações, bancos, mineração, aviação e mídia. Essa revisão marca uma nova etapa na implementação do programa.

A revisão da lista de ativos ocorreu enquanto alguns grandes grupos, incluindo a Sonangol, tiveram seus processos de privatização ajustados, sem um calendário definido anunciado.

Desde o lançamento do programa em 2019, o Estado angolano já iniciou a venda de 103 ativos públicos, por vendas diretas ou introduções em Bolsa. Durante o período de 2019 a 2024, essas operações representam cerca de um trilhão de kwanzas contratados (aproximadamente 1,04 bilhão de dólares), dos quais mais de 640 bilhões de kwanzas foram efetivamente recebidos, ou cerca de 664 milhões de dólares.

Abdel-Latif Boureima

no Gabão, enquanto o país busca estabilizar seus volumes em um contexto de maturação crescente de vários campos.

Um novo poço de petróleo começou a produção em alto-mar, no Gabão. Na terça-feira, 24 de fevereiro, a empresa americana Vaalco Energy divulgou informações sobre o início da produção do poço de desenvolvimento chamado Etame 15H-ST, localizado no campo offshore de Étame.

No início, este poço, perfurado em uma área já em exploração, produz cerca de 2.000 barris de petróleo por dia, segundo a empresa. A proporção de água extraída junto com o petróleo é estimada em 38%. A Vaalco esclarece que a parte do subsolo atravessada pela perfuração contém cerca de 250 metros de rochas impregnadas de petróleo.

A operação faz parte de um programa maior no campo de Étame, que visa apoiar a produção deste site offshore. Em 2025, a Vaalco Energy registrou uma produção média de cerca de 14.300 barris equivalentes de petróleo por dia em seus ativos no Gabão, de acordo com a atualização operacional divulgada em janeiro de 2026. Em 2024, a produção da concessão Etame Marin estava em torno de 19.000 barris de petróleo por dia, conforme os dados fornecidos pela empresa em seus relatórios anuais.

Paralelamente, um segundo poço está sendo perfurado em outra parte do campo chamada West Etame. De acordo com a empresa, os estudos realizados antes da perfuração indicam uma probabilidade de sucesso estimada em 57%. A Vaalco Energy detém 63,6% de participação operadora na concessão Etame Marin.

Esse desenvolvimento ocorre em um contexto em que o Gabão explora principalmente campos descobertos há várias décadas. A concessão Etame Marin produz petróleo desde o início dos anos 2000.

De acordo com o Boletim Estatístico Anual 2024 da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a produção média de petróleo bruto do Gabão foi de cerca de 216.000 barris por dia em janeiro de 2026. Os dados históricos divulgados pela OPEP indicam que a produção do Gabão ultrapassava 350.000 barris por dia no meio dos anos 1990.

Como reportado pela Agence Ecofin em março de 2025, a Vaalco visa uma produção de petróleo de 30.000 b/d até o final deste ano. De acordo com as hipóteses econômicas da Global Data, cerca de 90% das reservas totais do campo de petróleo Etame já foram recuperadas. A produção deve continuar até que o campo atinja seu limite de rentabilidade em 2029.

Abdel-Latif Boureima

Este dossier ilustra como um ativo energético importante se tornou uma ferramenta estratégica na interseção entre finanças, sanções e diplomacia internacional.

O Office of Foreign Assets Control (OFAC), o órgão americano responsável pela aplicação de sanções, prorrogou o prazo para finalizar a venda do portfólio internacional da Lukoil, estimado em cerca de 22 bilhões de dólares, de 28 de fevereiro para 1º de abril.

Essa decisão ocorre enquanto as discussões entre os Estados Unidos, a Rússia e a Ucrânia ainda não resultaram em um avanço diplomático, apesar de vários ciclos de encontros realizados recentemente em Genebra, Abu Dhabi e Miami.

Desde a imposição de sanções americanas em outubro contra os principais produtores de petróleo russos, a venda dos ativos estrangeiros da Lukoil tem sido rigorosamente supervisionada pelas autoridades americanas. Segundo várias fontes, Washington intencionalmente desacelerou o processo para manter uma alavanca nas negociações sobre a Ucrânia.

As condições impostas pelo Tesouro são rigorosas: a Lukoil não pode receber nenhum pagamento imediato, e todos os fundos provenientes da venda devem ser depositados em uma conta congelada sob jurisdição americana, para evitar que esses recursos possam ser usados para financiar o esforço militar russo.

