En Égypte, o desenvolvimento das capacidades de energias renováveis apoia-se frequentemente no financiamento estruturado de instituições internacionais como o BERD ou o BAD, cuja recente parceria ocorre num contexto de aceleração dos investimentos em energias renováveis no Norte de África.

O Banco Africano de Desenvolvimento (BAD) anunciou, num comunicado publicado na sexta-feira, 17 de abril, a conclusão da sua primeira operação conjunta com a ILX Management, uma sociedade gestora de ativos sediada em Amesterdão. No âmbito desta parceria, a ILX investe 40 milhões de dólares num empréstimo de 140 milhões, estruturado pelo BAD e destinado a financiar um projeto eólico de 1,1 GW no Egito.

O modelo financeiro baseia-se num mecanismo de “funded risk participation”, um sistema em que o banco financiador se associa a um parceiro financeiro para partilhar tanto o financiamento como o risco de incumprimento. Neste caso, a ILX assume parte do financiamento e da exposição associada ao empréstimo inicialmente organizado pelo BAD. Este esquema permite atrair investidores institucionais, nomeadamente fundos de pensões europeus, para projetos de infraestrutura complexos.

Mobilizar o setor privado na transição energética

Este financiamento marca a primeira concretização de uma parceria assinada em 2023 entre o BAD e a ILX Management. O objetivo é financiar operações não soberanas alinhadas com metas climáticas.

O projeto em causa corresponde ao parque eólico de Suez, com uma capacidade de 1,1 GW, para o qual o BAD tinha aprovado, em dezembro de 2024, um financiamento de até 170 milhões de dólares. Desenvolvida pela ACWA Power ao longo do golfo de Suez, esta infraestrutura é apresentada como uma das maiores instalações eólicas do país. Baseia-se num contrato de compra de energia de 25 anos com a empresa pública Egyptian Electricity Transmission Company (EETC), garantindo a venda da produção a longo prazo.

«O setor privado é um catalisador indispensável do crescimento africano; sem a sua integração, o desenvolvimento sustentável e inclusivo continua fora de alcance. Por conseguinte, o Banco Africano de Desenvolvimento dá prioridade à mobilização do investimento privado como pilar essencial para colmatar os défices significativos de financiamento do continente», recordou o presidente do BAD, Dr. Sidi Ould Tah.

Segundo a instituição, o investimento contribui para reduzir a dependência do país em combustíveis fósseis, em particular o gás natural, e para limitar as importações de energia. Insere-se assim na estratégia egípcia que visa atingir 42% de energias renováveis no mix elétrico até 2030 e 60% até 2040, segundo o State Information Service (SIS) egípcio.

Abdoullah Diop

Há alguns anos, a BP tinha deixado a Argélia após a venda dos seus ativos à Eni. A transação respondia, na altura, à implementação da sua estratégia de baixo carbono. Uma política que evoluiu desde então.

A multinacional BP marca o seu regresso à Argélia, onde lhe foi atribuído pela Agência Nacional para a Valorização dos Recursos em Hidrocarbonetos (ALNAFT) um permiso de prospeção de hidrocarbonetos na bacia oriental. A informação, tornada pública na quarta-feira, 15 de abril, pela instituição, insere-se no âmbito da sua política de relançamento da exploração.

A área em causa situa-se numa zona do leste do país considerada pouco explorada, apesar do seu potencial. A BP poderá aí lançar as suas primeiras operações de prospeção no terreno, incluindo a aquisição e interpretação de dados geológicos e geofísicos.

Estas incluem nomeadamente campanhas de levantamentos sísmicos para melhor identificar os recursos presentes no subsolo. Este enquadramento jurídico não autoriza, nesta fase, operações de perfuração nem de produção. Corresponde a uma fase inicial do ciclo petrolífero, cujo objetivo é reduzir as incertezas geológicas antes de qualquer decisão de exploração mais avançada.

