CENTRO DE ESTUDOS E INVESTIGAÇÃO CIENTÍFICA DA
UNIVERSIDADE CATÓLICA DE ANGOLA
RELATÓRIO ENERGIA EM ANGOLA
Outubro de 2011
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Ficha Técnica
Edição – Centro de Estudos e Investigação Científica da Universidade Católica de
Angola
C.P. 2064
Website: www.ceic-ucan.org
Título: Relatório “Energia em Angola 2011”
CEIC/UCAN
Luanda, Outubro de 2011
Capa: Cavaco – Nova Subestação (Benguela)
Paginação – Offset, Lda.
Impressão e acabamentos: Offset, Limitada
Tiragem: 500 exemplares
Patrocínio: Embaixada do Reino da Noruega,
ENI, TOTAL e STATOIL
Página
2
Depósito Legal: 5474/2011
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CENTRO DE ESTUDOS E INVESTIGAÇÃO CIENTÍFICA DA
UNIVERSIDADE CATÓLICA DE ANGOLA - CEIC/UCAN
Patrono – D. Damião Franklin
Director – Alves da Rocha
Relatório ENERGIA em ANGOLA 2011
José de Oliveira - Coordenador do Núcleo de Energia
Alves da Rocha
Ana Alves
Emílio Londa
Félix Vieira Lopes
Investigadores Permanentes do CEIC
Alves da Rocha
Francisco Paulo
Nelson Pestana
Paxote Gunza
Pedro Vaz Pinto
Precioso Domingos
Regina Santos
Sendi Baptista
Página
3
Investigadores Colaboradores
Amália Quintão
Cláudio Fortuna
Eduardo Vundo Sassa
CEIC
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
Emílio Londa
Fernando Pacheco
José Oliveira
Miguel Manuel
Milton Reis
Rui Seamba
Salim Valimamade
Vera Daves
Administrativos
Afonso Romão
Evadia Kuyota
Lúcia Couto
Página
4
Margarida Teixeira
CEIC
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ÍNDICE
CAPÍTULO 1
A IMPORTÂNCIA DA ENERGIA PARA O CRESCIMENTO ECONÓMICO EM
ANGOLA ……………………………………………………………………………
Alves da Rocha
CAPÍTULO 2
EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELÉCTRICO DE ANGOLA…………………………
Félix Vieira Lopes
CAPÍTULO 3
PETRÓLEO E GÁS EM ANGOLA…………………………………………………….
José Oliveira
CAPÍTULO 4
O PETRÓLEO, A CHINA E ANGOLA NO SÉC. XXI……………………………….
Ana Alves
CAPÍTULO 5
PETRÓLEO E GÁS EM ÁFRICA………………………………………………………
Página
5
Emílio Londa
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
CAPÍTULO 1
Página
6
A IMPORTÂNCIA DA ENERGIA PARA O CRESCIMENTO
ECONÓMICO EM ANGOLA
Alves da Rocha
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
INTRODUÇÃO
A energia, no seu sentido mais lato, é um dos factores de crescimento contínuo
da actividade económica e de melhoria das condições de vida da população. As
infraestruturas e os serviços associados são considerados como um dos pilares do
desenvolvimento e um dos sustentáculos da competitividade das economias.
O valor do multiplicador do investimento energético, em condições de
razoabilidade da organização económica geral, é dos mais elevados que uma economia
normalmente apresenta, atestando, justamente, a importância deste sector básico do
crescimento e desenvolvimento e o seu entrosamento estratégico no sistema económico
e social dos países.
O Relatório sobre a Competitividade no Mundo 2011, elaborado pelo Fórum
Económico Mundial e apresentado recentemente em Genebra, elege a qualidade das
infraestruturas como um dos 12 pilares fundamentais para a competitividade,
colocando-a no segundo lugar. As infraestruturas e os serviços energéticos aparecem
como determinantes para a sustentabilidade do crescimento, o embaratecimento dos
custos de produção e a melhoria das condições gerais de vida da população. Sobretudo
nos países que ainda não conseguiram organizar as suas infraestruturas de maneira
correcta e racional. Neste item Angola ocupa a 140ª posição num ranking de 142 países,
o que mostra claramente o estado de subdesenvolvimento desta plataforma essencial
para a sustentabilidade do desenvolvimento1.
O sector energético em Angola tem duas componentes distintas: uma, virada
completamente para o exterior, obedecendo à lógica de funcionamento do mercado
internacional e dependendo das necessidades das economias desenvolvidas e
emergentes e que é constituída pela matéria-prima energética básica do sistema
capitalista mundial, o petróleo. A outra componente obedece a um modelo puramente
exportação – virado para a criação de externalidades para o sector produtivo e de
Página
7
interno – embora encerrando uma potencialidade muito concreta e até competitiva de
1
Na saúde e educação e na educação superior e formação, o país é o último classificado e ocupa a 139ª
posição geral no índice agregado e sintético de competitividade. Talvez por aqui se consiga entender uma
parte do problema da inflação em Angola: os custos operacionais da actividade económica são muito
elevados e estão associados a níveis reduzidos de produtividade do trabalho.
