A má manutenção durante a década de 1980 politicamente instável viu uma queda na produção da Barragem de Owen Falls (agora Central Elétrica de Nalubaale), na foz do Nilo Branco, de 635,5 milhões de quilowatts-hora em 1986 para 609,9 milhões de quilowatts-hora em 1987, com seis dos dez geradores quebrados no final de 1988. A Estação A Usina Hidrelétrica de Kiira, de 200 megawatts, construída ao lado da Usina de Nalubaale, aumentou a capacidade total de produção para 380 megawatts.[20]​.

Entre 2007 e 2012, a Central Hidroeléctrica de Bujagali, de 250 megawatts, foi construída como um projecto público-privado, a um custo de aproximadamente 862 milhões de dólares. O consórcio proprietário da estação inclui o Fundo Aga Khan para o Desenvolvimento Económico, a SN Power (uma subsidiária do Fundo Norueguês de Investimento para Países em Desenvolvimento) e o governo do Uganda. A Bujagali Energy Limited é uma empresa de veículos especiais criada para operar a usina em nome dos acionistas.[21]​.

Em outubro de 2013, começou a construção da Central Elétrica de Isimba, de 183 megawatts, a aproximadamente 40 quilômetros (25 milhas) a jusante de Bujagali, com um orçamento de aproximadamente US$ 590 milhões, como uma empresa pública com financiamento do Banco de Exportação e Importação da China. O comissionamento foi planejado durante o segundo semestre de 2018.[22]​[23]​ No entanto, a construção foi concluída em janeiro de 2019[24]​ e as operações comerciais começaram em março de 2019.[25]​.

Também em 2013, os trabalhos na Central Elétrica de Karuma, de 600 megawatts, começaram com um orçamento de aproximadamente 2 mil milhões de dólares, incluindo 250 milhões de dólares para construir as linhas de transmissão de alta tensão para evacuar a energia gerada. A conclusão estava prevista para o final de 2018.[26]​ No entanto, uma data de conclusão mais realista é o final de 2019 ou início de 2020.[27]​.

Em Maio de 2015, seis centrais hidroeléctricas estavam ligadas à rede eléctrica nacional, fornecendo cerca de 65 megawatts. Essas usinas incluem Nyagak I" (3,5 megawatts), Kabalega" (9 megawatts), Kanungu" (6,6 megawatts), Bugoye" (13 megawatts), Mubuku I") (5 megawatts), Mubuku III") (10 megawatts) e Mpanga" (18 megawatts).

Existem duas usinas termelétricas a óleo pesado no país.

A Central Elétrica de Namanve é uma usina de 50 megawatts de propriedade da Jacobsen Electricity Company Limited (Uganda), uma subsidiária integral da Jacobsen Elektro, uma empresa norueguesa independente de produção de energia. A construção da central custou 92 milhões de dólares (66 milhões de euros) em 2008.[29]​.

A Central Térmica de Tororo é uma usina de combustível pesado de 89 megawatts de propriedade da Electro-Maxx Limited, uma empresa de Uganda e subsidiária do Simba Group of Companies, de propriedade do industrial ugandense Patrick Bitature. Esta usina está licenciada para vender até 50 megawatts à rede elétrica nacional.[30]​.

Namanve e Tororo são usadas como fontes de energia de reserva para evitar perda de carga quando a geração de energia hidrelétrica não atende à demanda.[31]​.

Cinco fabricantes de açúcar no Uganda têm uma capacidade total de cogeração de cerca de 110 megawatts, dos quais cerca de 50 por cento estão disponíveis para venda à rede nacional. As usinas de cogeração e suas capacidades de geração incluem a Central Elétrica de Kakira (52 megawatts), a Central Elétrica de Kinyara (40 megawatts), a Central Elétrica de Lugazi (14 megawatts), a Central Elétrica de Kaliro (12 megawatts) e a Central Térmica de Mayuge (1,6 megawatts).[32]​[33]​.

O Uganda é muito vulnerável às alterações nos preços do petróleo, uma vez que importa quase todos os seus 18.180 barris de petróleo por dia (2.890 m3/dia). O petróleo chega através do porto queniano de Mombaça.[34]​.