A atribuição desta licença à gigante petrolífera britânica insere-se na aplicação da lei dos hidrocarbonetos, adotada em 2019. Este dispositivo prevê mecanismos destinados a incentivar o investimento na exploração, em particular em zonas onde o conhecimento geológico é considerado insuficiente.

Regresso da BP à Argélia menos de 5 anos após a sua saída

A obtenção deste novo permiso pela BP marca sobretudo o seu regresso à Argélia menos de 5 anos após ter deixado o país. Em setembro de 2022, a multinacional tinha anunciado a intenção de ceder as suas atividades na Argélia, incluindo na altura 33,15% de participação no projeto de gás In Salah e 45,89% no projeto de gás In Amenas, à multinacional italiana Eni.

A operação, concluída em fevereiro de 2023, pôs fim a cerca de 30 anos de presença operacional no país. Esta decisão enquadrava-se então na política de reorganização do portefólio de ativos da empresa a nível mundial, liderada pelo ex-presidente Bernard Looney.

O grupo indicava estar a concentrar as suas operações nos ativos considerados mais rentáveis. Na mesma lógica, simplificou o seu portefólio upstream e realocou capitais para zonas consideradas prioritárias, bem como para investimentos ligados à transição energética.

Uma viragem estratégica centrada na exploração e produção

Desde a venda dos seus ativos na Argélia, a estratégia da BP conheceu uma mudança significativa. Esta evolução, frequentemente designada como «Reset BP», foi iniciada em 2024 e apresentada pelo grupo em fevereiro de 2025. A empresa aumentou os seus investimentos na exploração e produção de hidrocarbonetos. Os investimentos anuais dedicados às atividades upstream foram assim elevados para cerca de 10 mil milhões de dólares, um aumento de cerca de 20% face ao plano anterior.

Ao mesmo tempo, segundo a mesma comunicação estratégica, o grupo reduziu os seus investimentos em operações de baixo carbono. Os orçamentos destinados às energias renováveis, bioenergia e infraestruturas de carregamento foram reduzidos para entre 0,8 e 2 mil milhões de dólares por ano, contra cerca de 4 mil milhões anteriormente.

Esta reorientação é acompanhada por um ajustamento dos objetivos climáticos. A BP reviu em baixa algumas das suas ambições em matéria de emissões indiretas (Scope 3), centrando o seu discurso na segurança energética e na criação de valor. A reorganização está agora sob a direção da sua atual responsável, Meg O’Neill.

Abdel-Latif Boureima

África do Sul está a modernizar o seu parque de produção elétrica, ainda dependente de centrais a carvão envelhecidas. Com uma capacidade solar instalada de cerca de 10 GW, segundo dados da SAPVIA, o país continua a integrar novos projetos no âmbito do programa REIPPPP.

O parque solar de Doornhoek, situado na província do Noroeste da África do Sul, concluiu a sua entrada em operação e injeta agora toda a sua capacidade na rede nacional. Com uma potência de 120 MW, esta instalação desenvolvida pela AMEA Power, perto de Klerksdorp, está totalmente ligada ao sistema elétrico, segundo um comunicado publicado a 16 de abril pela Sineng Electric, fornecedora dos inversores do projeto.

A engenharia, o aprovisionamento e a construção foram assegurados pela Sterling & Wilson Renewable Energy, acrescenta a mesma fonte.

Uma produção anual estimada em mais de 325 GWh

Atribuído no âmbito do sexto concurso do programa sul-africano REIPPPP (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme), o projeto ocupa uma área de cerca de 200 hectares. Para equipar o local, a Sineng Electric forneceu e colocou em funcionamento 19 inversores centrais.

«Quando estiver totalmente operacional, a central solar de Doornhoek deverá produzir mais de 325 GWh de eletricidade limpa por ano, abastecendo cerca de 97 000 famílias e evitando aproximadamente 330 000 toneladas de emissões de CO₂», indica a empresa no seu comunicado.