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prestação de serviços e que são essenciais para se embaratecer os custos de produção e
de funcionamento de todo o sistema económico e que é representado pela electricidade.
A primeira componente não foi abalada, na sua estruturação e funcionamento e
na sua importância absoluta e relativa para os agregados gerais das contas nacionais,
pelo conflito militar e apenas se sentiu acidentalmente incomodada pelos episódios de
recessão económica mundial ou de retracção momentânea do crescimento do PIB das
economias mais entrelaçadas com Angola neste item.
Pelo contrário, a componente de electricidade do sistema energético nacional foi
muito abalada pela guerra civil e só depois de 2002 se encontraram as condições
necessárias e suficientes para a sua estruturação, organização e funcionamento. Os
défices internos são enormes, não podendo a actividade produtiva continuar a depender
de soluções pontuais e caras de obtenção de electricidade.
Estes sectores do sistema energético nacional têm pesos relativos no Produto
Interno Bruto muito diferentes e a proporção que os diferencia foi de 473 em 2010 2.
Este fosso entre si tem de ser reduzido através de políticas adrede definidas e
implementadas para esse efeito, atendendo à circunstância de a electricidade ser um
recurso renovável e de grandes potencialidades em Angola.
Na verdade, a Ministra da Energia e Águas deu publicamente a conhecer a
existência duma carteira de 200 projectos que, após a sua implementação, colocarão a
capacidade de produção de electricidade nos 9000 Megawats em 2017, com uma
possibilidade evidente de exportação para países vizinhos do sul e do este, embora as
necessidades nacionais – das empresas e dos cidadãos – sejam, para já, as principais
prioridades3.
CRESCIMENTO ECONÓMICO
Angola tem sido “invadida” por muito crescimento depois de 2002, um marco
Página
8
da independência de Angola, depois de 27 anos de guerra civil. Dir-se-ia que se
acumularam energias durante o longo período do conflito militar e que foram
2
Rácio dado pelo cociente entre os valores agregados do petróleo e refinados e da energia e água, de
acordo com a classificação das contas nacionais.
3
Entrevista concedida à Revista Estratégia e publicada no seu número de Setembro de 2011.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
subitamente libertadas depois de os angolanos se terem reencontrado consigo próprios e
com o seu futuro.
FONTE: CEIC, Relatórios Económicos.
Base 100 - 2002
É notória a alteração do declive da curva anterior – que representa o valor do
índice do PIB do país desde 1998 – a partir de 2003, justamente a sinalizar o efeito da
paz e a possibilidade de se poder investir com mais confiança.
O surto de crescimento tem acontecido duma forma sistemática desde então,
havendo, no entanto, de conter entusiasmos políticos excessivos, porque a base de
partida estava praticamente destruída – sendo, por consequência, mais fácil,
aritmeticamente, obter índices elevados de variação real do PIB – e a estrutura produtiva
se encontrava e ainda se encontra enviesada pelo excessivo peso da economia de
enclave.
9
correntes, do período 1997/2000 e estimado em 7286,1 milhões de dólares (uma
Página
A primeira afirmação pode ser comprovada pelo valor médio do PIB, a preços
capitação de tão-somente 500 dólares por habitante). Em 2010, as primeiras estimativas
apontam para 80904,9 milhões de dólares o valor da riqueza criada (média por cidadão
de 4270,1 dólares).
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
A segunda asserção é demonstrada pelos valores da tabela seguinte, onde se
pode ver a dominância do petróleo. Se a este mineral se juntassem os diamantes, os
granitos e outros produtos do subsolo a prevalência da economia mineral no país pode
ultrapassar os 55%.
ANGOLA - ESTRUTURA DA ECONOMIA (%)
Petróleo e refinados
Agricultura e pescas
Manufactura
2003
49,4
8,4
3,9
2004
51,9
9,7
4,8
2005
56,3
8,6
4,1
2006
57,1
7,8
4,9
2007
55,8
8
5,3
2008
57,6
8,3
6,7
2009
42,5
11
6,8
2010
47,3
8,9
4,8
FONTE: Relatório Económico de Angola 2010, Universidade Católica de Angola, Centro de Estudos e Investigação
Científica.
A regressão econométrica que relaciona o PIB nominal com os preços e a
procura internacional de petróleo – na base dum ajustamento geométrico – apresenta
valores significativos para os parâmetros de regressão: 1,45 para as exportações de
petróleo e 0,63 para os respectivos preços internacionais, valores representativos para
um intervalo de confiança de 95%. O coeficiente geral de determinação é de 98%4.
Estes valores comprovam a elevada dependência da economia angolana de variáveis
incontroláveis internamente e sujeitas a um elevado grau de volatilidade.