Os governos do Quénia, do Uganda e do Ruanda estão a desenvolver conjuntamente o Oleoduto de Produtos Petrolíferos Quénia-Uganda-Ruanda para transportar produtos petrolíferos refinados de Mombaça, através de Nairobi, até Eldoret, todos no Quénia. De Eldoret, o gasoduto continuará através de Malaba até Kampala, no Uganda, e continuará até Kigali, no Ruanda. O estudo de viabilidade para a extensão do gasoduto Eldoret até Kampala foi adjudicado a uma empresa internacional em 1997. O estudo foi concluído em 1998 e o relatório foi apresentado no ano seguinte. O estudo de viabilidade, separadamente para a extensão de Kampala a Kigali, foi atribuído à Comunidade da África Oriental em Setembro de 2011. Os governos do Quénia, do Uganda e do Ruanda aceitaram os resultados dos estudos. O contrato de construção foi inicialmente adjudicado em 2007 à Tamoil, uma empresa propriedade do Governo da Líbia. Esse contrato foi anulado em 2012 depois que a empresa não conseguiu implementar o projeto. Em Abril de 2014, catorze empresas tinham apresentado propostas para construir a extensão do gasoduto do Quénia ao Ruanda. A construção estava prevista para começar em 2014, com um cronograma de construção de 32 meses. O lançamento estava previsto para 2016.[35]​.

Em 2006, Uganda confirmou a existência de reservas de petróleo comercialmente viáveis ​​no Vale do Rift Ocidental em torno do Lago Albert ("Lago Albert (África)"). Em junho de 2006, a Hardman Resources da Austrália descobriu areias petrolíferas em Waranga 1, Waranga 2 e Mputa. O presidente Yoweri Museveni anunciou que esperava uma produção de 6.000 bbl/d (950 m3/d) a 10.000 bbl/d (1.600 m3/d) em 2009.[36]​.

Em julho de 2007, a Heritage Oil, uma das várias empresas que exploram o Lago Albert, aumentou a sua estimativa para o poço Kingfisher (bloco 3A) no distrito de Hoima, sub-região de Bunyoro, afirmando que pensavam que era maior que 600 milhões de barris (95 milhões de m³) de petróleo bruto. A parceira da Heritage, a Tullow Oil, com sede em Londres, que comprou a Hardman Resources, foi mais cautelosa, mas expressou confiança de que a bacia de Albertine como um todo continha mais de mil milhões de barris. O poço Kingfisher-1 forneceu 13.893 barris por dia (2.208,8 m3/d) de petróleo 30-32 API.[37]​.

Esta notícia veio imediatamente após o relatório Nzizi Tullow de 11 de Julho de 2007, que confirmou a presença de 14 milhões de metros cúbicos (400.000 m3) por dia de gás natural. A Heritage, num relatório aos seus parceiros, estimou as reservas do Uganda em 2,4 milhões de barris avaliados em 7 mil milhões de dólares como a "nova jogada mais emocionante na África Subsaariana na última década".[37]​ No entanto, o desenvolvimento exigirá 750 milhas (1.207,0 km) de oleoduto até à costa, que necessitará de petróleo de 80 dólares para ser rentável.[38]​ As relações entre o Uganda e a vizinha República Democrática do Congo (RDC) têm sido tensas desde a descoberta do petróleo. petróleo, uma vez que ambos os países procuram clarificar a seu favor a delimitação da fronteira no lago, particularmente a propriedade da pequena ilha de Rukwanzi. O Ministro dos Negócios Estrangeiros do Uganda, Sam Kutesa, fez uma visita de emergência a Kinshasa numa tentativa de aliviar as tensões.[39]​.

O jornal The Economist, observando que a RDC atribuiu blocos de exploração no seu lado da fronteira, propôs que a situação fosse resolvida amigavelmente: o Uganda precisa de uma fronteira estável e segura para atrair investimento estrangeiro para desenvolver reservas de petróleo, enquanto o custo do transporte de petróleo para o único porto da RDC em Matadi é tão proibitivo que o governo congolês é quase forçado a procurar acesso a um oleoduto através do Uganda.[39]​.

Após um período inicial de desacordo entre o governo do Uganda e as empresas de exploração de petróleo, os dois lados concordaram em Abril de 2013 em construir simultaneamente um oleoduto para a costa do Quénia (Oleoduto Uganda-Quénia) e uma refinaria de petróleo no Uganda (Refinaria de Petróleo do Uganda).[40]​.