Esta ligação à rede insere-se na expansão contínua da AMEA Power no continente. Segundo o seu «Relatório de Sustentabilidade 2024», publicado em outubro de 2025, o desenvolvedor e operador de projetos de energia sustentável concentra 77,5% do seu portefólio mundial em África, ou seja, 4,14 GW. Em abril de 2026, a MIGA assinou também com o grupo sediado no Dubai um acordo-quadro destinado a apoiar até 23 projetos renováveis, mobilizando mais de 1,65 mil milhões de dólares em investimentos, incluindo vários em África.

Doornhoek ilustra assim o crescente posicionamento da AMEA Power no mercado sul-africano, onde os produtores independentes continuam a desempenhar um papel central na expansão das capacidades renováveis.

Abdoullah Diop

Confrontado com o declínio dos seus campos petrolíferos e com uma forte dependência dos hidrocarbonetos, o Gabão vê as suas receitas a diminuir, enquanto o défice orçamental e a dívida pública pressionam as suas finanças.

O Gabão está a mobilizar receitas petrolíferas futuras para levantar 1 mil milhão de dólares. Na quarta-feira, 15 de abril, a empresa suíça Trafigura anunciou ter assinado um acordo de pré-financiamento com o Estado gabonês, no valor referido. A operação prevê a disponibilização imediata dos fundos, garantidos por entregas de petróleo bruto ao longo de um período de sete anos.

Em detalhe, a empresa indica que o financiamento será reembolsado através de cargas provenientes da parte da produção pertencente ao Estado, denominada “profit oil”. A Trafigura será o comprador exclusivo desses volumes, provenientes de vários blocos operados por diferentes empresas, durante toda a duração do contrato.

Paralelamente a este mecanismo, concebido para garantir uma base de produção diversificada, a Trafigura refere ter iniciado um processo de sindicalização para distribuir parte do financiamento por instituições financeiras internacionais, cujas identidades não foram divulgadas. Uma estrutura que visa alargar a base de financiamento da operação.

“O Governo regozija-se com o regresso significativo da Trafigura ao Gabão e agradece à empresa por este acordo que visa otimizar os recursos petrolíferos do país, reforçar as reservas de divisas do Banco Central e facilitar uma gestão mais ativa da tesouraria nacional”, declarou Thierry Minko, ministro da Economia, Finanças, Dívida e Participações do Estado da República do Gabão.

O Banco Mundial indica, num relatório publicado em setembro de 2025, que a produção petrolífera do país está em declínio, com uma queda de 2,1% em 2025 e uma redução que pode atingir 5,8% em 2026, devido ao envelhecimento dos campos produtores. A Coface confirma esta tendência e sublinha o impacto dos ativos maduros nas perspetivas económicas.

Uma atualização do portal Lloyds Bank Trade, cobrindo o período 2024-2026, mostra que o petróleo representa entre 40% e 50% das receitas fiscais e cerca de um terço do produto interno bruto do país.

Abdel-Latif Boureima

Enquanto a Namíbia importa entre 60% e 70% da sua eletricidade de países vizinhos como a Zâmbia, a África do Sul e o Zimbabué, o projeto de interligação ANNA representa uma nova etapa na sua estratégia de segurança do abastecimento energético.

Angola e a Namíbia estabeleceram as bases jurídicas e técnicas de um projeto de linha de alta tensão destinado a ligar as suas redes elétricas. Esta iniciativa, que alcançou um marco decisivo na terça-feira, 14 de abril, em Luanda, visa reforçar a segurança energética da região.

Nesta ocasião, os operadores NamPower e RNT-EP assinaram dois acordos relativos ao desenvolvimento do projeto de interligação Angola-Namíbia (ANNA), incluindo um protocolo conjunto de desenvolvimento e um contrato bilateral de compra de eletricidade que enquadra a sua implementação técnica, institucional e comercial.

Um projeto-chave para garantir o abastecimento da Namíbia

O projeto prevê a construção de uma linha de transporte de 166 km em 400 kV entre os postos de Kunene, na Namíbia, e Cahama, em Angola, com 30 km em território namibiano. Inclui também equipamentos de transformação no posto de Kunene, bem como um troço adicional de 270 km entre Omatando e Otjikoto.

