Perante o aumento das necessidades elétricas das indústrias sul-africanas, os contratos privados de eletricidade renovável envolvendo comercializadores estão a ganhar terreno. A Discovery Green continua assim a alargar o seu portefólio de clientes com este modelo de fornecimento privado.

O mercado privado sul-africano de eletricidade renovável continua a estruturar-se em torno de contratos de wheeling celebrados entre produtores, comercializadores e industriais. Neste contexto, o grupo Afrox, especializado em gases industriais, anunciou na quarta-feira, 6 de maio, a assinatura de um acordo de fornecimento com a Discovery Green para receber 28 GWh de eletricidade renovável por ano a partir de 2028.

Segundo o comunicado divulgado pela Afrox, o contrato tem a duração de 10 anos e basear-se-á num portefólio diversificado de ativos solares e eólicos localizados nas províncias do Cabo Ocidental, Mpumalanga e Estado Livre.

A empresa estima que este fornecimento de energia limpa permitirá reduzir as suas emissões em cerca de 25 000 toneladas de CO₂ por ano. A este propósito, Ferdinand Kuehner, diretor-geral da empresa, declarou: «Este acordo sublinha o compromisso da Afrox em aumentar o seu abastecimento em energias renováveis e reduzir as suas emissões de Scope 2».

Rumo à normalização do wheeling de energia

Este anúncio insere-se numa dinâmica mais ampla de desenvolvimento do wheeling na África do Sul. Este modelo permite transportar a eletricidade produzida por centrais privadas até aos locais dos clientes através da rede do operador público Eskom. Está a atrair cada vez mais empresas industriais que procuram garantir o seu abastecimento elétrico e reduzir a dependência do carvão.

A Discovery Green está assim a multiplicar contratos com grandes consumidores. Em outubro de 2025, a empresa tinha assinado um acordo de 20 anos com a Glencore para fornecer cerca de 290 GWh de eletricidade renovável por ano a vários locais mineiros. Poucos dias antes, tinha fechado uma parceria com a Red Rocket em torno do projeto solar Tournee de 331 MWp.

Segundo uma nota recente da Power Futures Lab publicada na segunda-feira, 4 de maio, cerca de 80% das capacidades privadas renováveis asseguradas na África do Sul em 2026 envolvem atualmente comercializadores de eletricidade, que se tornaram atores centrais do mercado de contratos de compra de energia em regime de negociação direta (corporate PPAs).

Abdoullah Diop

Fortemente dependente das importações regionais para o seu abastecimento elétrico, a Eswatini continua a desenvolver a sua produção interna, com um novo projeto solar apoiado por financiamentos locais e regionais.

Na quinta-feira, 7 de maio, a empresa sul-africana Anthem anunciou o fecho financeiro da central solar de Tsamela, um projeto fotovoltaico de 20 MW localizado na região de Hhohho, perto de Ngwenya. Segundo o comunicado publicado no LinkedIn, trata-se da primeira iniciativa do programa regional «ESERA Solar PV» a atingir esta fase, ilustrando assim o reforço da produção solar doméstica na Eswatini.

Uma parceria estratégica com o Standard Bank e o PSPF

Atribuído no âmbito de um concurso público destinado ao fornecimento de eletricidade à Eswatini Electricity Company (EEC), o projeto deverá ser construído num terreno de 44,8 hectares, com mais de 37 000 painéis bifaciais. A Anthem indica que as obras já começaram sob a coordenação da Alensy Energy Solutions, com entrada em operação comercial prevista para dentro de 15 meses. A produção estimada para o primeiro ano é de 47 788 MWh.

O financiamento é assegurado pelo Standard Bank Eswatini e pelo Standard Bank South Africa enquanto credores seniores, enquanto o Public Service Pension Fund (PSPF) participa tanto em dívida como em capital próprio. O custo do projeto, no entanto, não foi divulgado.

A soberania energética como imperativo nacional

O projeto surge num contexto em que a Eswatini procura reforçar a produção local de eletricidade e reduzir a dependência regional.

