Em 19 de novembro de 2025, o Estado dos Camarões procedeu ao que é habitualmente designado por renacionalização da ENEO (Energy of Cameroon), ao aceitar recomprar os 51% até então detidos pelo fundo de investimento britânico ACTIS. Com esta operação, o Estado passa a deter 95% do capital da ENEO, que, importa recordar, é o operador de referência do setor da eletricidade nos Camarões, detendo o monopólio da distribuição e gerindo unidades de produção constituídas por 44 centrais, com um mix energético que inclui hidroeletricidade, térmica e solar.

Esta renacionalização ocorre num contexto marcado, entre outros fatores, por uma grave crise multidimensional que o setor da eletricidade nos Camarões enfrenta. Coloca-se, assim, a questão central e recorrente de saber o que o Estado dos Camarões pode ou irá fazer para salvar um setor nevrálgico para a qualidade de vida das populações e para o desenvolvimento económico do país.

Ao retomar a ENEO, o Estado realizou uma integração vertical de grande envergadura, concentrando sob a sua tutela, através de alguns dos seus organismos, a produção (ENEO), o transporte (SONATREL), a distribuição (ENEO), a regulação (ARSEL), a gestão dos recursos hídricos (EDC) e a eletrificação rural (AER). Esta integração, por si só, representa um acréscimo de problemas, uma vez que cada entidade apresenta fragilidades há muito apontadas, não sendo a menor delas os vícios endémicos da gestão das empresas públicas.

O desequilíbrio financeiro estrutural do setor, um fator de pressão sobre as finanças públicas

Para além desta integração, o principal problema reside no desequilíbrio financeiro estrutural de um setor que se tornou um risco de pressão efetiva — e por vezes oculta — sobre as finanças públicas.

 Se o Estado vai desembolsar 78 mil milhões de FCFA (cerca de 119 milhões de euros) para adquirir a participação da ACTIS, esta operação vem acompanhada do legado de 800 mil milhões de FCFA (aproximadamente 1,22 mil milhões de euros) em dívidas da ENEO a diversos credores no final de 2024, incluindo fornecedores, produtores independentes de eletricidade, bancos, entre outros.

O desequilíbrio financeiro do setor reflete-se, nomeadamente, na situação da ENEO que, segundo dados do Ministério camaronês da Energia, regista receitas mensais de cerca de 30 mil milhões de FCFA (45,7 milhões de euros), face a compromissos próximos de 50 mil milhões de FCFA (76,2 milhões de euros). Esta situação é agravada por uma tarifa congelada pelo regulador ARSEL desde 2012, que obriga o distribuidor a faturar o kWh de eletricidade abaixo do custo real, devendo a diferença ser compensada pelo Estado. Só para 2025, esta compensação situar-se-ia entre 70 e 100 mil milhões de FCFA.

Esta situação financeira é ainda mais preocupante na medida em que os incumprimentos de pagamento da ENEO e do Estado perante a NHPC (Nachtigal Hydro Power Company) criam um risco significativo para a capacidade do setor atrair futuros investimentos. Mais grave ainda, a degradação contínua da situação financeira do setor levou à utilização quase total da Carta de Crédito garantida pelo Banco Mundial no âmbito do projeto Nachtigal. Torna-se imperativo para o governo reconstituir os montantes utilizados dessa Carta de Crédito, que, em novembro de 2025, ultrapassavam os 85 milhões de euros (56 mil milhões de FCFA).

Perante uma situação desta natureza, marcada, entre outros aspetos, por uma crise de tesouraria do Estado e por finanças públicas sob forte pressão, poderá o regulador ARSEL resistir por mais tempo a um aumento das tarifas?

 Quais seriam as consequências a nível social e na competitividade das empresas, quando o problema sensível do fornecimento de eletricidade, tanto em quantidade como em qualidade, continua a ser premente? A título ilustrativo, no seu mais recente painel de acompanhamento da economia, publicado em novembro de 2025, o GECAM (Grupo das Empresas dos Camarões) revela que 83,6% dos dirigentes empresariais consideram a insuficiência e as perturbações na distribuição de energia elétrica como a principal fragilidade do ambiente de negócios nos Camarões.

Inadequações na programação e no planeamento dos investimentos

No que diz respeito ao fornecimento de energia elétrica, a entrada em plena operação, em março de 2025, da central hidroelétrica de Nachtigal, com os seus 420 MW, deveria aumentar a capacidade instalada em cerca de 30%, pondo assim um fim duradouro aos cortes e racionamentos de eletricidade. Se Nachtigal, na sua conceção e estruturação em PPP (Parceria Público-Privada), constitui um dos melhores exemplos do que se faz em África no setor da energia, tal não tem em conta as realidades do contexto camaronês, marcado por escolhas de programação e planeamento dos investimentos que, com o tempo, se revelaram inadequadas.

