Mais que números: o impacto da APP na transição energética e no desenvolvimento local em Cabo Verde

Em Cabo Verde, a transição energética acontece porque há quem implemente, responda aos desafios do país e transforme visão em acção – e a APP – Águas de Ponta Preta é um exemplo claro de materialização no terreno.

Com projectos IPP em ilhas como o Sal e São Vicente, e impacto à escala nacional, a APP tem sido parceira estratégica do Governo, apostando em soluções inovadoras e numa diversidade de tecnologias adaptadas à realidade insular do país.

Conversámos com Jânio Santos, Director de Desenvolvimento de Negócios da APP, para compreender de que forma a empresa tem contribuído para acelerar a transição energética cabo‑verdiana e potenciar o desenvolvimento local.

Como caracteriza a evolução da transição energética em Cabo Verde e de que forma a APP tem contribuído para esse percurso?

A política energética do país, no que diz respeito à transição energética, tem sido ambiciosa e está a apresentar resultados muito positivos. Cabo Verde, no contexto de implementação de políticas energéticas, conta com três vantagens fundamentais:

1. É um país pequeno, e os impactos – quando as coisas são feitas correctamente – surgem a curto prazo;
2. A ausência de recursos fósseis torna as renováveis um incentivo evidente;
3. O potencial renovável, sobretudo solar e eólico, é muito relevante em termos absolutos.

Na APP, temos vindo a implementar, desde 2015, sistemas fotovoltaicos em todas as nossas centrais de produção e tratamento de água. No entanto, foi a partir de Junho de 2018, com a entrada em operação da central de Ponta Preta de 1,3 MWp, que demos o salto para instalações de geração em escala.

Entre os pontos-chave onde a APP participa, destacam-se os projectos IPP da ilha do Sal (6 MWp, em operação desde 2024), São Vicente (6 MWp, em operação desde novembro de 2025) e Santiago (12 MWp, actualmente em início de construção). Estas são centrais de grande relevância em termos de impacto, contribuindo hoje com cerca de 15% do mix energético nacional. O objectivo de alcançar 30% de renováveis em 2025 já foi cumprido, e estamos próximos da meta de 50% proposta para 2030, sobretudo considerando também a contribuição da energia eólica.

Além disso, nas ilhas de menor dimensão, a APP está também a executar, para o Estado, cinco centrais fotovoltaicas. Entre elas, Maio (0,40 MWp) e Santo Antão (1,2 MWp) já se encontram em operação; São Nicolau (0,40 MWp) entra em serviço este mês de Março; e Brava (1,3 MWp) e Fogo (1,3 MWp) deverão entrar em operação ao longo de 2026.

Iniciámos agora também a execução do projecto de repowering da central fotovoltaica de Palmarejo, que passará de 4 para 10MW de potência, fruto do Acordo de Conversão de Dívida entre Cabo Verde e Portugal, em parceria com a RESUL.

Este cenário de importantes investimentos, tanto privados como públicos, na produção de energias renováveis (solar e eólica) tem sido, sem dúvida, um dos factores que levou a ARME a reduzir recentemente o custo da energia para os consumidores em cerca de 7%. É um reflexo claro do impacto real que estes projectos já estão a ter no mix energético nacional.

Além do contributo para a estratégia energética nacional, que impacto têm tido os vossos projectos na economia e na comunidade, que reforçam o carácter transversal do sector da energia e o potencial de se constituir um motor para o desenvolvimento, na lógica “Mais que energia” que a ALER tem promovido?

A energia é, sem dúvida, um motor fundamental do desenvolvimento; no século XXI, não existe desenvolvimento sustentável ao longo do tempo sem acesso garantido à energia.

Por isso, para além dos impactos macro e estratégicos – como a penetração das renováveis, a redução das emissões de GEE e o impacto no preço da energia – na APP também gostamos de falar de impactos “mais do que números”, alinhados com o que a ALER designa como “mais do que energia”.

Actualmente, estamos a trabalhar em projectos de grande impacto, tornando todas as nossas instalações de produção e tratamento de água auto-suficientes em termos energéticos, através da implementação de energias renováveis e sistemas de baterias. O objectivo é reduzir os custos de produção e tratamento, como acontece na ETAR de Santa Maria, na ilha do Sal, ou na APN em Santo Antão.