ANGOLA - VARIAÇÕES DO PIB NOMINAL, PREÇO E EXPORTAÇÕES DE
PETRÓLEO (%)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
21,8
29 20,2 40,6 59,3 35,2
42 38,2 -14,8 15,6
20,4 22,1 -2,9 11,5 32,4 9,3 10,9 6,7
-16,2 6,6 16,5 30,9 37,1 21,3 18,8 28,5
-5,1 2,7
-35 22,1
Página
10
VARIÁVEIS
PIB
Quantidade petróleo
exportado
Preço do petróleo
4
A inclusão de mais anos na regressão econométrica ensaiada no relatório de 2007 veio confirmar os
resultados do ajustamento e mesmo 2009, embora atípico na sequência de crescimentos positivos, não
representou qualquer infirmação dos resultados gerais.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
As dinâmicas de crescimento entre 1998 e 2010 apresentam alguns sinais,
embora sem consolidação visível, de uma recuperação do sector não petrolífero da
economia nacional depois de 2002.
FONTE: Relatório Económico de Angola 2010, Universidade Católica de Angola, Centro de
Estudos Investigação Científica.
Nota: Base 100 – 2002
A crise internacional e a quebra das receitas petrolíferas prejudicaram o
ambiente macroeconómico que vinha melhorando desde a obtenção da paz. Os
resultados positivos verificados na recuperação dos equilíbrios gerais da economia
nacional inverteram-se em 2009, tendo a subida da taxa de inflação e a perda de
Página
11
reservas em divisas sido os pontos mais importantes da influência da turbulência dos
mercados económicos e financeiros mundiais.
Como é consabido, o stock de reservas internacionais líquidas é um indicador
importante sobre a saúde financeira das economias e de atractividade do investimento
estrangeiro. A baixa das exportações e do preço do petróleo tiveram consequências
dramáticas sobre a capacidade de pagamentos externos do país, tendo a quebra no
montante das reservas internacionais ocorrido a partir de Dezembro de 2008. De facto,
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
em Novembro de 2008 as reservas em divisas ascenderam a mais de 20 mil milhões de
dólares, enquanto em Junho de 2009 o seu montante gravitava em torno de 12,1 mil
milhões de dólares. Ou seja, uma quebra de 8 mil milhões em seis meses. Não havendo
alternativa ao petróleo como fonte de geração de reservas em divisas – as exportações
de diamantes não representam sequer 2% das exportações totais de petróleo – a
economia nacional acabou por absorver estes choques externos na forma duma redução
do crescimento económico, dos investimentos e da capacidade de importação.
O programa anti-crise do Governo e a melhoria do ambiente económico
internacional depois do terceiro trimestre de 2009 permitiram uma contenção na
degradação das reservas internacionais.
Os aspectos mais sensíveis da estabilização macroeconómica que são,
anualmente, muito tocados pela economia do petróleo são as Reservas Internacionais
Líquidas, as receitas fiscais petrolíferas, o saldo da conta de mercadorias da Balança de
Pagamentos, as intervenções no mercado interbancário de cambiais e a redução da
Página
12
dívida pública externa.
FONTE: BNA, Direcção de Estatísticas.
Como se constata pelo gráfico anterior, em finais de 2010, ainda não se
recuperou do abalo que a crise financeira e económica de 2008/2009 provocou sobre as
contas externas do país e as suas reservas internacionais.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
POSIÇÃO DA ELECTRICIDADE NA ECONOMIA NACIONAL
Quando se analisa a economia da energia em Angola dois sectores devem ser
considerados – o petróleo e a electricidade – como apresentando uma relação de sentido
diferente com o crescimento económico do país.
O petróleo, como se viu anteriormente, tem funcionado como o motor da
economia angolana, mas a electricidade tem sido, em certa medida, o travão do
crescimento do PIB (e da consequente melhoria das condições básicas de vida da
população).
Com efeito, dever-se-ia esperar um crescimento mais intenso da produção e
distribuição de energia do que aquele que tem, efectivamente, ocorrido. A fraqueza do
sector da electricidade pode ser apreciada segundo os pontos de vista seguintes:
Página
13
Peso na estrutura económica nacional: a representatividade da
produção de electricidade foi sempre, desde a independência,
inferior a 0,1% do PIB, e não se tem conseguido melhorar esta
performance, apesar de, depois de 2002, se terem aumentado os
investimentos públicos em barragens e centrais térmicas.
Significa dizer que o crescimento da indústria transformadora se
tem feito, essencialmente, à custa de geradores, o que torna a
organização e gestão das empresas mais difícil e sujeitas a muitas
imponderabilidades (e com reflexos nos preços finais dos bens
produzidos) e a satisfação dos consumos das famílias muito
deficitários.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Página
14
Dinâmica de crescimento: a produção de electricidade tem
apresentado taxas de crescimento positivas. No entanto, numa
série estatística longa verifica-se que, em média, a sua dinâmica
de variação tem sido inferior à da economia e, em particular, à do
PIB não petrolífero. O crescimento económico fica muito mais
caro nestas condições e a aquisição duma competitividade
comparável adiada.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Consumo médio de electricidade: verifica-se que o consumo
médio de electricidade por habitante tem aumentado desde 2004.
Não obstante, os níveis são ainda muito baixos e indiciadores
duma situação de subdesenvolvimento no país.
CONCLUSÕES
Página
15
As análises e reflexões anteriores possibilitam o alinhamento de algumas
conclusões:
 A correlação entre a economia petrolífera e a economia nacional é muito
elevada, aumentando-se, consequentemente, o índice de dependência
dum produto cuja lógica de produção e procura e de formação de preços
escapa completamente aos decisores públicos e privados angolanos.