O custo total do projeto está estimado em 941 milhões de dólares namibianos, ou cerca de 57,5 milhões de dólares norte-americanos. O governo da Namíbia aprovou o recurso ao financiamento através do National Energy Fund para cobrir a sua parte dos custos de capital, enquanto as modalidades de financiamento do lado angolano não foram especificadas.

Um elo de uma integração regional mais ampla

Segundo a NamPower, esta infraestrutura deverá permitir a criação de um corredor de transporte de eletricidade entre os dois países e ligar a RNT-EP ao Southern African Power Pool (SAPP).

“O projeto ANNA oferece-nos a oportunidade de otimizar e partilhar de forma mais eficiente os nossos recursos energéticos respetivos, respondendo assim às necessidades em constante evolução do Southern African Power Pool (SAPP) e contribuindo para a segurança energética regional”, afirmou Kahenge Haulofu, diretor-geral da NamPower.

Prevista para 2029, esta interligação insere-se numa dinâmica mais ampla de integração dos mercados elétricos africanos. Na África Austral, em particular, o SAPP já constitui um dos mecanismos mais avançados de trocas transfronteiriças, enquanto outras regiões, como a África Oriental, aceleram a criação de mercados regionais para reforçar a segurança energética e facilitar as trocas de eletricidade.

Abdoullah Diop

Apoiado neste projeto, os dois países pretendem melhorar o abastecimento de eletricidade e a integração regional na África Austral.

A Namíbia e Angola assinaram dois acordos no valor total de 941 milhões de dólares namibianos (cerca de 57,48 milhões de dólares), destinados ao desenvolvimento de uma interligação elétrica transfronteiriça, segundo uma publicação da Namibia Mining and Energy na terça-feira, 14 de abril.

Os acordos foram celebrados entre as empresas públicas NamPower e a Rede Nacional de Transporte de Electricidade de Angola (RNT-EP): o primeiro diz respeito ao projeto de interligação elétrica Angola-Namíbia (ANNA), enquanto o segundo refere-se à compra de eletricidade.

O projeto ANNA prevê a construção de uma linha de 166 quilómetros, com capacidade de 400 kV, ligando o posto de Kunene, na Namíbia, ao de Cahama, em Angola, dos quais 30 quilómetros em território namibiano. O projeto incluirá ainda baias de ligação, infraestruturas de transformação e um compensador estático de potência reativa em Kunene.

Esta infraestrutura permitirá que Angola se conecte ao Southern African Power Pool (SAPP) como membro operador. O projeto deverá ser concluído até 2029.

“Perante a crescente procura de energia na região da SADC e as persistentes limitações de abastecimento, este projeto oferece uma solução concreta e inovadora. O projeto ANNA permite otimizar e partilhar de forma mais eficiente os nossos recursos energéticos respetivos”, declarou o diretor-geral da NamPower, Kahenge Haulofu, citado pela Namibia Mining and Energy.

A Namíbia enfrenta um défice energético crónico: o país ainda não conseguiu garantir o acesso universal à eletricidade, estimado em 59,5% em 2023, segundo um relatório do National Energy Compact for Namibia. Possui algumas das tarifas de eletricidade mais elevadas de África. O país produz apenas cerca de metade da eletricidade de que necessita e depende fortemente de importações, sobretudo da África do Sul e da Zâmbia. Além disso, a produção nacional é dominada pela hidroeletricidade e pela energia solar.

Por sua vez, Angola, apesar do seu enorme potencial em recursos energéticos (petróleo, hidroeletricidade, solar), enfrenta desafios significativos em termos de acesso, fiabilidade e transição sustentável. Segundo dados do Banco Mundial, 51,1% da população tinha acesso à eletricidade em 2023.

