Há vários anos, o grupo norte-americano ExxonMobil procura aumentar a sua produção de petróleo na Nigéria, após ter cedido ao grupo local Seplat Energy vários ativos considerados não essenciais no país.

A multinacional norte-americana ExxonMobil pretende investir até 24 mil milhões de dólares em projetos petrolíferos em águas profundas na Nigéria. A informação foi anunciada por Hunter Farris, vice-presidente responsável pelo offshore profundo, durante uma reunião realizada na quinta-feira, 9 de abril, em Abuja, perante a Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC).

Em detalhe, o grupo está a estudar vários projetos, com destaque para dois: o campo Bosi, no OML 133, e o projeto Owowo, que se estende pelos blocos OPL 223 e OML 139. O primeiro poderá mobilizar entre 15 e 16 mil milhões de dólares, com a instalação de uma nova unidade flutuante de produção e armazenamento (FPSO).

Quanto ao projeto Owowo, que contém cerca de mil milhões de barris de recursos em hidrocarbonetos, exigiria entre 7 e 8 mil milhões de dólares, segundo responsáveis da ExxonMobil. Uma decisão final de investimento (FID) poderá ocorrer no início de 2027, de acordo com Hunter Farris.

Em paralelo, o grupo prevê intervenções em instalações existentes associadas ao campo petrolífero convencional Erha. A empresa pretende prolongar a vida útil do campo e otimizar a capacidade de produção das suas infraestruturas.

Segundo dados da GlobalData, especializada em análise do setor energético, cerca de 73% das reservas recuperáveis totais deste campo já foram extraídas. De acordo com a mesma fonte, a produção, que atingiu cerca de 75 000 barris por dia em outubro de 2025, deverá continuar até que o campo atinja o seu limite de rentabilidade, estimado para 2046.

ExxonMobil procura aumentar a sua produção na Nigéria

Nos últimos anos, a ExxonMobil tem intensificado iniciativas para aumentar a sua produção de petróleo na Nigéria. Em setembro de 2023, a Agência Ecofin noticiou que o grupo pretende reforçar a produção de crude no país, apoiando-se sobretudo nas suas operações em águas profundas.

De facto, desde a conclusão, em dezembro de 2024, da venda da Mobil Producing Nigeria Unlimited, toda a produção da ExxonMobil na Nigéria provém de campos offshore, principalmente dos campos petrolíferos Erha e Usan.

Nos seus resultados anuais publicados no final de janeiro de 2026, a ExxonMobil indica produzir 142 000 barris de líquidos por dia em África. No entanto, este valor não especifica a quota correspondente à Nigéria. Durante uma reunião com a NUPRC, responsáveis da empresa referiram uma produção de cerca de 100 000 barris por dia no país.

Num comunicado publicado em maio de 2025, a NUPRC indicou que um investimento de 1,5 mil milhões de dólares da ExxonMobil visa relançar o campo Usan, enquanto decorrem trabalhos no campo Erha para manter a sua capacidade de produção.

Abdel-Latif Boureima

A Daystar Power continua a expandir o seu portefólio solar na Nigéria, impulsionada por uma procura crescente das indústrias por soluções energéticas mais fiáveis, face às limitações da rede elétrica e ao elevado custo do gasóleo.

Na Nigéria, o fabricante de latas de alumínio GZ Industries passou a recorrer à energia solar. Uma central fotovoltaica de 2,632 MW, colocada em funcionamento pela Daystar Power em Agbara, no estado de Ogun, abastece a sua fábrica. A informação, publicada no início de abril no LinkedIn, ilustra o recurso crescente das indústrias nigerianas a soluções energéticas autónomas.

Esta nova instalação eleva para 14,7 MW a capacidade solar acumulada pela empresa neste polo industrial nigeriano, onde já abastece oito clientes. O projeto inclui também a instalação de um sistema de armazenamento por baterias (BESS) com uma capacidade superior a 1,5 MWh, destinado a melhorar a gestão energética do local.

Um avanço estratégico para a Daystar

Subsidiária da petrolífera Shell, a Daystar insere-se agora numa lógica de expansão regional. A Daystar assinou recentemente um contrato com a Société de Ciment de Côte d’Ivoire (SC CI) para desenvolver uma central solar de 5,2 MWc no seu site industrial, após a entrada em funcionamento de um sistema solar de 4,3 MWc no Gana, em janeiro de 2024.