«Uma vez operacional, a central de Tsamela dará uma contribuição significativa para a capacidade de produção nacional da Eswatini, o que permitirá reduzir a dependência das importações e apoiar objetivos mais amplos em matéria de segurança energética e transição energética», indicou a Anthem no seu comunicado.

Segundo o Eswatini Financial Times, as importações de eletricidade representavam mais de 80% do consumo final do país em 2025. No mesmo período, um relatório publicado pela IRENA indica que a energia solar representava 14% do seu mix elétrico em 2024. A bioenergia dominava então a produção com 54%, seguida pela hidroeletricidade com 32%.

A IRENA indica ainda que 86% da população tinha acesso à eletricidade em 2024, um dos níveis mais elevados da África Subsaariana. Este dado confirma que o principal desafio da Eswatini é a soberania energética e não o acesso à eletricidade.

Abdoullah Diop

Argélia e Egito reforçam a sua cooperação energética com a assinatura de um protocolo de acordo entre a empresa pública argelina de hidrocarbonetos Sonatrach e a sua homóloga egípcia EGPC.

No dia 5 de maio de 2026, os dois países iniciaram um reforço da cooperação no setor energético, abrindo caminho para exportações de petróleo bruto e produtos petrolíferos argelinos para o mercado egípcio.

Este acordo não constitui ainda um contrato comercial definitivo. Trata-se de um enquadramento de negociação que permitirá definir volumes, condições de entrega e duração dos futuros contratos. O objetivo é estabelecer, a médio prazo, fluxos regulares de exportação de hidrocarbonetos entre os dois países.

As discussões abrangem tanto o petróleo bruto, em particular o tipo Sahara Blend, como produtos refinados como gasóleo e gasolina. O crude argelino apresenta características adequadas às refinarias egípcias, nomeadamente baixo teor de enxofre, enquanto a proximidade geográfica entre os dois países representa uma vantagem logística importante.

“Este acordo insere-se no reforço das relações de cooperação fraterna privilegiadas entre a Argélia e o Egito, concretizando as orientações dos chefes de Estado dos dois países”, afirmou o ministro argelino da Energia, Mohamed Arkab.

Uma reorganização dos equilíbrios energéticos no Norte de África

Esta iniciativa surge num contexto de transformação do setor energético egípcio. O Egito, outrora exportador líquido de petróleo, tornou-se progressivamente importador devido à diminuição de alguns campos maduros e ao aumento do consumo interno. Para responder a esta evolução, as autoridades procuram diversificar as fontes de abastecimento.

Do lado argelino, o acordo faz parte de uma estratégia para reforçar os mercados de exportação e consolidar a posição do país no mercado energético regional. A Sonatrach procura valorizar os seus recursos através de parcerias comerciais estruturadas, sobretudo em África.

Esta dinâmica insere-se numa tendência mais ampla de reforço dos intercâmbios energéticos intra-africanos. O acordo reflete assim a convergência de interesses entre os dois países na segurança do abastecimento energético e na integração regional.

Se as negociações forem concluídas com sucesso, este eixo energético poderá tornar-se estruturante no Norte de África, permitindo à Argélia garantir novos mercados e ao Egito assegurar parte das suas necessidades num contexto energético internacional instável.

Olivier de Souza

Em África, a companhia petrolífera Woodside Energy está ativa apenas no Senegal, onde opera o campo petrolífero offshore de Sangomar. A empresa procura expandir a sua presença operacional no continente.

A Woodside Energy procura alargar a sua presença africana até Angola. O grupo australiano, que em 2025 desistiu de entrar no bloco PEL 87 na Namíbia, assinou na quarta-feira, 6 de maio, um memorando de entendimento com a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG).

Segundo as informações divulgadas pelo organismo estatal, o acordo incide especificamente sobre a avaliação do potencial de hidrocarbonetos de três áreas, nomeadamente os blocos 25, 26 e 43, localizados na bacia do Namibe, no sul de Angola, em águas profundas e ultraprofundas.