Respostas estruturais aos desafios energéticos

A Namíbia dispõe de um potencial excecional em energias renováveis, especialmente solar e eólica, entre os mais elevados do mundo. O país comprometeu-se a aumentar a participação das energias renováveis no seu mix energético de 54% para 70% até 2030.

Angola promulgou, em janeiro de 2025, uma lei da eletricidade que marca um passo importante rumo à liberalização do setor elétrico nacional. A nova legislação visa atrair investimento privado, melhorar a eficiência operacional e apoiar a transição energética.

O diretor-geral da NamPower anunciou ainda a construção de uma linha adicional de transporte com 270 quilómetros entre as subestações de Omatando e Otjikoto, para reforçar a interligação e criar um corredor energético entre os dois países.

Lydie Mobio

Nos últimos anos, vários depósitos de hidrocarbonetos foram identificados ao largo das costas da Namíbia. Embora estes se concentrem no bassin de Orange, que atraiu numerosas multinacionais, esta zona de interesse não é a única a suscitar o entusiasmo das empresas estrangeiras.

À semelhança de outras multinacionais já ativas no país, como a TotalEnergies e a Chevron, a British Petroleum está a entrar na exploração petrolífera na Namíbia. Na segunda-feira, 13 de abril, a multinacional britânica anunciou ter adquirido uma participação maioritária em três blocos situados no bassin de Walvis, ao largo da costa do país.

Em detalhe, a empresa britânica adquiriu 60% dos interesses nas licenças de exploração petrolífera (PEL) 97, 99 e 100. Segundo os termos do acordo assinado com os parceiros dos blocos, nomeadamente a Eco (Atlantic) Oil & Gas, a empresa pública NAMCOR e a Azinam, a BP passará a ser operadora dos locais.

Esta operação marca uma nova implantação da BP num bassin ainda pouco explorado. No final da transação, que depende nomeadamente da obtenção das aprovações necessárias, a empresa deterá 60% de participação nestes três perímetros, à frente da Eco (Atlantic) Oil & Gas (20%), da NAMCOR (10%) e da Azinam (10%).

A BP enquadra esta transação na estratégia de desenvolvimento do seu portefólio de upstream. Segundo a empresa, estas licenças oferecem acesso a recursos potenciais numa zona considerada promissora. Indica ainda a intenção de reforçar a sua presença em bacias de exploração emergentes, recorrendo a parcerias locais.

A operação permanece sujeita às aprovações necessárias. Uma vez obtidas, a BP prevê iniciar os trabalhos de exploração nos blocos em causa. Estas atividades visam avaliar o potencial em hidrocarbonetos dos blocos, com base na análise de dados geológicos e sísmicos existentes.

Uma crescente importância dos atores petrolíferos na Namíbia

A entrada da BP como operadora na Namíbia ocorre num contexto de crescente dinamização das atividades de exploração no país. Com esta operação, a multinacional torna-se pela primeira vez operadora na Namíbia, onde já estava presente através da joint-venture Azule Energy, envolvendo a italiana Eni.

Gordon Birrell, responsável pela exploração e produção da empresa, sublinha que «a Namíbia suscita um interesse crescente da indústria» e refere bacias ainda pouco exploradas que oferecem potencial de crescimento a longo prazo.

Esta dinâmica apoia-se em várias descobertas recentes no país. Num comunicado publicado em 2025, a BP anunciou uma descoberta de gás e condensados no poço Volans-1X no bassin de Orange, apresentada como a terceira realizada nesse ano pela Azule Energy. Esta última indica, num relatório publicado em abril de 2025, ter identificado hidrocarbonetos no poço Capricornus-1X, com volumes considerados significativos (11 000 b/d) durante os testes.

A nível nacional, as autoridades namibianas visam uma primeira produção petrolífera até 2030. Segundo uma declaração de Maggy Shino, comissária do Petróleo do Ministério das Minas e Energia da Namíbia, divulgada em abril de 2025, este objetivo continua a ser central na estratégia energética do país.