A jusante da produção de eletricidade, o elo do transporte, gerido por uma empresa pública — a Sociedade Nacional de Transporte de Eletricidade (SONATREL) — apresenta desafios significativos e acumula um défice de investimento, tornando-se um ponto crítico de estrangulamento. A rede não é capaz de absorver toda a energia produzida, nomeadamente a do produtor independente NHPC, operador da barragem de Nachtigal.

 Mais ainda, o contrato de compra da eletricidade produzida por Nachtigal inclui uma cláusula de Capacity Payment, cujo princípio, semelhante ao do Take or Pay, consiste em pagar ao produtor NHPC em função da potência disponível da central e não da energia efetivamente produzida. Esta cláusula difere do Energy Payment, que remunera a eletricidade efetivamente gerada.

Em termos práticos, tendo Nachtigal uma potência disponível de 420 MW, essa capacidade deve ser integralmente paga, mesmo que, devido às deficiências da rede de transporte e distribuição, o operador de despacho da SONATREL exprima necessidades que por vezes rondam apenas os 200 MW. Ora, um dos pressupostos fundamentais do Capacity Payment é a solidez da rede de transporte e distribuição, capaz de absorver toda a potência instalada nas horas de ponta. Esta cláusula, que tinha como duplo objetivo garantir, por um lado, a disponibilidade contínua da potência instalada e, por outro, a viabilidade financeira do sistema, encontra-se hoje no centro de uma controvérsia que o Estado, tornado cliente da NHPC (em virtude da retoma da ENEO), terá de resolver com urgência.

Segundo os especialistas do setor, sem o mecanismo de Capacity Payment teria sido impossível mobilizar os 800 mil milhões de FCFA necessários ao financiamento de Nachtigal. Com a retoma da ENEO pelo Estado, que passou a ser o off-taker (comprador da energia), aquilo que deveria ser apenas uma garantia transforma-se num compromisso determinante e numa despesa recorrente insustentável a longo prazo, na ausência de uma reforma profunda do setor.

Para além do cumprimento dos compromissos contratuais, o Estado terá de investir massivamente para corrigir as falhas das redes de transporte e distribuição, num contexto de fortes restrições orçamentais.

Riscos para o projeto da barragem de Kikot e para o pacto energético dos Camarões

A execução integral do contrato de compra de eletricidade (PPA – Power Purchase Agreement) é tanto mais imperativa quanto uma falha teria implicações sobre outros projetos em fase de preparação, nomeadamente a barragem de Kikot, com 500 MW, cuja estruturação é inspirada em Nachtigal, com praticamente os mesmos intervenientes, incluindo a EDF (Electricité de France), e os mesmos parceiros financeiros, como o Grupo do Banco Mundial e o Banco Africano de Desenvolvimento.

Mas para além de Kikot, um incumprimento em Nachtigal colocaria em risco toda a estratégia do setor elétrico dos Camarões, consubstanciada no Pacto Nacional para a Energia dos Camarões (Compact Energético), que inclui um conjunto de reformas destinadas a apoiar o desenvolvimento do setor energético nos próximos cinco anos e a proporcionar acesso à eletricidade a cerca de 8 milhões de camaronenses até 2030.

 Este pacto ambiciona mobilizar 12,5 mil milhões de dólares, dos quais 6,5 mil milhões deverão provir do setor privado. O país poderia, consequentemente, tornar-se inelegível para as oportunidades da Missão 300, programa lançado pelo Banco Mundial e pelo Banco Africano de Desenvolvimento (BAD) com o objetivo de fornecer eletricidade a 300 milhões de africanos até 2030.

Outro desafio, não menos importante, prende-se com a redefinição do contributo das centrais térmicas, cujo custo do kWh é três vezes superior ao da hidroeletricidade, no mix energético nacional. Trata-se, em particular, da central térmica a gás de Kribi (216 MW) e da central a fuel pesado de Douala/Dibamba (88 MW), concebidas para produzir em carga de base, quando, num contexto camaronês dominado pela hidroeletricidade, a produção térmica deveria servir sobretudo como complemento em períodos de ponta. Recorde-se que a empresa britânica Globeleq, proprietária das duas centrais térmicas, detém um crédito superior a 137 mil milhões de FCFA sobre a ENEO e o Estado dos Camarões.

Perante todos estes desafios, e muitos outros, o setor da eletricidade nos Camarões poderá entrar em colapso, arrastando consigo o conjunto da economia, tendo em conta o papel central da energia elétrica na concretização das ambições de desenvolvimento do país. O Estado, que voltou a ser o principal ator do sistema, encontra-se encostado à parede, sendo a soberania energética não um fim em si mesma.

Emmanuel Noubissie Ngankam