A evolução simultânea destas iniciativas mostra que, ao mesmo tempo que alarga a sua presença na África Ocidental, a Daystar continua a fazer da Nigéria o seu principal mercado de referência. Esta orientação sublinha também o papel fundamental da energia solar no apoio às indústrias em África, especialmente quando associada a soluções de armazenamento.

A energia solar descentralizada, motor da indústria?

Segundo a Daystar Power, a entrada em funcionamento desta central ilustra a crescente adoção da energia solar descentralizada nas zonas industriais, onde a procura por estabilidade energética se torna um fator central para a continuidade da produção. «Para os grandes industriais, a energia representa uma das principais despesas operacionais. A volatilidade dos preços do gasóleo, as flutuações da rede elétrica e os custos de manutenção podem ter um impacto direto no planeamento da produção e nas margens», indica a empresa no seu comunicado.

Para os industriais nigerianos, confrontados com falhas frequentes da rede e o aumento do custo do gasóleo, as soluções híbridas permitem garantir melhor o fornecimento de eletricidade, reduzindo as despesas operacionais e limitando o impacto ambiental das suas atividades.

Abdoullah Diop

África, apesar do seu peso demográfico, capta apenas uma parte marginal dos investimentos mundiais em energias limpas — cerca de 2%, segundo a AIE. Neste contexto, o acordo entre a MIGA e a AMEA Power visa eliminar um dos principais obstáculos ao desenvolvimento do setor: o acesso ao financiamento.

O Grupo Banco Mundial prepara-se para apoiar a mobilização de mais de 1,65 mil milhões de dólares em investimentos destinados a financiar projetos de energias renováveis em vários mercados emergentes. Para o efeito, a Agência Multilateral de Garantia de Investimentos (MIGA) anunciou, num comunicado publicado na quinta-feira, 9 de abril, a assinatura de um acordo-quadro com o promotor emiradense AMEA Power, com o objetivo de apoiar até 23 projetos em África, no Médio Oriente e na Ásia Central.

«Graças à nossa parceria com a MIGA, conseguimos mobilizar capital de forma eficiente, reduzir os riscos soberanos e políticos e acelerar a implementação de infraestruturas energéticas essenciais em grande escala. Este acordo-quadro representa uma proposta atrativa para os nossos novos investidores, ao combinar volume, diversificação e uma forte mitigação de riscos», afirmou Hussain Al Nowais, presidente da AMEA Power.

África no centro do financiamento

Em detalhe, o mecanismo prevê a concessão de garantias até 1,48 mil milhões de dólares, destinadas a assegurar o financiamento de instalações de energia renovável e de armazenamento em baterias, sob a forma de capital próprio, quase capital próprio e empréstimos de acionistas.

A primeira fase abrange nomeadamente a Costa do Marfim, Djibouti, Egito, África do Sul, Togo e Uganda. Segundo a agência de garantia, este portefólio deverá permitir a instalação de 2 766 MW de capacidade de produção e 2 729 MWh de armazenamento, com mais de 17 000 empregos diretos esperados durante a construção. Os montantes atribuídos a cada país não foram especificados. Este acordo marca também uma mudança de abordagem da MIGA, que passa de uma lógica de garantias “projeto a projeto” para uma abordagem “portefólio”, destinada a acelerar o processamento dos projetos.

No seu relatório «Financing Electricity Access in Africa», publicado em 2025, a Agência Internacional de Energia (AIE) destaca que as garantias desempenham um papel determinante no financiamento de projetos energéticos africanos, ao reduzir os riscos percebidos pelos credores e ao atrair capital privado para mercados ainda considerados frágeis.

Este tipo de mecanismo é particularmente estratégico para promotores como a AMEA Power, cujos vários projetos africanos ainda se encontram em fase de estruturação financeira. Em janeiro de 2026, a empresa anunciou, por exemplo, a progressão para o fecho financeiro de um parque eólico de 300 MW na Etiópia, um projeto de 620 milhões de dólares. O acordo assinado com a MIGA visa precisamente assegurar este tipo de investimentos a montante, acelerando a sua implementação simultânea em vários países.