Agregados macroeconómicos muito sensíveis – como as reservas
internacionais, as receitas fiscais e as vendas de divisas – dependem, em
larga escala, do desempenho da economia petrolífera.
 Embora não inteiramente estudado e apesar das intenções e de algumas
medidas que o Executivo tem estado a tomar em apoio da diversificação
da economia, a doença holandesa tem contribuído para o atrofiamento de
muitas das restantes actividades económicas. Nas províncias petrolíferas
e diamantíferas este fenómeno está bem vincado e representado pelo
fraco desenvolvimento da agricultura e da manufactura.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Página
16
 A correlação entre produção de electricidade e crescimento do sector não
petrolífera – que deveria ser forte e desfasada, no sentido da energia
eléctrica ser um facilitador e dinamizador dos ramos produtivos
transaccionáveis – é difusa e desencontrada no tempo.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CAPÍTULO 2
EVOLUÇÃO DO SISTEMA ELÉCTRICO DE ANGOLA
Página
17
Félix Vieira Lopes
Director de Gabinete de Unidade de Implementação
Da Reforma (UIR) do MINEA
Docente da Universidade Católica de Angola
Investigador do CEIC
CEIC
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANTECEDENTES
Angola, país devastado por uma longa instabilidade político-militar, está neste
momento a viver um clima de franco crescimento. Erros acumulados ao longo de
muitos anos por factores diversos, sendo a situação de guerra dos mais marcantes pela
destruição de infraestruturas aliada a uma flagrante escassez de recursos financeiros
para alguns dos sectores chave, a inexistência de quadros em qualidade e quantidade
para fazer face aos inúmeros desafios e outros condicionantes fizeram de Angola um
país de difícil governação.
O sector de energia não está alheio a essa situação. Sendo um sector transversal,
o seu funcionamento tem impacto fundamental em outros sectores. No entanto, como
parte de uma estrutura, ele não pode por si só resolver os inúmeros problemas
existentes, estando muito dependente de outros sectores da economia nacional. Este
apoio é basilar no sentido de darem a sua contribuição para que com a melhoria do
sector de energia todo o país se desenvolva de forma harmoniosa e sustentável.
Assim, como meio de assegurar uma implementação adequada da reforma e
modernização do Sector Eléctrico de Angola, o “Fórum sobre o Desenvolvimento do
Sector Eléctrico” que teve lugar em Luanda, de 6 a 8 de Outubro de 2004, concluiu que
as intenções e planos de reforma do sector deveriam ser detalhados e formalizados num
programa de reforma do sector eléctrico.
É neste contexto que o Ministério da Energia e Águas decidiu preparar um Plano
Director da Reforma do Sector Eléctrico (designado por Plano Director da Reforma)
definindo as actividades principais da reforma, prioridades, prazos, responsabilidade de
cada instituição e entidade, orçamentos e potenciais fontes de financiamento, assim
como mecanismos de controlo da implementação do programa da reforma.
Convém realçar, que entre os ganhos obtidos na reforma do sector podem
18
funcionamento da IFE de Angola e do Programa da Política e Estratégia da Segurança
Página
salientar-se a revisão da Lei Geral da Electricidade, instrumento fundamental para o
Energética, que inclui os sectores do petróleo e do gás, e que teve como sustentáculo
primário um conjunto de documentos elaborados pelo MINEA.
_____________________________________________________________________
* - Todas as Tabelas e Gráficos, ao longo deste capitulo, com (*) indicam que se tratam de
previsões/programações que podem ainda sofrer ligeiras alterações.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Esta compilação visa dar uma noção da evolução do sector a partir de 1996 e as
suas perspectivas até 2016, com base numa série de estudos e seminários realizados ao
longo de alguns anos. O princípio que orientou a sua elaboração foi o de preparar um
instrumento efectivo de trabalho que distinga o principal do secundário e que, nestes
termos, incorpore somente as acções consideradas essenciais e indispensáveis para a
realização dos objectivos propostos para o desenvolvimento do sector de energia de
Angola.
A Indústria de Fornecimento de Electricidade (IFE)
Uma indústria de electricidade de elevada qualidade e funcional é um requisito
fundamental para a realização bem-sucedida da política económica mais ampla do
Executivo no sentido de assegurar um desenvolvimento económico sustentado do País.
No entanto, a Indústria de Fornecimento de Electricidade de Angola enfrentou, e em
determinados casos enfrenta ainda vários obstáculos e desafios, que incluem:
Um estado acentuado de deterioração da infra-estrutura eléctrica depois de um
período prolongado de guerra, agravado por instituições públicas com elevada
debilidade financeira (ENE e EDEL);

Um sector que operou, por muito tempo, numa base de sobrevivência
quotidiana, com limitada capacidade, e ainda ausência de enfoque em
desenvolvimentos de longo prazo;

Em 1996, 80% das capitais provinciais confrontavam-se com sérios problemas
de fornecimento de electricidade. Desse modo, existia reduzida fiabilidade e
qualidade de fornecimento de electricidade, com impacto negativo no
desempenho da economia angolana;

Tarifas que não reflectem os custos de produção, combinadas com sistemas
inadequados de medida, facturação e cobrança, e operações comerciais, de uma
forma geral não satisfatórias;

Por muito tempo existiu um enfoque muito limitado na electrificação e expansão
do acesso à electricidade, em particular nas áreas rurais;

Uma estrutura da IFE e a inexistência de quadro legal e regulador que inibiam
uma participação privada em grande escala no sector.