O memorando estabelece um período inicial de estudo durante o qual as duas partes irão trabalhar em conjunto na análise de dados geológicos e geofísicos das áreas em causa. Estas atividades incluem sísmica 2D e 3D, o estudo de dados de poços já perfurados e a obtenção de outras informações técnicas.

O objetivo é determinar se as estruturas geológicas destas áreas apresentam potencial comercial suficiente para justificar investimentos em trabalhos de exploração. Assim, o acordo não constitui, nesta fase, um contrato de exploração vinculativo entre a ANPG e a Woodside, que não forneceu qualquer calendário nem valores relativos a este projeto.

«A assinatura deste protocolo de entendimento enquadra-se nos esforços desenvolvidos pela ANPG para promover o investimento e dinamizar as atividades de exploração e desenvolvimento dos recursos petrolíferos e gasíferos», pode ler-se no comunicado publicado pela empresa estatal.

Uma expansão africana seletiva

O acordo angolano insere-se numa estratégia africana que a Woodside vem desenvolvendo desde 2024. O grupo está, até agora, presente num único ativo em África, o campo petrolífero de Sangomar, ao largo do Senegal, cuja Fase 1 arrancou em junho de 2024, tornando o Senegal numa nova nação produtora de petróleo.

Em dezembro de 2025, a empresa australiana atingiu a marca de 50 milhões de barris produzidos neste campo, ou cerca de 8% dos recursos recuperáveis totais, segundo declarou Clive Jones, vice-presidente da Woodside para o Senegal, na última conferência MSGBC Oil, Gas & Power, em Dakar.

Em março de 2023, o grupo tinha celebrado um acordo com a Pancontinental para financiar uma campanha sísmica 3D de 35 milhões de dólares no bloco PEL 87, na bacia de Orange, na Namíbia, em troca de uma opção de aquisição de 56% do mesmo, segundo a Agência Ecofin.

Após análise dos dados, a Woodside notificou a Pancontinental, a 17 de março de 2025, da sua decisão de não exercer essa opção, sem divulgar os motivos, segundo a Offshore Magazine. O grupo abandonou assim um bloco considerado de elevado potencial, adjacente à descoberta de classe mundial Mopane, então operada pelo grupo português Galp.

O protocolo com a ANPG enquadra-se nesta ambição de expansão subsaariana da empresa australiana para além do Senegal. Surge num contexto em que Angola procura inverter uma queda de produção que a levou a descer abaixo do limiar simbólico de um milhão de barris por dia em julho de 2025, o nível mais baixo desde março de 2023. Para tal, as autoridades apostam na exploração de bacias ainda pouco valorizadas, como a bacia do Namibe, nomeadamente por empresas estrangeiras.

Abdel-Latif Boureima

As tensões no mercado mundial do gás estão a levar a Itália a reforçar as suas parcerias energéticas mediterrânicas, com o objetivo de garantir maior segurança no abastecimento energético.

A Itália e a Líbia pretendem acelerar os seus projetos conjuntos no setor do gás, a fim de reforçar a segurança dos abastecimentos energéticos no Mediterrâneo, num contexto marcado por tensões geopolíticas internacionais e perturbações no mercado global do gás. Reunidos em Roma, na quinta-feira, 7 de maio, a primeira-ministra italiana, Giorgia Meloni, e o chefe do governo líbio, Abdulhamid Dbeibah, manifestaram a vontade de reforçar a cooperação e os investimentos no setor energético.

Este encontro ocorre numa altura em que Roma procura reduzir a sua exposição aos choques que afetam os fluxos globais de energia. As recentes perturbações nas exportações catarianas de GNL, após ataques iranianos que afetaram parte das capacidades do país, reacenderam as preocupações em torno da dependência europeia dos abastecimentos transportados por via marítima. Muito dependente das importações, a Itália procura garantir maiores volumes junto de fornecedores próximos e ligados por gasodutos.