Abdoullah Diop

O Nigéria abriga as primeiras reservas comprovadas de gás natural em África e uma das maiores reservas comprovadas de petróleo bruto do continente. A maximização da exploração destes recursos está no centro da política económica do país.

O Nigéria aumentou as suas reservas de gás natural em cerca de 5 triliões de pés cúbicos (Tcf) num ano, enquanto as suas reservas de petróleo e condensados se mantiveram estáveis, segundo informações da Nigerian Upstream Petroleum Regulatory Commission (NUPRC), citadas na terça-feira, 7 de abril.

Segundo a instituição, as reservas de gás atingiram 215,10 Tcf em 1 de janeiro, contra cerca de 210 Tcf um ano antes. No mesmo período, as reservas comprovadas de petróleo e condensados situaram-se em 37,01 mil milhões de barris (-0,74% num ano).

Para o regulador do setor petrolífero a montante, estas estimativas baseiam-se em dados fornecidos pelas empresas petrolíferas e gasíferas ativas no setor energético do país, posteriormente consolidados no âmbito das suas funções de controlo e avaliação.

No que diz respeito ao gás natural, o regulador atribui o aumento das reservas do país a novas descobertas. A instituição menciona também reavaliações técnicas dos volumes já existentes.

Produção petrolífera e gasífera entre recuperação e estruturação

Com este desenvolvimento, o Nigéria confirma progressivamente o seu posicionamento como uma potência gasífera de referência no continente africano, impulsionado pela dimensão dos seus recursos e pela dinâmica recente da produção.

Segundo dados da US Energy Information Administration atualizados em 2024, o país detém as maiores reservas comprovadas de gás em África. Estas reservas constituem a base da sua estratégia de expansão no setor do gás.

Além disso, a própria estrutura da produção está a evoluir. De acordo com uma análise publicada em janeiro de 2026 pelo meio de comunicação ThisDay, a quota de gás não associado, proveniente de jazigos dedicados, aumentou significativamente em 2025, sinalizando uma diversificação da oferta para além do gás associado à exploração petrolífera.

Segundo o Gas Master Plan 2026 publicado pela Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC Ltd), o Nigéria ambiciona atingir 10 mil milhões de pés cúbicos de gás por dia (bcf/d) até 2027, contra cerca de 8 bcf/d atualmente. Esta trajetória insere-se num objetivo mais amplo de alcançar 12 bcf/d até 2030, confirmando uma aceleração nos próximos anos.

Enquanto em 2025 o Nigéria não conseguiu atingir os seus objetivos de estabilizar a produção petrolífera em torno da quota da OPEP fixada em 1,5 milhões de barris por dia, as ambições para o petróleo permanecem prudentes, mas em crescimento. Segundo Bayo Ojulari, diretor-geral da NNPC Ltd, citado pelo BusinessDay, o país pretende atingir pelo menos 1,8 milhões de barris por dia até ao final do ano.

Abdel-Latif Boureima

Enquanto a Angola prossegue os seus esforços para a monetização dos seus recursos de gás natural, o país anunciou no início de fevereiro de 2026 um investimento de 245 milhões de dólares num novo navio gasífero.

Novos metaneiros deverão juntar-se à frota operada pela Sonangol, a companhia petrolífera estatal da Angola, dentro de alguns meses. Segundo informações divulgadas na quarta-feira, 8 de abril, por vários meios de comunicação, o grupo encomendou dois metaneiros por um valor de 770,2 mil milhões de won sul-coreanos, ou seja, cerca de 511 milhões de dólares.

A encomenda foi recebida pela empresa HD Korea Shipbuilding & Offshore Engineering, associada ao grupo sul-coreano HD Hyundai (antigo Hyundai Heavy Industries Group). Segundo o contrato, estes navios, com capacidade de 174 000 m³ cada, serão construídos pela sua filial HD Hyundai Samho Heavy Industries.

A entrega dos dois navios está prevista, no máximo, para setembro de 2029, de acordo com o registo regulatório do contrato publicado no sistema DART, o registo oficial das empresas cotadas na Coreia do Sul. Este documento formaliza assim uma nova encomenda da Sonangol no segmento do transporte de gás.