O portfólio em questão inclui campos de petróleo, refinarias e redes de postos de combustíveis na Europa, África, Oriente Médio e América Latina. O processo atraiu o interesse de vários atores, tanto da indústria do petróleo quanto de capital privado. Ao final, o fundo americano Carlyle Group foi selecionado para adquirir esses ativos, à frente de gigantes como ExxonMobil e Chevron, apoiados por investidores privados e soberanos do Golfo.

A venda forçada dos ativos internacionais da Lukoil adquiriu uma dimensão política. Ela agora faz parte de um contexto mais amplo de discussões sobre uma possível resolução do conflito na Ucrânia, onde as sanções ao setor energético russo estão entre os temas abordados.

O dossier é acompanhado de perto pela Casa Branca, pelo Departamento de Estado e pelo Tesouro dos Estados Unidos, com uma maior implicação dos mais altos responsáveis. Para a administração americana, o objetivo é manter uma pressão financeira sobre Moscou, enquanto conserva uma ferramenta de negociação adaptável à evolução das discussões diplomáticas.

A venda dos ativos internacionais da Lukoil poderia, em teoria, ser concluída independentemente de um acordo de paz. No entanto, os adiamentos sucessivos mostram que o seu cronograma depende tanto dos equilíbrios políticos quanto das negociações comerciais. Um novo prazo foi estabelecido para 1º de abril, enquanto um próximo ciclo de negociações é aguardado para março. Portanto, a finalização da operação dependerá menos da capacidade do Carlyle de fechar o negócio com a Lukoil e mais da evolução do equilíbrio de forças entre Washington, Moscou e Kiev.

Olivier de Souza

O projeto de gás Coral Norte é uma das iniciativas voltadas para a exploração dos recursos de gás natural do Moçambique, identificados na bacia offshore de Rovuma. A Technip Energies já havia conquistado um contrato para esse projeto.

O grupo francês Technip Energies anunciou, em 24 de fevereiro, que venceu um "contrato significativo" no projeto de gás Coral Norte, no Moçambique. O projeto está em desenvolvimento no bloco Área 4 da bacia de Rovuma, ao largo de Cabo Delgado.

A informação foi divulgada em um comunicado publicado no mesmo dia no site oficial da empresa. O documento especifica que o contrato abrange atividades de engenharia, fornecimento de equipamentos e preparação para a integração da unidade flutuante.

Esse novo contrato segue o primeiro contrato que envolvia trabalhos preliminares já iniciados no Coral Norte. O comunicado também menciona que a Technip Energies fará parte de um consórcio composto pela JGC Corporation e Samsung Heavy Industries.

O comunicado não especifica o valor do contrato concedido. Ele revela que o contrato foi atribuído pela Mozambique Rovuma Venture (MRV), a joint venture responsável pelo desenvolvimento do bloco Área 4, que é controlada pela operadora italiana Eni, com seus parceiros ExxonMobil e CNPC.

O comunicado recorda que o Coral Norte será uma unidade flutuante de liquefação de gás natural (FLNG), destinada a ser instalada ao largo do Moçambique, na bacia de Rovuma. A instalação será baseada em um conceito semelhante ao do Coral Sul FLNG, que entrou em operação em 2022 no mesmo bloco.

Em um comunicado distinto, publicado em janeiro de 2026, a Technip Energies havia anunciado a flotação do casco do FLNG Coral Norte no estaleiro de Geoje, na Coreia do Sul. Essa operação antecede a integração dos módulos superiores.

Segunda fase do desenvolvimento do campo Coral, o projeto de gás Coral Norte acelerou nos últimos meses. Após a decisão final de investimento (FID) tomada em outubro de 2025, que validou um projeto de 7,2 bilhões de dólares, o consórcio iniciou a construção da unidade flutuante, com uma capacidade de produção prevista de 3,55 milhões de toneladas de GNL por ano, e com entrada em operação prevista para 2028.

Abdel-Latif Boureima

Atuando como um player importante na indústria petrolífera da Guiné Equatorial, a Panoro Energy tem ampliado, nos últimos anos, sua presença no país, particularmente com os blocos offshore EG-01 e EG-23.

A empresa Panoro Energy, com sede na Noruega, anunciou na terça-feira, 24 de fevereiro, a conclusão de um acordo definitivo com a Kosmos Energy para aumentar sua participação no bloco petrolífero offshore G. A operação envolve a aquisição da subsidiária da Kosmos, que detinha 40,375% de interesse não-operado neste bloco.