Página
19

RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
No sentido de ser alterada a situação prevalecente, medidas de reforma foram
desenvolvidas, que iniciaram com a promulgação da Lei Geral de Electricidade, em
1996. Iniciativas subsequentes tiveram lugar, entre as quais se destacam:

A realização do Simpósio sobre a Política Energética Nacional, em 1997;

A publicação dos Regulamentos de Produção, Distribuição e Fornecimento
de Energia Eléctrica, em 2001;

A publicação do Estatuto do Instituto Regulador do Sector Eléctrico, em
2002;

A aprovação da Estratégia de Desenvolvimento do Sector Eléctrico, em
2004;

A conversão do Gabinete de Aproveitamento do Médio Kwanza e criação
de duas novas empresas, em 2011;

A aprovação da Estratégia de Modernização e Reestruturação das Empresas
Públicas de Electricidade de Angola, em 2011;

A aprovação do Programa da Política e Estratégia da Segurança Energética
de Angola, em 2011.
A tutela da IFE é da responsabilidade do Ministério da Energia e Águas,
(MINEA) a quem cabe definir as políticas de desenvolvimento do sector eléctrico,
assegurar a supervisão das actividades de produção, transporte, distribuição e
comercialização de electricidade e ainda facilitar o seu desenvolvimento e expansão.
A Empresa Nacional de Electricidade, ENE, E.P., é, de momento, responsável
por 20% da produção do país e está já a operar todas as linhas de transporte, incluindo
as que se encontravam sob a gestão do GAMEK.
A Empresa de Distribuição de Electricidade, EDEL, E.P., tem sido responsável
Página
20
pela distribuição e fornecimento de energia eléctrica a grande parte da província de
Luanda e tem estado a receber a fracção que estava sob a responsabilidade da ENE. Está
também a operar na província do Bengo.
O GAMEK gere a maior central produtora do país, Capanda, até à altura em que
todos os activos de produção públicos do país passem à Sociedade de Operações
Eléctricas, SOCEL.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Estrutura Actual da Indústria de Fornecimento de Electricidade
EN E+
ENE
Sis temas
I s olados
GAMEK
ENE
EN E
NamPower
(Namíbia)
Sis tema Sis tema Sis tema
Norte
Centro
Sul
EDEL
A utori dades
Locai s
(4 proví nci as)
Endiama
(Lunda
Norte)
C on su mid ores
Há uma linha de distribuição de 30kV à cidade de Ondjiva, a sul, a partir da
Namíbia e uma ainda menor à localidade de Nóqui, a norte, com a RDC, (quase sem
expressão). O sistema eléctrico angolano não faz parte da Bolsa de Electricidade da
SADC, a SAPP. A ilustração da estrutura da IFE é apresentada na figura.
Preços e Tarifas
O sector de electricidade de Angola tem actualmente em vigor alguns dos níveis
mais baixos de tarifas da África Austral e da África Oriental. A agravar esta realidade o
sector tem um índice elevado de perdas de transporte e de distribuição e uma
produtividade das mais baixas da região. A recuperação dos custos no sector foi
Página
21
estimada apenas em pouco mais de 20% em 2005, pelo que o mesmo tem necessitado
de 80% dos custos em subvenção do governo para se manter em funcionamento.
Neste contexto, o Executivo tem pela frente decisões políticas importantes que
nos próximos anos terão um grande impacto no desenvolvimento do sector eléctrico.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Objectivos Estratégicos do Sector Eléctrico
Os objectivos gerais estratégicos definidos para o sector eléctrico incluem:
 Dinamizar e acelerar o processo de electrificação do país e expansão do acesso à
electricidade a um cada vez maior número de cidadãos.
 Assegurar uma indústria de fornecimento de electricidade sustentável a médio e
longo prazos, que seja promotora e contribua para o desenvolvimento do país.
 Melhorar progressivamente a eficiência da IFE, em geral, e a qualidade do
fornecimento e dos serviços prestados, em particular.
 Mobilizar recursos necessários à expansão do sector.
 Promover o desenvolvimento de instituições e operadores financeiramente
viáveis e tecnicamente eficientes.
 Promover gradualmente a competição, a todos os níveis possíveis.
A estratégia definida pelo Governo em 2002 destaca ainda outros objectivos.
Assim, a oferta do serviço de abastecimento público deve ser efectuada em condições
apropriadas de qualidade e a preços suportáveis pela generalidade da população, de
forma a assegurar a acessibilidade desejável a este serviço.