De facto, uma primeira encomenda já tinha sido anunciada no início deste ano para um metaneiro no valor de cerca de 251 milhões de dólares, também confiado ao grupo sul-coreano. A sua entrega está prevista para 2028.

Em conjunto, estes navios destinam-se ao transporte de gás natural liquefeito (GNL) produzido na Angola, apoiando as operações de exportação do país a partir das infraestruturas existentes, nomeadamente o projeto Angola LNG.

Uma vez em funcionamento, estes metaneiros irão reforçar a frota de navios da Sonangol dedicada à exploração dos recursos de hidrocarbonetos do país. Segundo dados divulgados pela Offshore Energy em fevereiro de 2026, a empresa estatal opera 17 petroleiros, além de 5 navios de transporte de gás liquefeito (GNL e gás de petróleo liquefeito).

Desde 2024, a Angola tem intensificado as iniciativas para apoiar a monetização dos seus recursos gasíferos, de forma a reforçar as exportações de GNL. Segundo informações publicadas em fevereiro de 2026 no site oficial da Angola LNG, a única unidade de liquefação do país, situada em Soyo, tem uma capacidade de 5,2 milhões de toneladas por ano. No entanto, funciona historicamente abaixo da sua capacidade devido à falta de fornecimento suficiente de gás.

Para resolver este problema, vários projetos foram lançados. De acordo com um comunicado da TotalEnergies publicado em março de 2026, a joint venture New Gas Consortium iniciou a exploração dos campos de gás não associados Quiluma e Maboqueiro, com uma produção máxima prevista de cerca de 330 milhões de pés cúbicos de gás por dia, equivalente a cerca de 2 milhões de toneladas de GNL por ano. Paralelamente, segundo um anúncio oficial da Chevron publicado no final de 2024, o projeto Sanha Lean Gas entrou em produção e já abastece a unidade de Soyo.

Abdel-Latif Boureima

Com uma entrada em operação inicial prevista para o final de 2026, o projeto Kangankunde, no Malawi, promete tornar-se a próxima mina de terras raras do continente africano. Para cumprir este calendário, o seu operador australiano, Lindian Resources, está a mobilizar novos financiamentos para apoiar o progresso das obras.

Na terça-feira, 7 de abril, a mineradora australiana Lindian Resources anunciou a captação de 6 milhões de dólares australianos (4,2 milhões de USD), destinados, entre outros fins, a financiar os trabalhos em curso visando a entrada em operação de Kangankunde. Esta operação ocorre poucos dias após o lançamento de uma colocação de ações no valor de 100 milhões de dólares australianos, com o mesmo objetivo.

No detalhe, a empresa explica que esta captação resulta do exercício de opções por parte de investidores, permitindo-lhes subscrever novas ações. Apoiada por estes recursos e pelos fundos esperados da colocação de ações, a Lindian visa colocar Kangankunde em operação até ao quarto trimestre de 2026, enquanto prepara uma fase de expansão subsequente. Inicialmente, o projeto deverá produzir anualmente 20 000 toneladas de concentrado de terras raras, com potencial de expansão para cerca de 100 000 toneladas.

“O produto das opções, em conjunto com o caixa disponível e a recente colocação institucional de 100 milhões de dólares australianos, reforça o balanço da Lindian. Os fundos serão direcionados para a conclusão da Fase 1 do projeto de terras raras de Kangankunde, de modo a alcançar a primeira produção de concentrado e os primeiros fluxos de caixa […]”, lê-se no comunicado.

Com o início previsto de Kangankunde, a Lindian poderá consolidar-se como um futuro fornecedor global de terras raras, metais cada vez mais estratégicos devido ao seu papel na fabricação de ímanes permanentes utilizados, entre outros, em turbinas eólicas, motores de veículos elétricos e smartphones. Esta perspetiva reveste-se de especial importância a nível africano, que não possui mais um local industrial ativo de produção de terras raras desde a suspensão da mina burundesa Gakara em 2021.

Para além de colocar o Malawi no mapa dos países produtores, Kangankunde deverá constituir, a longo prazo, uma nova fonte de receitas para o Estado, num setor mineiro que ainda representa menos de 1% do PIB. O país acolhe também o projeto Songwe Hill, numa fase menos avançada, enquanto futuras minas emergem noutros locais do continente, nomeadamente em Angola e na Namíbia.