Em fevereiro de 2015, o governo de Uganda selecionou o consórcio liderado pela RT Global Resources da Rússia como vencedor para construir a refinaria. Esperava-se que o governo iniciasse negociações aprofundadas com o licitante vencedor para um acordo vinculativo para a construção da refinaria. As negociações deveriam durar cerca de 60 dias. Se as partes não concordassem com os termos, o governo planeava negociar com o participante não seleccionado, o consórcio liderado pela SK Energy da Coreia do Sul, para construir a refinaria.[41] Quando essas negociações foram interrompidas em julho de 2016,[42] Uganda iniciou negociações com o participante da reserva, o consórcio liderado pela SK Engineering & Construction da Coreia do Sul.[43]

Em agosto de 2017, as negociações com o consórcio liderado pela SK Engineering & Construction também fracassaram.[44] Começaram então as negociações com um novo consórcio liderado pelo Guangzhou Dongsong Energy Group, uma empresa chinesa. Essas negociações fracassaram em junho de 2017, quando a CPECC, o principal contratante do consórcio, retirou-se das negociações.[45]​.

Em agosto de 2017, o Consórcio de Refinaria Albertine Graben, um novo consórcio liderado pela General Electric (GE) dos Estados Unidos, concordou em construir a refinaria de 4 mil milhões de dólares. A GE detém 60 por cento, enquanto o governo do Uganda e outros investidores detêm os restantes 40 por cento. A Total SA concordou em adquirir uma participação de 10 por cento na refinaria.[44]​.

Em Dezembro de 2017, Irene Muloni, Ministra da Energia do Uganda, anunciou que o país planeava aderir à Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) até 2020, data prevista para o primeiro carregamento de petróleo.[46]​.

Para diversificar o conjunto nacional de energia, a Autoridade Reguladora da Electricidade (Uganda) autorizou em Dezembro de 2014 duas centrais de energia solar, cada uma com capacidade para gerar 10 megawatts. Esperava-se que as usinas, Estação de Energia Solar Tororo e Estação de Energia Solar Soroti, entrassem em operação em dezembro de 2015. Kabulasoke, um empreendimento privado de 20 megawatts por um IPP privado, foi comissionado e conectado à rede nacional. A Estação de Energia Solar Mayuge, outro projeto IPP de 10 megawatts, que custou US$ 41 bilhões (aproximadamente US$ 11,3 milhões) para construir, entrou em operação em junho de 2019, elevando o total de energia solar energia gerada para a rede para 50 megawatts em todo o país.[51]​.

A má manutenção durante a década de 1980 politicamente instável viu uma queda na produção da Barragem de Owen Falls (agora Central Elétrica de Nalubaale), na foz do Nilo Branco, de 635,5 milhões de quilowatts-hora em 1986 para 609,9 milhões de quilowatts-hora em 1987, com seis dos dez geradores quebrados no final de 1988. A Estação A Usina Hidrelétrica de Kiira, de 200 megawatts, construída ao lado da Usina de Nalubaale, aumentou a capacidade total de produção para 380 megawatts.[20]​.

Entre 2007 e 2012, a Central Hidroeléctrica de Bujagali, de 250 megawatts, foi construída como um projecto público-privado, a um custo de aproximadamente 862 milhões de dólares. O consórcio proprietário da estação inclui o Fundo Aga Khan para o Desenvolvimento Económico, a SN Power (uma subsidiária do Fundo Norueguês de Investimento para Países em Desenvolvimento) e o governo do Uganda. A Bujagali Energy Limited é uma empresa de veículos especiais criada para operar a usina em nome dos acionistas.[21]​.

Em outubro de 2013, começou a construção da Central Elétrica de Isimba, de 183 megawatts, a aproximadamente 40 quilômetros (25 milhas) a jusante de Bujagali, com um orçamento de aproximadamente US$ 590 milhões, como uma empresa pública com financiamento do Banco de Exportação e Importação da China. O comissionamento foi planejado durante o segundo semestre de 2018.[22]​[23]​ No entanto, a construção foi concluída em janeiro de 2019[24]​ e as operações comerciais começaram em março de 2019.[25]​.

Também em 2013, os trabalhos na Central Elétrica de Karuma, de 600 megawatts, começaram com um orçamento de aproximadamente 2 mil milhões de dólares, incluindo 250 milhões de dólares para construir as linhas de transmissão de alta tensão para evacuar a energia gerada. A conclusão estava prevista para o final de 2018.[26]​ No entanto, uma data de conclusão mais realista é o final de 2019 ou início de 2020.[27]​.