Outro objectivo muito importante é o de eliminar as assimetrias regionais
existentes em termos de oferta, que transitaram da era anterior à independência de
Angola e que foram sendo agravadas durante o período de guerra que assolou o país nos
anos posteriores.
A energia eléctrica deverá também, em consonância com outros sectores da
economia nacional, contribuir para a fixação das populações no interior do país e
Página
22
desencorajar a actual tendência para o êxodo e migrações internas.
Consequentemente está a ser melhorada a oferta de electricidade para promover
o crescimento regional, contribuindo assim para a criação de condições que facilitem a
promoção de projectos de desenvolvimento para a fixação da população deslocada, no
âmbito do programa de reassentamento dessa população.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
OBSERVAÇÃO DA EVOLUÇÃO ENTRE 2009 E 2010
O país tem acomodado avultados investimentos necessários para a recuperação
e expansão do seu sistema eléctrico público. O Executivo está a desenvolver a indústria
de fornecimento de electricidade ao reabilitar antigas infra-estruturas e a criar novas
centrais, subestações, linhas de transporte, de distribuição, etc.
Um dos grandes desafios está a ser a interligação dos sistemas de transporte
Norte, Centro e Sul, actualmente isolados. No estudo de planeamento do sistema
eléctrico angolano realizado no início do ano de 2009, intitulado Estudos de
Planeamento do Sistema de Transporte e Curto-circuito, Relatório Técnico, foi
considerado o dimensionamento do sistema eléctrico de transporte como um todo, para
atender à demanda total de energia prevista num dos cenários do Relatório “Programa
de Desenvolvimento do Sector de Energia 2008-2013” publicado pelo MINEA, no qual
estavam incluídos todos os pedidos de ligações eléctricas residenciais e industriais
solicitados ao Ministério, contemplando toda a demanda prevista para o país, a qual se
quantifica na tabela seguinte agrupada por sistemas.
ANGOLA – Demanda Máxima por Sistema (MW) *
SISTEMA
NORTE
CENTRO
SUL
TOTAL
2009
3797
650
402
4849
2010
4640
882
429
5951
2011
4821
1066
452
6339
2012
5126
1165
472
6763
2013
5343
1296
649
7288
2014
5424
1388
664
7476
2015
5678
1473
716
7867
2016
5917
1544
764
8224
As demandas contidas no referido cenário são bastante expressivas e exigem
grande elevação da capacidade do parque produtor do país em relação às centrais
Página
23
actualmente em operação, além de várias acções para transporte e distribuição da
energia.
Os prazos para o estabelecimento de novos aproveitamentos hidroeléctricos e
termoeléctricos de grande porte, necessários para o atendimento à crescente procura,
desde a construção até à entrada em operação, são relativamente grandes.
Embora este seja um programa de produção mais comedido do que o programa
utilizado no primeiro estudo realizado no início de 2009, e possivelmente não atenda a
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
toda a demanda esperada para o país, é um programa de produção de certo modo mais
realístico que muitos anteriores.
Devido aos prazos exíguos para o estabelecimento de novos empreendimentos
de produção e considerando que há um elevado nível de demanda reprimida em várias
regiões do país, optou-se por igualar a demanda à produção disponível ano a ano,
prevista no programa de produção do MINEA, e assim, determinar o sistema de
transporte necessário para escoar toda a capacidade instalada de produção, sem
limitações impostas pelo sistema de transporte, já que limitar a capacidade de produção
de energia, devido à falta de um sistema de transporte adequado representa uma
importante restrição no sistema eléctrico de um país.
PRECEITOS, DADOS E CRITÉRIOS
Estão previstas interligações entre os sistemas Norte, Centro e Sul, porém,
inicialmente apenas em regime normal de operação, isto é, sem redundância no
transporte. Será avaliado também o fornecimento de electricidade e a integração das
províncias da Lunda Norte, Lunda Sul e Moxico para formar um novo sistema entre
estas três províncias na área Leste do país.
Em termos de carga a análise será processada de ano a ano, de 2009 a 2016, mas
tendo em conta conceitos de carga alta, média e baixa. A demanda máxima inicial
prevista para o ano de 2009 no sistema Norte foi de aproximadamente 520MW. O pico
na região de Luanda, em Abril de 2009, das 17 às 23 horas foi de 678 MW, sendo
520MW de carga atendida integralmente e outros 158MW atendidos de forma parcial,
num sistema de rodízio.
No sistema Centro, que opera isolado, a demanda inicial não poderá exceder a
produção disponível neste subsistema de 90MW (CD Quileva) mais 10,8MW no
Página
24
Lobito. O mesmo é considerado para o sistema Sul, o qual conta com uma produção
disponível de 69MW (AHE da Matala - 27MW, CD do Namibe – 12MW, CD do
Lubango – 30MW).
Devido à carência de informações relativas à demanda de energia, à distribuição
das cargas existentes, ao nível de renda nas províncias e da sua provável evolução e ao
elevado nível de demanda reprimida em todas as regiões do país optou-se por distribuir
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
as cargas totais dos sistemas Norte, Centro, Sul e sistema isolado Leste, nas suas
subestações, com base na população estimada.