Aurel Sèdjro Houenou

Zimbabué reforça controlo sobre o lítio e exige transformação local para exportações

Para capturar mais valor do seu lítio, o Zimbabué tem incentivado, nos últimos anos, os operadores a desenvolver capacidades locais de transformação. Esta orientação foi reafirmada em fevereiro com o anúncio da suspensão das exportações de concentrados.

Mais de um mês após a suspensão das exportações de concentrado de lítio, o Zimbabué prepara-se agora para regulamentar a sua retomada. Segundo novas informações divulgadas na quarta-feira, 8 de abril, Harare planeia instaurar quotas, exigindo aos mineiros compromissos na transformação local desta matéria-prima, da qual é o principal produtor em África.

Citando uma carta do governo enviada no início deste mês à Câmara de Minas, a Reuters refere várias condições impostas aos produtores de lítio ativos no país. Estes deverão publicar os relatórios financeiros anuais das suas minas, bem como cumprir normas laborais, de segurança e ambientais. Cada um receberá também “quotas de exportação de concentrado de lítio aprovadas”.

Além disso, numa perspetiva de uma nova proibição das exportações de concentrado prevista para janeiro de 2027, os operadores terão de formalizar “compromissos por escrito”, com cronogramas detalhados, para a instalação de fábricas de sulfato de lítio. Até lá, uma taxa de exportação de 10 % continuará a ser aplicada após o levantamento do atual embargo e até à entrada em vigor desta proibição.

Maior influência num mercado estratégico

Através destas medidas, o Zimbabué pretende reforçar o controlo sobre um recurso estratégico, essencial para a fabricação de baterias para veículos elétricos e sistemas de armazenamento de energia. Esta ação surge num contexto de mercado excedentário, particularmente influenciado pela China, que pressiona os preços desde 2023. O foco na transformação local revela também a intenção clara de valorizar a matéria-prima, passando de exportador de concentrado para fornecedor de produtos de maior valor acrescentado, como o sulfato de lítio.

Esta orientação integra uma tendência mais ampla na região. Em 2025, a República Democrática do Congo adotou uma estratégia semelhante com o cobalto, outra matéria-prima crítica, controlando cerca de 70 % da oferta mundial. Perante um excedente de mercado que pressionava os preços, as autoridades impuseram primeiro um embargo às exportações, depois o levantaram e introduziram quotas para controlar volumes e direcionar parte para transformação local. Um caso semelhante é o da Guiné, principal exportador mundial de bauxita, onde as autoridades procuram limitar as exportações para sustentar os preços.

Resta saber como os produtores receberão as reformas no Zimbabué, sobretudo no que toca às quotas de exportação. No âmbito da transformação local, já central na política mineira do país há vários anos, já se registam progressos em alguns operadores. O grupo chinês Zhejiang Huayou Cobalt prepara a entrada em operação de uma fábrica de sulfato de lítio na mina Arcadia, enquanto a Sinomine Resource e a Sichuan Yahua Industrial anunciaram o início da construção das suas próprias instalações.

Recorde-se que o lítio é um dos principais produtos minerais do Zimbabué, ao lado dos metais do grupo da platina (PGMs), ouro e diamantes. Em 2025, o setor gerou receitas de exportação de 571 milhões USD, num setor mineiro que representa cerca de 80 % das exportações do país e 19 % das receitas públicas.

Aurel Sèdjro Houenou

No Libéria, o acesso à eletricidade continua limitado, com cerca de um terço da população ligada à rede e menos de 10% nas zonas rurais. O setor permanece marcado por perdas significativas, uma rede sobrecarregada e fragilidades financeiras persistentes.

A Liberia Electricity Corporation (LEC) está a implementar uma mudança na sua luta contra a fraude elétrica. O operador público está a lançar um sistema destinado a detetar ligações ilegais diretamente na sua rede, informou a FrontPage Africa na quarta-feira, 8 de abril, citando Mohammed M. Sherif, diretor-geral da LEC.