Nesta estratégia, a Líbia ocupa uma posição-chave. O país norte-africano continua a ser o principal fornecedor de petróleo bruto da Itália, representando cerca de um quinto das importações italianas. Os dois países estão igualmente ligados pelo gasoduto GreenStream, que conecta o complexo gasífero de Mellitah, na costa líbia, à Sicília.

Exportações líbias limitadas por constrangimentos estruturais

Contudo, as exportações líbias de gás para a Itália diminuíram nos últimos anos. Passaram de cerca de 1,4 mil milhões de metros cúbicos em 2024 para aproximadamente 1 mil milhão de metros cúbicos em 2025. Esta queda reflete vários constrangimentos estruturais, incluindo o aumento do consumo interno na Líbia, infraestruturas envelhecidas, interrupções frequentes nos processos de produção e a persistente instabilidade política. Estas dificuldades mantêm o gasoduto GreenStream amplamente subutilizado.

Perante esta situação, Roma e Tripoli procuram acelerar os investimentos destinados a relançar a produção e modernizar as infraestruturas. Membros da Comissão Parlamentar italiana responsável pela segurança já tinham sublinhado, no final de abril, a necessidade de aumentar os investimentos para reforçar as exportações líbias para a Itália.

O grupo italiano Eni está no centro desta estratégia. Presente na Líbia desde 1959, continua a ser o principal operador internacional no país, com uma produção de cerca de 162 mil barris equivalentes de petróleo por dia em 2025. Três projetos de desenvolvimento estão atualmente em curso, dois dos quais deverão entrar em produção já em 2026.

O programa de investimento, estimado em cerca de 10 mil milhões de dólares, inclui nomeadamente o projeto offshore de compressão de Sabratha, o “Bouri Gas Utilization Project”, destinado à recuperação de gás associado, bem como o desenvolvimento offshore A&E, apresentado como o maior investimento energético realizado na Líbia em mais de vinte anos.

O Mediterrâneo no centro da estratégia energética italiana

Para além dos projetos líbios, esta ofensiva traduz uma evolução mais ampla da política energética italiana. Desde a reconfiguração dos mercados europeus da energia nos últimos anos, Roma procura fazer do Mediterrâneo um eixo prioritário para garantir os seus abastecimentos.

A Itália reforça simultaneamente as suas negociações com a Argélia, o seu principal fornecedor de gás por gasoduto através do Transmed, explorando também alternativas com os Estados Unidos e o Azerbaijão. Contudo, num ambiente marcado por tensões nas rotas marítimas e pela volatilidade do GNL, os abastecimentos regionais por gasoduto ganham importância estratégica.

Para Tripoli, esta cooperação representa uma oportunidade de estabilizar a sua produção, modernizar um setor fragilizado e atrair mais capitais estrangeiros. No entanto, a capacidade da Líbia de transformar estes compromissos num aumento sustentável da produção continuará dependente da evolução dos seus constrangimentos internos e do contexto regional.

Olivier de Souza

Argélia continua a reforçar as suas capacidades de produção de hidrocarbonetos, apoiando-se em parcerias internacionais e em investimentos estruturantes nas suas bacias petrolíferas do sul.

O grupo público Sonatrach assinou, a 6 de maio, um contrato superior a 1 mil milhão de dólares para lançar a fase II do desenvolvimento do campo petrolífero de Hassi Bir Rekaiz, localizado na bacia de Berkine, no sudeste da Argélia.

Este contrato de engenharia, aprovisionamento e construção (EPC) foi concluído com um consórcio formado pela empresa egípcia Petrojet e pela italiana Arkad, em parceria com a companhia tailandesa PTTEP, associada ao projeto.

O acordo prevê a construção de uma nova unidade de tratamento de petróleo bruto com capacidade aproximada de 31 500 barris por dia, incluindo também instalações para o tratamento de gás associado e águas de produção, essenciais para melhorar a eficiência operacional do campo.