Nos sistemas Centro e Sul foi utilizada a população das províncias para ajustar
as cargas das subestações. No sistema Norte, foi dado destaque para província de
Luanda e atribuída a maior parcela da carga no sistema para esta província (83%). A
carga de Luanda foi distribuída de forma equilibrada nos centros de carga de Viana,
Cazenga, Cacuaco e Camama.
Nas demais províncias (Zaire, Uíge, Kwanza Norte, Kwanza Sul e Malanje) os
17% restantes da carga foram rateados nas subestações, de acordo com suas populações.
Para as cargas média e baixa foram adoptadas relações de 80% e 52%, em relação à
carga máxima.
Devido à demanda reprimida em todas as regiões do país, as taxas de
crescimento seguirão a evolução da produção disponível, isto é, considera-se que a
demanda máxima será igual à produção máxima disponível em todos os anos.
PROGRAMA DE PRODUÇÃO
Na tabela a seguir encontra-se o programa de produção instalado e a
Página
25
instalar que serve de referência para a elaboração desta análise.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Programa de Produção de Energia 2009-2020*
Página
26
SISTEMA
CENTRO
POTÊNCIA ENERGIA SITUAÇÃO ANO TIPO
MW
MW
F/C médio
260
0,9 233
Em operação
H
130
0,72 93
Em operação
H
130
0,32 42
Em operação
H
90
0,5
45
Em operação
H
Fora
de
Serviço
24
0,8 19,2
H
28
0,8 22,4 Fora de Serviço
T
18
0,8 14,4 Fora de Serviço
T
Em operação
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Capanda # 1e 2
Capanda #3
Capanda #4
Cambambe
GTG #1
GTG #2
GTG #5
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Centro
Centro
Centro
Centro
Centro
Centro
Centro
Centro
Centro
CD CFL
CT Quartéis
CD Rocha Pinto
GTG #4
CT Viana
CT Cazenga – GT6
CT Cazenga – GTG5
GTG #3
Mabubas
Cambambe alteamento
CT Soyo #1
Cambambe nova casa de força
CT Soyo #2
Laúca L2
Laúca L1 #1
Laúca L1 #2
Laúca L1 #3
Laúca L1 #4
Biópio
CD Quileva
CT Quileva
CT Lobito
Biópio
GTG Biópio
Gove
Lomaúm
Cacombo
60
15
24
18
50
22
22
40
17,8
170
400
700
400
67
500
500
500
500
10,8
60
60
18
3,6
18
60
50
24
1
1
1
0,8
1
0,8
0,8
0,8
0,5
0,5
0,8
0,5
0,8
1
0,85
0,68
0,22
0,16
0,5
0,8
0,8
0,75
0,5
0,8
0,5
0,5
0,5
60
15
24
14,4
50
20
20
32
8,9
85
320
260
320
67
427
341
110
82
5,4
48
48
13,5
1,8
14,4
30
32,5
12
Sul
Matala
27,2
0,5
13,6
Sul
CD Lubango
30
1
30
(capacidade
alugada)
Em operação
2009
Fora de Serviço 2009
2010
2010
2010
Fora de Serviço 2012
2012
2014
2014
2015
2015
2016
2017
2017
2018
2018
Em operação
2009
2010
2010
2010
2012
2014
2017
Em operação
Em operação
(alugada)
T
T
T
T
T
T
T
T
H
H
T
H
T
H
H
H
H
H
H
T
T
T
H
T
H
H
H
H
T
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
Sul
Sul
Sul
Sul
Sul
Sul
CD Namibe
CT Namibe
Matala
Jamba-ya-Oma
Baynes
Eólica Namibe
12
58
13,6
75
200
100
CEIC
1
1
0,5
0,5
0,5
0,3
12
58
6,8
37,5
100
30
Em operação
(alugada)
2012
2015
2016
2017
2014
FC – factor de conversão; MW médio – potência real; H – Hídrica; C -Térmica
Com vista a analisar a possibilidade de escoamento da potência disponível nas
centrais, sem restrições impostas pelo sistema de transporte local, essas análises são
realizadas com a produção maximizada em todas as centrais. Nas tabelas a seguir, podese observar um resumo com a capacidade instalada prevista nos sistemas Norte, Centro
e Sul, divididos entre produção térmica e hídrica, para cada ano analisado.
ANGOLA - Produção Hídrica – Capacidade Instalada (MW) *
2009
2010
2011
2018
610
610
610
3.385
Norte
11
14
74
163
Centro
27
27
27
316
Sul
Página
27
ANGOLA - Produção Térmica – Capacidade Instalada (MW) *
2009
2010
2011
2018
187
389
389
1.229
Norte
90
126
126
126
Centro
42
42
42
100
Sul
Total
319
557
557
1455
Norte
Centro
Sul
Total
ANGOLA - Total (Hídrica + Térmica) – MW*
2009
2010
2011
2018
797
999
999
4614
101
140
200
289
69
69
69
416
967
1208
1269
5319
T
T
H
H
H
E
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
CAPACIDADES OPERATIVAS DE LINHAS DE TRANSPORTE
As capacidades operativas para longa e curta duração, para as linhas de
transporte, utilizadas no estudo, encontram-se na tabela que vem a seguir.