Até então, a Panoro detinha 14,25% de participação neste bloco, que inclui os ativos produtores de petróleo Ceiba e Okume Complex. Após a transação, a participação da Panoro atingirá 54,625%, superando a Trident Energy (40,375%), operadora do bloco, enquanto a empresa nacional GEPetrol manterá uma participação de 5%.

A transação terá efeito econômico retroativo a 1º de janeiro de 2025, e sua finalização é aguardada para o terceiro trimestre de 2026, sujeita às condições habituais de fechamento, incluindo a autorização da Comunidade Econômica e Monetária da África Central (CEMAC).

Segundo a Panoro, o preço inicial acordado é de 180 milhões de dólares. Um pagamento diferido de até 39,5 milhões de dólares poderá ser adicionado, condicionado ao cumprimento de certos limites de produção e preços do petróleo entre 2027 e 2029. A operação adiciona cerca de 46 milhões de barris de reservas provadas e prováveis (2P) e 29 milhões de barris de recursos contingentes (2C).

A produção líquida associada à participação adquirida deverá atingir 8.271 barris por dia em 2025. Com base nisso, a empresa prevê atingir uma produção líquida de 20.000 barris por dia em 2027.

Financiamento da operação

Para financiar a transação, a empresa lançou uma oferta privada de cerca de 20 milhões de novas ações. Além disso, a Panoro planeja levantar 150 milhões de dólares adicionais por meio de um empréstimo obrigacionista garantido, contratado anteriormente.

Presença reforçada além do bloco offshore G

Antes de aumentar sua participação no bloco G, a Panoro Energy já havia consolidado sua presença contratual no país. Em fevereiro de 2023, a empresa assinou um contrato de partilha de produção com o Estado para o bloco offshore EG-01. De acordo com a comunicação oficial da empresa, este acordo garante à Panoro uma participação de 56% e o papel de operador nesse bloco, localizado próximo aos blocos G e S.

Esse movimento foi seguido por outra ação em 2024. Em abril, a Panoro oficializou um acordo de princípio com o Estado sobre o bloco offshore EG-23. Poucos meses depois, em novembro de 2024, um contrato de partilha de produção foi assinado. Este bloco cobre cerca de 600 km². Segundo as informações fornecidas no momento da assinatura, a Panoro detém 80% de participação, ao lado da companhia nacional GEPetrol. As autoridades indicaram que 19 poços foram perfurados no passado, resultando em sete descobertas de hidrocarbonetos.

Abdel-Latif Boureima

A Eritreia enfrenta restrições estruturais no acesso à eletricidade. A exploração de seu potencial solar é um dos alavancadores identificados para melhorar a cobertura energética no país.

A Eritreia está implementando um projeto de mini-rede solar de 34 megawatts (MW) na região de Gash Barka, com o objetivo de melhorar o acesso a eletricidade limpa e confiável no sudoeste do país. O projeto contará com um financiamento de 58 milhões de dólares aprovado em 18 de fevereiro pela Banco Africano de Desenvolvimento (BAD).

Esse financiamento é composto por 37,3 milhões de dólares provenientes do Fundo Africano de Desenvolvimento e 20,7 milhões de dólares da Facilidade de Apoio à Transição. A usina solar abastecerá as cidades de Tesseney, Kerkebet e Barentu, bem como suas áreas circundantes.

O projeto também prevê a construção ou modernização de 542 quilômetros de linhas de distribuição para ampliar a cobertura elétrica local. De acordo com estimativas fornecidas pela BAD, o projeto beneficiará cerca de 306.000 pessoas. A melhoria do acesso à eletricidade visa principalmente o bombeamento de água potável, irrigação agrícola e o desenvolvimento de pequenas empresas locais.

O acesso à eletricidade continua sendo um desafio estrutural para a Eritreia. De acordo com os dados de 2023 do Banco Mundial, publicados em sua base estatística mundial de energia, a taxa de acesso à eletricidade era de aproximadamente 54,4% da população, um nível inferior à média mundial estimada em 91% no mesmo ano.

Nesse contexto, a Eritreia se beneficia do programa regional "Desert to Power" lançado em 2018 pela BAD. Este programa visa desenvolver 10 gigawatts de capacidade solar e fornecer eletricidade para 250 milhões de pessoas em 11 países da África até 2030, na região do Sahel ampliado.

No entanto, uma análise publicada em 2023 pelo think tank Energy for Growth Hub destaca que a concretização das ambições do Desert to Power dependerá fortemente de reformas regulatórias, mobilização de capital privado e viabilidade dos modelos econômicos nos países participantes.

Abdel-Latif Boureima