Expansão progressiva da produção

Os trabalhos deverão decorrer durante 39 meses. Esta nova fase dá continuidade a um primeiro desenvolvimento iniciado em 2019, que elevou a produção do campo para cerca de 17 000 barris por dia após o início da exploração em 2022.

O objetivo da segunda fase é aumentar gradualmente a produção, atingindo cerca de 30 000 barris por dia até 2029 e, posteriormente, cerca de 60 000 barris por dia a mais longo prazo, segundo as projeções do projeto.

Para além das unidades de tratamento, o programa inclui a perfuração de novos poços e a criação de redes de transporte para otimizar a recuperação dos recursos.

Estratégia energética nacional

Este desenvolvimento integra a estratégia mais ampla da Argélia de reforçar a produção nacional de hidrocarbonetos. A Sonatrach tem vindo a aumentar os investimentos no sul do país para sustentar a oferta energética e consolidar a sua posição nos mercados internacionais.

A participação de parceiros estrangeiros reflete também a aposta da Argélia na mobilização de competências técnicas e financiamento internacional para acelerar o desenvolvimento dos seus recursos petrolíferos.

Olivier de Souza

Africa Energy Corp. progresse dans ses démarches pour exploiter commercialement le bloc 11B/12B, au large des côtes de África do Sul. La empresa anunciou em 29 de abril que obteve uma nova extensão de prazo para submeter a sua Avaliação de Impacto Ambiental e Social (AIES) às autoridades competentes.

O novo prazo foi fixado para 4 de novembro de 2026. Segundo a empresa, “a obtenção da autorização ambiental é uma condição prévia para a concessão do direito de produção relativo ao bloco 11B/12B”.

Esta extensão ocorre num contexto em que, em agosto de 2025, o Tribunal Superior da província do Cabo Ocidental anulou uma autorização ambiental anteriormente concedida à TotalEnergies para operações offshore num bloco vizinho. A decisão levou a empresa francesa a recorrer ao Supremo Tribunal de Apelação.

Um projeto estratégico num contexto energético apertado

O bloco 11B/12B contém duas grandes descobertas em águas profundas na bacia de Outeniqua: Brulpadda (2019) e Luiperd (2020). Segundo estimativas do Departamento de Comércio dos EUA, os recursos podem atingir cerca de 3,4 biliões de pés cúbicos de gás recuperável, tornando-se uma das maiores descobertas offshore do país.

O governo da África do Sul considera este recurso estratégico para reforçar a segurança energética, num contexto em que o carvão ainda representa cerca de 80% da produção elétrica nacional.

A empresa também está em negociações com a petrolífera estatal PetroSA para utilizar infraestruturas existentes, incluindo plataformas offshore e gasodutos, com vista ao transporte do gás até à refinaria de Mossel Bay.

Abdel-Latif Boureima

Entre desafios de financiamento e atos de vandalismo nas infraestruturas no Delta do Níger, o projeto do gasoduto OB3 acumulou muitos atrasos. Desde o início das obras em 2014, a travessia do rio Níger foi identificada como o principal obstáculo técnico do projeto.

A NNPC Gas Infrastructure Company (NGIC), subsidiária dedicada da empresa pública NNPC Ltd, concluiu a travessia do rio Níger no âmbito da construção do gasoduto Obiafu-Obrikom-Oben (OB3). Trata-se da etapa mais complexa do ponto de vista técnico na implementação do gasoduto.

Segundo informações publicadas na quinta-feira, 30 de abril, por Andy Odeh, diretor de comunicação da empresa estatal, a obra foi realizada sob o leito do rio, em colaboração com a empresa nigeriana PCE Nigeria Limited.

Para isso, os parceiros recorreram à técnica de perfuração direcional horizontal. Este método consiste em perfurar um túnel curvo sob um obstáculo natural — neste caso, o rio — sem intervenção na superfície. Na prática, uma perfuradora entra no solo numa margem, escava um arco de círculo seguindo uma trajetória precisamente calculada e emerge do outro lado. O gasoduto é depois puxado através desse túnel.