No total, estamos a desenvolver cinco projectos de armazenamento de energia, em sectores tão diversos como os serviços básicos, o turismo e a agricultura.

Um projecto de que nos orgulhamos particularmente, pelo seu impacto directo nas condições de vida das pessoas, é o de Montetrigo, na ilha de Santo Antão. Iniciado há 14 anos, terá em 2026 um salto qualitativo significativo com a entrada em funcionamento da ampliação da central fotovoltaica e das baterias, bem como da nova planta dessalinizadora, destinada a servir uma população altamente isolada de cerca de 200 famílias cuja actividade económica assenta essencialmente na pesca.

Também valorizamos a integração de recursos humanos nos novos projectos. Cada central fotovoltaica gera cerca de 70 postos de trabalho adicionais durante a fase de construção – incluindo engenheiros, técnicos e operários – que são incorporados através de novas contratações e alguns estágios, acompanhados de formação específica. Uma parte destas pessoas mantém-se na empresa após a conclusão dos projectos.

Cabo Verde tem apresentado elevados níveis de integração de renováveis em sistemas pequenos e insulares. Que soluções técnicas e operacionais tem a APP vindo a aplicar para optimizar essa integração e que outras inovações podem vir a incorporar?

A integração de energias renováveis representa, por si só, um desafio significativo para os gestores de redes. As fontes renováveis são inerentemente variáveis e, para definirmos soluções técnicas adequadas, é essencial identificar claramente a tipologia de cada uma, uma vez que cada tecnologia impõe desafios distintos.

No caso da energia solar, observamos um ciclo de produção diário e também anual, além de oscilações instantâneas associadas ao fenómeno do shifting. Já a energia eólica apresenta uma variabilidade marcada sobretudo pelo seu componente sazonal. Por último, os sistemas de auto-consumo merecem um tratamento específico, pois introduzem na rede variações quase instantâneas de carga – ora injectando energia, ora retirando demanda – o que requer uma gestão activa e contínua.

É importante destacar que nenhuma destas fontes, isoladamente, contribui para melhorar o desempenho global da rede. Por isso, tal como já foi mencionado na pergunta anterior, a incorporação de baterias é um elemento fundamental, sobretudo em sistemas insulares ou de pequena dimensão. As baterias desempenham um papel crítico tanto para grandes auto-produtores como ao nível sistémico, permitindo uma gestão mais eficiente e facilitando uma maior integração de energia renovável, quer em projectos utility scale, quer em sistemas de auto-consumo com excedentes.

Contudo, há outros aspectos estruturais que também precisam de ser considerados: a robustez da própria rede, o acoplamento e a hibridização de diferentes fontes de geração e, eventualmente, a interconexão entre sistemas. Actualmente, com o apoio de ferramentas de previsão (forecasting) e processos de digitalização, conseguimos complementar estes elementos e melhorar de forma significativa o desempenho operacional das redes eléctricas.

No contexto específico de Cabo Verde, a nova capacidade instalada e a adopção de tecnologias mais avançadas são, sem dúvida, importantes. No entanto, são igualmente críticos a manutenção e a operação adequada dos activos existentes, para garantir a fiabilidade e o desempenho global do sistema eléctrico.

Como vêem o potencial de crescimento da mobilidade eléctrica em Cabo Verde, e que lições aprendidas retiram da vossa experiência até agora?

Cabo Verde representa um cenário incomparável para a implementação efectiva da mobilidade eléctrica em larga escala. O facto de o mercado ser relativamente pequeno e de as distâncias a percorrer serem limitadas facilita a adopção de medidas que permitam que a mobilidade eléctrica se torne predominante no segmento dos veículos utilitários.

O nosso grupo está ligado ao sector da mobilidade eléctrica desde 2008, o que nos proporciona uma perspectiva abrangente sobre a evolução do sector desde os seus primórdios – que eram substancialmente diferentes da realidade actual.

Desde junho de 2023, quando nos foi atribuída a concessão da Rede Nacional de Carregamento, através da nossa subsidiária TRAÇÕES ELÉCTRICAS DE CABO VERDE (TECV), adquirimos uma experiência muito relevante para a implementação de infra-estruturas e para a aterrizagem das políticas públicas adequadas.