Em Maio de 2015, seis centrais hidroeléctricas estavam ligadas à rede eléctrica nacional, fornecendo cerca de 65 megawatts. Essas usinas incluem Nyagak I" (3,5 megawatts), Kabalega" (9 megawatts), Kanungu" (6,6 megawatts), Bugoye" (13 megawatts), Mubuku I") (5 megawatts), Mubuku III") (10 megawatts) e Mpanga" (18 megawatts).

Existem duas usinas termelétricas a óleo pesado no país.

A Central Elétrica de Namanve é uma usina de 50 megawatts de propriedade da Jacobsen Electricity Company Limited (Uganda), uma subsidiária integral da Jacobsen Elektro, uma empresa norueguesa independente de produção de energia. A construção da central custou 92 milhões de dólares (66 milhões de euros) em 2008.[29]​.

A Central Térmica de Tororo é uma usina de combustível pesado de 89 megawatts de propriedade da Electro-Maxx Limited, uma empresa de Uganda e subsidiária do Simba Group of Companies, de propriedade do industrial ugandense Patrick Bitature. Esta usina está licenciada para vender até 50 megawatts à rede elétrica nacional.[30]​.

Namanve e Tororo são usadas como fontes de energia de reserva para evitar perda de carga quando a geração de energia hidrelétrica não atende à demanda.[31]​.

Cinco fabricantes de açúcar no Uganda têm uma capacidade total de cogeração de cerca de 110 megawatts, dos quais cerca de 50 por cento estão disponíveis para venda à rede nacional. As usinas de cogeração e suas capacidades de geração incluem a Central Elétrica de Kakira (52 megawatts), a Central Elétrica de Kinyara (40 megawatts), a Central Elétrica de Lugazi (14 megawatts), a Central Elétrica de Kaliro (12 megawatts) e a Central Térmica de Mayuge (1,6 megawatts).[32]​[33]​.

O Uganda é muito vulnerável às alterações nos preços do petróleo, uma vez que importa quase todos os seus 18.180 barris de petróleo por dia (2.890 m3/dia). O petróleo chega através do porto queniano de Mombaça.[34]​.

Os governos do Quénia, do Uganda e do Ruanda estão a desenvolver conjuntamente o Oleoduto de Produtos Petrolíferos Quénia-Uganda-Ruanda para transportar produtos petrolíferos refinados de Mombaça, através de Nairobi, até Eldoret, todos no Quénia. De Eldoret, o gasoduto continuará através de Malaba até Kampala, no Uganda, e continuará até Kigali, no Ruanda. O estudo de viabilidade para a extensão do gasoduto Eldoret até Kampala foi adjudicado a uma empresa internacional em 1997. O estudo foi concluído em 1998 e o relatório foi apresentado no ano seguinte. O estudo de viabilidade, separadamente para a extensão de Kampala a Kigali, foi atribuído à Comunidade da África Oriental em Setembro de 2011. Os governos do Quénia, do Uganda e do Ruanda aceitaram os resultados dos estudos. O contrato de construção foi inicialmente adjudicado em 2007 à Tamoil, uma empresa propriedade do Governo da Líbia. Esse contrato foi anulado em 2012 depois que a empresa não conseguiu implementar o projeto. Em Abril de 2014, catorze empresas tinham apresentado propostas para construir a extensão do gasoduto do Quénia ao Ruanda. A construção estava prevista para começar em 2014, com um cronograma de construção de 32 meses. O lançamento estava previsto para 2016.[35]​.

Em 2006, Uganda confirmou a existência de reservas de petróleo comercialmente viáveis ​​no Vale do Rift Ocidental em torno do Lago Albert ("Lago Albert (África)"). Em junho de 2006, a Hardman Resources da Austrália descobriu areias petrolíferas em Waranga 1, Waranga 2 e Mputa. O presidente Yoweri Museveni anunciou que esperava uma produção de 6.000 bbl/d (950 m3/d) a 10.000 bbl/d (1.600 m3/d) em 2009.[36]​.

Em julho de 2007, a Heritage Oil, uma das várias empresas que exploram o Lago Albert, aumentou a sua estimativa para o poço Kingfisher (bloco 3A) no distrito de Hoima, sub-região de Bunyoro, afirmando que pensavam que era maior que 600 milhões de barris (95 milhões de m³) de petróleo bruto. A parceira da Heritage, a Tullow Oil, com sede em Londres, que comprou a Hardman Resources, foi mais cautelosa, mas expressou confiança de que a bacia de Albertine como um todo continha mais de mil milhões de barris. O poço Kingfisher-1 forneceu 13.893 barris por dia (2.208,8 m3/d) de petróleo 30-32 API.[37]​.