“A conclusão da travessia do rio Níger pelo OB3 é uma etapa determinante para as infraestruturas de gás do Nigéria e uma demonstração clara do que a execução disciplinada e o compromisso contínuo com a excelência podem produzir”, declarou Bashir Bayo Ojulari, diretor-geral da NNPC.

Com 130 quilómetros de extensão, o gasoduto OB3 foi concebido para transportar até dois mil milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia. Ele constitui uma artéria central da rede nacional de gás, ligando os campos produtores do leste aos centros de consumo do oeste, com extensão até ao corredor norte através do gasoduto Ajaokuta–Kaduna–Kano (AKK), segundo Odeh.

A curto prazo, esta travessia deverá libertar mais de 500 milhões de pés cúbicos adicionais de gás por dia para o mercado interno, acrescentou o responsável. Este último antecipa impactos positivos na produção de eletricidade, no crescimento industrial e no abastecimento do mercado da África Ocidental.

Ojulari recordou que a NNPC já tinha realizado uma travessia semelhante do rio Níger em junho de 2025, no âmbito do gasoduto AKK. As equipas aproveitaram essa experiência inicial para concluir uma obra ainda mais difícil, devido às condições geológicas particularmente instáveis do Delta do Níger.

Um gasoduto no centro do paradoxo gasífero nigeriano

O Nigéria detém as maiores reservas de gás de África, estimadas em cerca de 206 biliões de pés cúbicos, segundo dados da Agência de Informação sobre Energia dos EUA (EIA). No entanto, a sua capacidade elétrica efetivamente disponível ronda apenas 4000 a 5000 MW.

Estes dados contrastam com a capacidade instalada, avaliada em cerca de 12 500 MW, segundo dados do Banco Mundial publicados em 2024. Esta diferença explica-se em grande parte pela falta de infraestruturas de transporte de gás, que impede as centrais térmicas de operar em plena capacidade devido à insuficiência de abastecimento.

O gasoduto OB3 e o gasoduto AKK, cuja entrada em funcionamento é esperada para julho próximo, irão criar pela primeira vez uma verdadeira coluna vertebral nacional de transporte de gás. Estas duas infraestruturas inserem-se nos objetivos definidos pelo Presidente Tinubu até 2030. Durante a apresentação, no final de janeiro de 2026, da versão 2.0 do Plano Diretor do Gás (GMP 2026), o responsável da NNPC recordou o objetivo das autoridades de elevar a produção para 10 mil milhões de pés cúbicos por dia até 2027 e 12 mil milhões até 2030. Cerca de 60 mil milhões de dólares de investimentos deverão ser mobilizados para atingir essa meta.

O plano integra-se na iniciativa política e energética conhecida como “Década do Gás”, que visa fazer da exploração do gás natural no Nigéria o pilar do desenvolvimento económico e energético do país ao longo de dez anos (2021–2030).

Abdel-Latif Boureima

Num contexto de défice energético recorrente em Angola, as autoridades procuram melhorar o acesso à eletricidade, especialmente para as populações rurais. Para isso, apostam no potencial do país em recursos renováveis.

Em Angola, o Presidente João Lourenço inaugurou o parque fotovoltaico de Luau, na província oriental do Moxico-Leste. A informação foi divulgada na segunda-feira, 4 de maio, pela Agência Angola Press (Angop), à margem da cerimónia de lançamento da infraestrutura.

Com uma capacidade instalada de 32,2 megawatts (MW), esta infraestrutura integra um sistema de armazenamento por baterias de 79,77 MW e cerca de 55 000 painéis solares, permitindo assegurar um fornecimento contínuo de eletricidade, 24 horas por dia, a mais de 100 000 habitantes.