Na prática, o dispositivo baseia-se em ferramentas técnicas capazes de analisar os fluxos de eletricidade e sinalizar anomalias. Estas tecnologias permitem identificar consumos incoerentes ou ligações irregulares, sem necessidade de intervenção física sistemática. A LEC pretende assim expandir o seu controlo a toda a rede, com um acompanhamento mais contínuo.

Segundo o responsável, o objetivo é identificar rapidamente ligações não autorizadas e reduzir perdas relacionadas com eletricidade não faturada. «Com este sistema, seremos capazes de detetar rapidamente problemas, como ligações ilegais ou manipulação de contadores», declarou Sherif.

«Os clientes poderão ser informados instantaneamente, e a eletricidade poderá ser cortada remotamente, se necessário», acrescentou o diretor-geral da LEC, que fez da luta contra o roubo de eletricidade e da eficiência operacional uma prioridade desde a sua chegada ao cargo. Esta evolução marca uma mudança nos métodos utilizados.

Até agora, a resposta baseava-se sobretudo em operações de campo. Equipas dedicadas eram encarregadas de identificar e desmontar ligações ilegais. Este dispositivo era complementado por um quadro legal reforçado através de uma lei aprovada em 2019, que criminaliza o roubo de eletricidade e prevê sanções penais para os infratores.

Um problema antigo com impactos mensuráveis na rede

O roubo de eletricidade continua a ser um problema estrutural para a LEC. Em fevereiro de 2026, vários meios de comunicação locais reportaram que a empresa recuperou 5 MW de eletricidade após operações dirigidas a ligações ilegais. Estas perdas afetam diretamente o desempenho do operador. Em várias comunicações publicadas em abril de 2026 nos seus canais oficiais, a LEC indicou que o roubo de eletricidade representa uma parte significativa das suas perdas comerciais, embora não tenha sido divulgado o valor exato dessas perdas.

Esta situação pesa sobre as receitas da empresa, provocando sobrecargas na rede e deterioração progressiva dos equipamentos. Também expõe a população a riscos de eletrocussão, incêndio e acidentes relacionados com instalações não conformes.

Operações realizadas em Paynesville, Duport Road, GSA Road e Kakata permitiram detetar numerosos casos de ligações irregulares, segundo a LEC. Em Kakata, por exemplo, mais de 20 pessoas foram detidas numa intervenção realizada em março de 2026.

Paralelamente, a empresa reforçou os seus mecanismos de denúncia. Foi criada uma linha direta dedicada, bem como um formulário online, para facilitar a comunicação de casos de fraude.

Enquanto isso, o Libéria apresenta uma das progressões mais notáveis em África em termos de governação do setor. A Agência Ecofin reportou, no início de março de 2026, que o Estado se comprometeu com um processo de reestruturação do sistema elétrico.

Abdel-Latif Boureima

Na África do Sul, os projetos de eletricidade renovável destinados à indústria multiplicam-se, ilustrando uma evolução gradual dos modos de abastecimento energético.

Alimentar uma mina com energia solar, mantendo a ligação à rede: o desafio ganha forma na província de Limpopo. O produtor francês Voltalia anunciou, num comunicado publicado na quarta-feira, 8 de abril, a entrada em operação completa da central solar de Bolobedu, com uma capacidade instalada de 148 MW.

A instalação deverá produzir cerca de 300 GWh por ano para abastecer a Richards Bay Minerals, filial do grupo mineiro Rio Tinto. A eletricidade será transmitida através da rede nacional operada pela Eskom, no âmbito de um contrato de compra de energia de longo prazo (CPPA), ilustrando o crescimento dos acordos diretos entre produtores de energia renovável e indústrias.

Entre projetos deste tipo na África do Sul, este distingue-se pela sua dimensão ao serviço de um único cliente industrial. Baseia-se no mecanismo de wheeling, que permite transmitir a eletricidade do produtor para o consumidor utilizando a rede nacional, sem ligação direta entre ambos.

Reduzir a pegada de carbono e a dependência do carvão

Do ponto de vista ambiental e social, o projeto deverá evitar mais de 237.000 toneladas de emissões de CO₂ por ano. Mobilizou cerca de 800 trabalhadores locais durante a fase de construção, dos quais 56% jovens e 21% mulheres, segundo o comunicado.