Esta é uma questão que daria para discutir durante dois dias, mas, resumindo, diria que o mais importante é que o planeamento da implementação esteja alinhado com as especificidades locais. Destaco quatro pontos essenciais:

1. Tipologia e disponibilidade da rede: Em zonas de elevada procura, devem ser instalados carregadores ultra-rápidos; no entanto, a rede tem de ter capacidade para suportar essas potências.
2. Política tarifária: Uma estrutura tarifária bem desenhada é fundamental para orientar o comportamento dos utilizadores e garantir a sustentabilidade do sistema.
3. Política de incentivos: Os incentivos não devem limitar-se a apoios financeiros ao consumidor. Um instrumento que, na nossa opinião, ainda não está a ser explorado em Cabo Verde é o sinal de preço. Consideramos que poderia ser interessante tornar o carregamento em via pública mais barato do que o carregamento domiciliário, o que ajudaria a gerir melhor as sobrecargas na rede e a orientar o consumo para períodos e locais mais adequados.
4. Alinhamento institucional: É essencial coerência entre instituições. De pouco vale isentar os veículos eléctricos de taxas de estacionamento em espaço público se, ao mesmo tempo, câmaras municipais ou empresas públicas pretendem aplicar tarifas aos próprios pontos de carregamento. A falta de alinhamento pode comprometer a eficácia das políticas de mobilidade eléctrica.

O acesso ao financiamento continua a ser um dos maiores desafios para projectos de energia em África. Que soluções implementou a APP para ultrapassar este constrangimento e garantir o investimento necessário para os projectos já concluídos e em curso?

Sim e não. Nós apenas podemos falar a partir da nossa experiência enquanto APP e enquanto parte do Grupo IMPULSO.

Discutir projectos de energia em África, de forma ampla, já é um tema de outra dimensão. O principal desafio, na nossa perspectiva, está no enquadramento legal e regulatório.

Para que um projecto seja financiável, é essencial que as condições de concepção sejam adequadas, sobretudo no que diz respeito às garantias que recebe o investidor e financiador. Ou seja, os riscos devem ser partilhados entre as partes de forma racional. Depois, os acordos precisam de ser cumpridos, e eventuais disputas devem ter mecanismos de resolução equilibrados, que não prejudiquem nenhuma das partes.

Quando estes factores estão assegurados – por parte das entidades concedentes, dos off-takers e das empresas –, os mecanismos de financiamento existem e funcionam.

É importante fazer aqui um parêntesis: trabalhamos num mercado onde existe um regulador activo (ARME) e onde o sector financeiro atingiu um nível de maturidade elevado no que toca a projectos de infra-estrutura, algo que talvez não acontecia há dez anos.

Além disso, a APP é uma empresa cabo-verdiana com um portefólio significativo de activos produtivos, que os accionistas não hesitam em colocar ao serviço dos projectos. Isto demonstra uma visão clara de longo prazo.

Os nossos projectos apresentam preços de energia extremamente competitivos. Estamos a vender energia a um preço base de referência abaixo dos 60 €/MWh, quando o custo para o utilizador final – seja doméstico ou industrial – ronda os 200 €/MWh.

Todos os projectos foram financiados com uma combinação de capitais próprios e financiamento alheio. As taxas de juro praticadas no mercado cabo-verdiano para este tipo de projectos são competitivas, e o facto de o escudo estar indexado ao euro é um elemento importante de segurança e estabilidade.

Recorremos ao financiamento com banca local – através de três bancos diferentes – e também à emissão de green bonds (obrigações verdes) na Bolsa de Valores. Em todos os casos, a experiência foi positiva. No entanto, em termos práticos, a via da Bolsa exige maior dedicação e tende a representar um custo final ligeiramente superior, devido às condições de carência e aos prazos, apesar do valor nominal ser bastante competitivo.

Por fim, há um ponto onde existe grande margem para melhoria: seria desejável que os multilaterais e os seus instrumentos financeiros conseguissem ajustar melhor as suas propostas às entidades e empresas que, de facto, têm capacidade de executar os projectos. A adaptação destes mecanismos à realidade dos operadores que entregam resultados no terreno seria um passo muito relevante para acelerar o desenvolvimento do sector.