Esta notícia veio imediatamente após o relatório Nzizi Tullow de 11 de Julho de 2007, que confirmou a presença de 14 milhões de metros cúbicos (400.000 m3) por dia de gás natural. A Heritage, num relatório aos seus parceiros, estimou as reservas do Uganda em 2,4 milhões de barris avaliados em 7 mil milhões de dólares como a "nova jogada mais emocionante na África Subsaariana na última década".[37]​ No entanto, o desenvolvimento exigirá 750 milhas (1.207,0 km) de oleoduto até à costa, que necessitará de petróleo de 80 dólares para ser rentável.[38]​ As relações entre o Uganda e a vizinha República Democrática do Congo (RDC) têm sido tensas desde a descoberta do petróleo. petróleo, uma vez que ambos os países procuram clarificar a seu favor a delimitação da fronteira no lago, particularmente a propriedade da pequena ilha de Rukwanzi. O Ministro dos Negócios Estrangeiros do Uganda, Sam Kutesa, fez uma visita de emergência a Kinshasa numa tentativa de aliviar as tensões.[39]​.

O jornal The Economist, observando que a RDC atribuiu blocos de exploração no seu lado da fronteira, propôs que a situação fosse resolvida amigavelmente: o Uganda precisa de uma fronteira estável e segura para atrair investimento estrangeiro para desenvolver reservas de petróleo, enquanto o custo do transporte de petróleo para o único porto da RDC em Matadi é tão proibitivo que o governo congolês é quase forçado a procurar acesso a um oleoduto através do Uganda.[39]​.

Após um período inicial de desacordo entre o governo do Uganda e as empresas de exploração de petróleo, os dois lados concordaram em Abril de 2013 em construir simultaneamente um oleoduto para a costa do Quénia (Oleoduto Uganda-Quénia) e uma refinaria de petróleo no Uganda (Refinaria de Petróleo do Uganda).[40]​.

Em fevereiro de 2015, o governo de Uganda selecionou o consórcio liderado pela RT Global Resources da Rússia como vencedor para construir a refinaria. Esperava-se que o governo iniciasse negociações aprofundadas com o licitante vencedor para um acordo vinculativo para a construção da refinaria. As negociações deveriam durar cerca de 60 dias. Se as partes não concordassem com os termos, o governo planeava negociar com o participante não seleccionado, o consórcio liderado pela SK Energy da Coreia do Sul, para construir a refinaria.[41] Quando essas negociações foram interrompidas em julho de 2016,[42] Uganda iniciou negociações com o participante da reserva, o consórcio liderado pela SK Engineering & Construction da Coreia do Sul.[43]

Em agosto de 2017, as negociações com o consórcio liderado pela SK Engineering & Construction também fracassaram.[44] Começaram então as negociações com um novo consórcio liderado pelo Guangzhou Dongsong Energy Group, uma empresa chinesa. Essas negociações fracassaram em junho de 2017, quando a CPECC, o principal contratante do consórcio, retirou-se das negociações.[45]​.

Em agosto de 2017, o Consórcio de Refinaria Albertine Graben, um novo consórcio liderado pela General Electric (GE) dos Estados Unidos, concordou em construir a refinaria de 4 mil milhões de dólares. A GE detém 60 por cento, enquanto o governo do Uganda e outros investidores detêm os restantes 40 por cento. A Total SA concordou em adquirir uma participação de 10 por cento na refinaria.[44]​.

Em Dezembro de 2017, Irene Muloni, Ministra da Energia do Uganda, anunciou que o país planeava aderir à Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) até 2020, data prevista para o primeiro carregamento de petróleo.[46]​.

Para diversificar o conjunto nacional de energia, a Autoridade Reguladora da Electricidade (Uganda) autorizou em Dezembro de 2014 duas centrais de energia solar, cada uma com capacidade para gerar 10 megawatts. Esperava-se que as usinas, Estação de Energia Solar Tororo e Estação de Energia Solar Soroti, entrassem em operação em dezembro de 2015. Kabulasoke, um empreendimento privado de 20 megawatts por um IPP privado, foi comissionado e conectado à rede nacional. A Estação de Energia Solar Mayuge, outro projeto IPP de 10 megawatts, que custou US$ 41 bilhões (aproximadamente US$ 11,3 milhões) para construir, entrou em operação em junho de 2019, elevando o total de energia solar energia gerada para a rede para 50 megawatts em todo o país.[51]​.