“A entrada em operação completa de Bolobedu, o primeiro projeto fotovoltaico em larga escala deste tipo desenvolvido na África do Sul para um cliente privado, ilustra o nosso compromisso em acelerar a descarbonização das indústrias e apoiar uma transição energética inclusiva no país, em estreita colaboração com as comunidades locais”, declarou Robert Klein, diretor-geral da Voltalia.

Este projeto insere-se num contexto marcado pela persistente dependência da África do Sul do carvão, que representava 74,31% da sua matriz elétrica em janeiro de 2025, segundo o Ministério das Florestas, Pesca e Ambiente. Esta situação favorece em parte o recurso ao wheeling para a indústria. Assim, em outubro de 2025, a Discovery Green assinou um contrato de 20 anos com a Glencore para fornecer 290 GWh por ano a vários sítios mineiros do grupo.

A entrada em operação de Bolobedu reflete a continuidade da parceria assinada em outubro de 2025 entre a Voltalia e a Sociedade Financeira Internacional (IFC), membro do Grupo Banco Mundial, com vista ao desenvolvimento de soluções energéticas para o setor mineiro africano, ainda amplamente dependente de combustíveis fósseis.

Abdoullah Diop

Importador de produtos petrolíferos, Madagáscar enfrenta, há vários anos, dificuldades recorrentes no abastecimento de combustíveis, que se agravam ainda mais devido às tensões nos mercados energéticos mundiais.

Enquanto se registavam carências de combustível em várias localidades de Madagáscar, o governo decretou um regime de emergência energética de 15 dias para fazer face à situação. A decisão autoriza o Estado a intervir diretamente no abastecimento e na distribuição de produtos petrolíferos.

«A declaração de estado de emergência energética permite às autoridades tomar medidas excecionais e urgentes para restabelecer o fornecimento de energia e assegurar a continuidade dos serviços públicos», anunciaram as autoridades malgaxes após o Conselho de Ministros realizado na terça-feira, 7 de abril.

De imediato, a medida abre caminho a um controlo reforçado dos fluxos de combustível. O dispositivo dá ainda às autoridades o direito de requisitar meios logísticos e organizar a distribuição dos stocks, cuja disponibilidade não foi especificada.

Além disso, o decreto prevê também a reserva do abastecimento de produtos petrolíferos para determinados usos prioritários, nomeadamente os serviços públicos e as atividades consideradas essenciais para o funcionamento do país, segundo informações veiculadas pela Reuters.

No terreno, os primeiros sinais de tensão são visíveis. Postos de combustível registam rupturas pontuais, enquanto se formam filas de espera em várias zonas urbanas. Operadores do setor indicam dificuldades em manter níveis regulares de abastecimento.

Na origem destas perturbações está um contexto internacional marcado por tensões, nomeadamente o conflito no Golfo, que perturba os fluxos de hidrocarbonetos e dificulta o acesso a cargas para alguns importadores. Esta situação acompanha-se de um aumento dos custos de aquisição no mercado internacional.

Uma crise mais estrutural do que conjuntural

Embora até ao momento não tenha sido oficialmente reportada qualquer ruptura de stocks de combustível, a situação evidencia a vulnerabilidade estrutural do sistema de abastecimento energético da grande ilha, que ainda depende da importação de combustíveis para produzir eletricidade.

O L’Express de Madagascar recorda, nas suas publicações de 7 e 8 de abril, que o país não possui refinaria operacional e importa quase a totalidade dos seus produtos petrolíferos refinados, nomeadamente gasolina, gasóleo e petróleo lampante. Segundo dados relatados pelo meio de comunicação, estes produtos representam cerca de 27% das importações totais do país, o que aumenta a fatura energética e exerce pressão sobre as reservas em divisas.

A maioria das importações de combustível do país depende de um fornecedor único localizado em Sohar, no norte do Omã, próximo do Estreito de Ormuz, por onde passa cerca de 20% do petróleo bruto mundial.

Além disso, apesar das ambições anunciadas para a exploração e produção de petróleo, Madagáscar ainda não conseguiu identificar recursos petrolíferos em quantidades comerciais. Esta situação obriga o país a depender das importações marítimas através do porto de Toamasina.

Abdel-Latif Boureima