Abdel-Latif Boureima

Esta operação inédita no setor da energia na Costa do Marfim e na zona da UEMOA constitui a primeira emissão de obrigações verdes totalmente estruturada e financiada por instituições africanas.

A Africa Finance Corporation (AFC), um dos principais fornecedores de soluções de infraestruturas do continente, anunciou, na terça-feira, 14 de abril, ter desembolsado 43 milhões de euros para a obrigação verde Poro Power, de um total de 65 milhões de euros (76,6 milhões de dólares).

Este desembolso permite concluir a primeira obrigação verde de financiamento de projetos no setor da energia na Costa do Marfim e no seio da União Económica e Monetária da África Ocidental (UEMOA).

Liderada pela AFC enquanto subscritora principal e co-organizadora, a operação servirá para financiar a construção de uma central solar de 66 megawatts na região de Korhogo, no norte do país. O projeto, desenvolvido pela Poro Power, deverá entrar em funcionamento em 2027.

A longo prazo, a infraestrutura deverá fornecer eletricidade a mais de 100 000 agregados familiares e evitar mais de 72 000 toneladas de emissões de CO₂ por ano. A central contribuirá assim para o objetivo nacional de aumentar para 45% a quota de energias renováveis no mix energético até 2030.

Uma procura energética em forte crescimento

Num contexto de forte crescimento da procura, o consumo de eletricidade na Costa do Marfim aumenta cerca de 10% por ano, impulsionado pela dinâmica económica e demográfica. Perante esta pressão, as autoridades apostam na diversificação do mix energético. Para além das energias renováveis, o país explora a opção nuclear, nomeadamente através de pequenos reatores modulares (SMR), para garantir o abastecimento a longo prazo.

Nesta perspetiva, o Plano Diretor de Produção-Transporte 2022-2040 prevê um aumento da capacidade instalada, de 5 127 MW em 2030 para 8 604 MW em 2040, mantendo o objetivo de 45% de energias renováveis.

Um financiamento liderado por atores africanos

Um dos aspetos mais marcantes desta primeira emissão de obrigações verdes no setor da energia na zona da UEMOA é o facto de ter sido concebida e financiada exclusivamente por instituições africanas.

«Esta transação histórica demonstra a crescente capacidade das instituições africanas de mobilizar capital e conhecimento técnico nacional para concretizar projetos estruturantes de infraestruturas. Não só contribuímos para colmatar o défice de infraestruturas, como também criamos modelos de financiamento locais, adaptáveis e replicáveis em todo o continente», afirmou Samaila Zubairu, presidente executivo da AFC.

Com esta operação, a AFC reforça a sua presença na Costa do Marfim, onde já financiou projetos como a ponte Henri Konan Bédié (1,5 km), em Abidjan, e a central hidroelétrica de Singrobo-Ahouaty (44 MW), a primeira central hidroelétrica privada da Costa do Marfim.

SG

O negociador petrolífero Vitol, sediado na Suíça, está ativo na África do Sul desde que assumiu o controlo total da Vivo Energy em 2022. O grupo posicionou-se como um ator-chave no abastecimento energético do país.

A Vivo Energy, filial do negociador petrolífero Vitol na África do Sul, anunciou que pretende investir 130 milhões de dólares para reforçar as suas capacidades de armazenamento de combustíveis em Durban, na África do Sul. O anúncio foi feito na terça-feira, 14 de abril, por George Roberts, diretor executivo da empresa, durante a South African Investment Conference.

No detalhe, a Vivo Energy indica que este montante permitirá converter antigos reservatórios resultantes das atividades de refinação em capacidade de armazenamento. As instalações deste porto essencial estão destinadas a receber diferentes produtos petrolíferos, nomeadamente gasóleo, gasolina e combustível de aviação.