Segundo João Baptista Borges, ministro angolano da Energia e Águas, trata-se do maior complexo solar com armazenamento alguma vez construído no país. Para além do acesso à energia, destacou também os benefícios ambientais do projeto, nomeadamente uma poupança anual estimada em mais de 17 milhões de litros de combustível e uma redução significativa das emissões de gases com efeito de estufa.

A entrada em funcionamento desta central insere-se num vasto programa nacional que visa eletrificar 60 localidades em seis províncias do interior. O projeto, confiado ao MCA Group, é financiado através de um mecanismo estruturado pelo banco britânico Standard Chartered, com uma garantia de cerca de mil milhões de euros (1,07 mil milhões de dólares) da agência alemã Euler Hermes.

Na ocasião, o chefe de Estado reiterou a ambição do governo de expandir a rede elétrica a todas as 21 províncias do país: “Não pode haver desenvolvimento sem energia. Não pode haver economia sem energia. Não pode haver indústria sem energia”, afirmou, sublinhando que será dada prioridade às energias limpas, como a hidroeletricidade e a solar.

De acordo com um estudo nacional publicado em 2024 pela Empresa Nacional de Distribuição de Electricidade (ENDE), apenas 42,8 % da população angolana tinha acesso à eletricidade, sendo 67 % em áreas urbanas contra 23 % nas zonas rurais.

Abdel-Latif Boureima

Enquanto cerca de 600 milhões de africanos continuam sem acesso à eletricidade, segundo o Banco Mundial, os mecanismos de financiamento adaptados aos mercados fora da rede, como o BGFA, estão a ganhar dimensão no continente.

Mais de 4,3 milhões de pessoas têm agora acesso à eletricidade em África graças ao programa internacional Beyond the Grid Fund for Africa (BGFA). Num comunicado publicado na quarta-feira, 6 de maio, a iniciativa indica que as empresas apoiadas permitiram realizar mais de 845 800 ligações desde o seu lançamento, incluindo cerca de 235 000 apenas no último ano.

O BGFA implementa um mecanismo de financiamento baseado em resultados em seis países africanos. Apoia principalmente sistemas solares domésticos, serviços de aluguer de baterias e soluções energéticas destinadas a atividades produtivas. O programa refere ter desembolsado cerca de 26 milhões de euros e apoiado quase 7 500 empresas africanas. No final de 2025, estima ter atingido cerca de 45% do seu objetivo global, visando agora 1,9 milhões de ligações e mais de 9,6 milhões de beneficiários até 2028.

Facilitar o acesso à eletricidade na África subsaariana

Segundo o fundo, os progressos foram particularmente significativos na Zâmbia e no Uganda no que diz respeito às ligações realizadas. A Libéria e a República Democrática do Congo (RDC) registaram os avanços mais importantes, incluindo a entrada em funcionamento dos primeiros mini-redes de energia renovável desenvolvidos pelo setor privado. O programa indica, no entanto, que as condições de segurança continuam a dificultar as operações de várias empresas no Burkina Faso e na RDC.

“O BGFA demonstrou que o financiamento competitivo baseado em resultados é eficaz, mesmo nos contextos mais difíceis […] Ao combinar subvenções sujeitas a condições rigorosas com exigências estritas de sustentabilidade, estamos a expandir o acesso à energia enquanto preservamos a viabilidade a longo prazo do mercado”, afirmou Olle Bergdal Mjengwa, presidente do comité diretivo e responsável do programa na Agência Sueca de Cooperação Internacional para o Desenvolvimento (Sida).

Segundo o Banco Mundial, cerca de 600 milhões de pessoas em África continuam sem eletricidade, apesar dos esforços, principalmente nas zonas rurais da África subsaariana. Nestes segmentos considerados mais arriscados e menos rentáveis, o acesso ao financiamento também é limitado para muitas empresas especializadas na eletrificação fora da rede.

Neste contexto, mecanismos de financiamento baseados em resultados como o BGFA estão a ganhar importância. Em paralelo, iniciativas como a Mission 300 e a ASCENT procuram acelerar a eletrificação do continente.

Abdoullah Diop