Quais os principais desafios que ainda identificam no contexto insular e que oportunidades vêem para acelerar o caminho das renováveis e implementar a próxima fase da transição energética de Cabo Verde?

Existem dois níveis distintos de reflexão. O primeiro diz respeito à estrutura institucional do sector, onde ainda é necessário definir com clareza o papel dos diferentes players públicos e também privados. Actualmente, temos uma ELECTRA que, embora apresente vários nomes e objectivos formalmente distintos, na prática mantém o mesmo conteúdo estrutural e funcional. Essa falta de delimitação clara de papéis e responsabilidades influencia a eficiência e a coerência do sistema. Que poderia acabar por ser um risco ao investimento na transição energética porquanto a visibilidade a longo prazo do cenário ainda é fraca.

O segundo nível refere‑se à política de concepção das soluções tecnológicas. Do nosso ponto de vista, projectos de grande escala, como o Pump Storage de Santiago, têm relevância, são tecnologicamente desafiantes e, até certo ponto, inspiradores. No entanto, importa reconhecer que, apesar do seu impacto, trata‑se de um projecto localizado, com efeitos essencialmente circunscritos à ilha de Santiago.

A partir daqui, será fundamental acompanhar a evolução e perceber se a estratégia seguirá um modelo de soluções específicas para cada ilha ou se avançará para uma abordagem interligada, com visão integrada para o conjunto do arquipélago. Contudo, este tema insere‑se muito mais no domínio da política pública e da visão de país do que naquilo que a APP, enquanto operador, pode determinar ou influenciar directamente.

Com base na experiência e impressionantes resultados atingidos no sector da energia em Cabo Verde, como é que o país se pode posicionar num contexto lusófono e internacional?

Cabo Verde já é hoje uma referência, e a implementação da política energética tem sido um verdadeiro sucesso iniciado pelos máximos responsáveis políticos, sem dúvida. O desafio agora é consolidar esse bom trabalho através de uma gestão rigorosa e da correcção das contingências que vão sendo identificadas.

Existem casos positivos muito relevantes no país durante os últimos anos e diria que até décadas, como a Cabéolica, a ElectricWind, a mobilidade eléctrica impulsionada pela TECV e também o sector solar, onde o nosso conjunto de projectos – já executados ou em fase de construção – atinge os 50 MWp distribuídos pelo território. A isso somam‑se ainda as micro-redes e os sistemas isolados que desempenham um papel crucial na transição energética nas ilhas de menor dimensão.

Os nossos fornecedores tecnológicos reconhecem frequentemente que, em comparação com o continente africano, os projectos em Cabo Verde são executados com muito mais agilidade e previsibilidade. Isto revela um ecossistema institucional mais maduro e uma capacidade de implementação acima da média.

Mas há um ponto essencial: para que a política energética continue a ser um sucesso, é fundamental que o sector público regule bem, com clareza, estabilidade e visão, e que o sector privado execute de forma eficiente, optimizando recursos. E ambos – público e privado – devem partilhar sinergias, riscos, sucessos e também eventuais fracassos. Só assim se constrói um modelo sustentável.

Finalmente, a operação e manutenção posterior são absolutamente determinantes para a durabilidade e a eficiência dos projectos. A transição energética não termina com a inauguração de um activo; ela mantém‑se todos os dias, na forma como os sistemas são operados, monitorizados e preservados ao longo do seu ciclo de vida.

Neste contexto de posicionamento internacional e cooperação lusófona, como vêem o papel da ALER e que valor acrescentado a Associação tem trazido à APP?

A ALER tem um ponto forte que permite uma troca de experiências entre realidades muito diferentes. A nível africano, conta com membros de grandes países com recursos energéticos muito importantes, como Angola e Moçambique, juntamente com outros de contexto muito pequeno e insular, como Cabo Verde ou São Tomé e Príncipe. Além disso, consegue integrar experiências de dois grandes mercados: o europeu, através de Portugal, e o brasileiro.

Na APP, vemos a ALER como um ponto de encontro entre todas estas realidades, que nos permite levantar os olhos dos nossos projectos, tarefas e preocupações diárias e manter um fluxo de informação contínuo com contextos simultaneamente semelhantes e diferentes.