Segundo Roberts, a empresa está a trabalhar para duplicar a capacidade de armazenamento atual, atingindo um total de 500 000 m³. A entrada em funcionamento destas novas capacidades, prevista entre o 3.º trimestre de 2026 e 2027, permitirá “aumentar os níveis de reservas no país”, garantindo assim stocks suficientes para mais 20 a 25 dias em caso de perturbações no abastecimento. Segundo o responsável, a concretização do projeto implica também a reabilitação de um terminal de receção de produtos petrolíferos localizado em Island View.

Um ator que reforça a sua presença logística em África

Controlada a 100% pelo negociador Vitol desde 2022, a Vivo Energy opera mais de 4 000 estações de serviço em África. O grupo comercializa as marcas Shell (exceto na África do Sul) e Engen no mercado sul-africano.

A empresa procura reforçar progressivamente as suas infraestruturas de armazenamento e distribuição em vários mercados africanos, com investimentos nos seus depósitos no Uganda, Tanzânia e Moçambique. Desenvolve também projetos na Costa do Marfim, no Senegal e em Marrocos.

Durban desempenha um papel central nesta estratégia. Segundo um artigo publicado pela Bloomberg a 14 de abril, a zona de Island View constitui um dos principais polos petroquímicos do país. A Vivo Energy e a Vitol estão a intensificar iniciativas numa área onde também se desenvolvem infraestruturas energéticas associadas, nomeadamente no setor do gás.

Abdel-Latif Boureima

O projeto deverá permitir ao país da África Austral, que atualmente importa a totalidade das suas necessidades em produtos refinados, realizar poupanças substanciais e acelerar o seu desenvolvimento industrial.

A Zâmbia lançou, na sexta-feira, 10 de abril, as obras de construção de uma refinaria de petróleo no valor de 1,1 mil milhões de dólares, com o objetivo de cobrir o consumo interno e apoiar o desenvolvimento da sua indústria.

A refinaria, que será instalada na cidade de Ndola, um importante polo industrial e mineiro situado na província da Copperbelt, perto da fronteira com a República Democrática do Congo, será desenvolvida pela Zambia Petrochemical Energy Company (ZPEC), uma joint-venture detida pela chinesa Fujian Xiang Xin Corporation e pela Industrial Development Corporation (IDC), agência zambiana responsável pelo desenvolvimento industrial.

As obras deverão estar concluídas antes do final de 2028. A fase de construção deverá gerar mais de 2.200 empregos, enquanto mais de 600 empregos diretos e mais de 2.000 empregos indiretos serão criados quando a refinaria estiver operacional. Numa intervenção durante a cerimónia de lançamento da primeira pedra, o ministro da Energia, Makozo Chikote, precisou que a unidade terá uma capacidade de processamento de 3 milhões de toneladas por ano, ou cerca de 60.000 barris por dia, e deverá apoiar setores-chave como a mineração e outras indústrias com elevado consumo de combustível.

Estes volumes deverão ser suficientes para satisfazer a totalidade da procura atual de combustíveis do país. Num comunicado divulgado após a assinatura do acordo com a Fujian Xiang Xin Corporation para o desenvolvimento da refinaria, o governo zambiano indicou ainda que a instalação poderá exportar parte da sua produção para países vizinhos a longo prazo.

Chikote acrescentou ainda que o complexo energético integrado incluirá atividades de enchimento de gás de petróleo liquefeito (GPL), produção de betume e mistura de lubrificantes, promovendo assim a criação de valor acrescentado e estimulando o desenvolvimento industrial. «O projeto transformador reflete a forte confiança dos investidores no ambiente de negócios favorável do país», declarou, apelando também aos promotores para que deem prioridade à transferência de competências e à formação de zambianos, de forma a desenvolver expertise local no setor petroquímico.

Em 2024, a Zâmbia importou 2,11 mil milhões de dólares em produtos petrolíferos refinados, segundo dados do Observatório da Complexidade Económica (OEC). Estes produtos, importados sobretudo de Singapura (426 milhões de dólares), da Tanzânia (387 milhões de dólares) e dos Emirados Árabes Unidos (335 milhões de dólares), representaram o principal peso na saída de divisas do país.

Walid Kéfi