ANGOLA - Capacidades Operativas de Linhas de Transporte de Energia
CONDUTOR TENSÃO
3x954 MCM
3x477 MCM
715,5 MCM
477.0 MCM
Temperatura
Projecto
Temperatura
Ambiente
Longa
Duração
Curta
Duração*
(ºC)
65
65
65
65
(ºC)
30
30
30
30
(MVA)
1500
1100
234
65
(MVA)
2200
1700
340
80
(kV)
400
400
220
60
PROGRAMA DE ACÇÕES DE CURTO PRAZO
As linhas de transporte e subestações associadas, previstas para entrar em
operação pelos órgãos públicos no curto prazo, em construção ou em fase de licitação,
são as que a seguir se indicam.
ANGOLA – Novas Linhas de Transporte de Energia
LT 400kV Capanda – Lucala – Viana – 2009 (GAMEK)
LT 220kV Viana – Camama – 2009 (GAMEK)
Página
28
LT 220kV Lucala – P. Sonho - Uíge – Maquela do Zombo – 2010 (GAMEK)
LT 220kV Gove – Huambo – Bié (Cuito) – 2011
LT 220kV Viana – Filda (Duplo) – 2011 (ENE)
LT 220kV Cacuaco – Boavista (Duplo) – 2011 (ENE)
LT 220kV Camama – Morro Bento (Duplo) – 2011 (ENE)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
LT 220kV Gabela – Biópio – 2012 (ENE)
LT 220kV Benguela – Biópio - Alto Catumbela – Huambo – 2012
- LT 220kV ZEE – Seccionamento Cambambe – Camama (a)
- LT 220kV Matala – Lubango (a)
- LT 220kV Lubango – Namibe (a)
- LT 220kV Gabela – Waku Kungo (a)
(a) – Fazem parte do Programa de Desenvolvimento de Energia 2010-2013
A configuração do sistema de transporte da Região Norte de Angola, para o ano
de 2009, está ilustrada na figura que se segue.
Página
29
ANGOLA – Rede do Transporte de Energia do Sistema Norte (2009)
Para esta carga, o sistema opera em condições normais dentro dos padrões de
desempenho quanto aos níveis de tensões nos barramentos entre 95% e 105% da tensão
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
nominal e os carregamentos nas linhas de transporte mantêm-se abaixo das capacidades
operativas das mesmas. A emergência que causa o maior impacto neste sistema é a
perda da LT 400kV Capanda – Lucala – Viana.
Dependendo da produção despachada nas centrais térmicas de Luanda e no AHE
Cambambe, podem ocorrer afundamentos de tensões na região de Luanda, levando a
grandes cortes de cargas, por subtensão, além de sobrecargas na linha de 220kV entre
Capanda e Cambambe.
Por este motivo, tem sido prática a operação com pelo menos dois grupos
despachados no AHE de Cambambe, além de se manter um mínimo de produção
térmica despachada em Luanda (da ordem de 100MW), para auxiliar no controlo de
tensão da região.
O Sistema Centro é constituído principalmente pela província de Benguela. O
atendimento aos centros de Cavaco, Catumbela e Lobito, segundo maior porto do país, é
realizado por linhas de transporte de 60kV e 30kV. Há também uma linha de 150 kV
que liga as subestações da Quileva e do Biópio. A central diesel da Quileva (90MW)
também abastece o sistema.
Página
30
ANGOLA – Rede do Transporte de Energia do Sistema Centro
Há também na região Centro as províncias de Huambo e Bié que actualmente
operam isoladas, sendo abastecidas por centrais térmicas locais. O sistema Sul é
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
atendido por uma linha em 150kV, da Matala ao Lubango, estendendo-se até ao Namibe
a oeste em 60kV.
Possui uma capacidade instalada de 69,2MW, distribuído no AHE da Matala
(27,2MW) e nas Centrais Térmicas do Lubango (30MW) e Namibe (12MW). No
sistema Sul, é possível atender a uma demanda máxima da ordem de 69MW, que
corresponde ao montante de produção disponível na região.
Porém, num primeiro momento, o crescimento da demanda mais acentuado,
deveria concentrar-se na região de Lubango ou Matala (província da Huíla), que são
atendidos pelo sistema de 150kV.
A região Sudoeste, província de Namibe, é atendida por duas linhas de
transporte em 60kV provenientes de Lubango, com aproximadamente 150km, uma
extensão elevada para linhas deste nível de tensão, provocando uma queda de tensão
acentuada, o que limita o fornecimento à região do Namibe em aproximadamente
25MW de demanda máxima, em condições normais de funcionamento. A perda de um
dos circuitos da linha de 60kV entre Lubango e Namibe causa afundamento de tensão
na região do Namibe.
Página
31
ANGOLA – Rede do Transporte de Energia do Sistema Sul
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Capacidades de Atendimento de Energia na Ponta-2009
SISTEMA 2009
NORTE
CENTRO
SUL
TOTAL
.
G
G
G
G
2009
797
101
69
967
A produção prevista no plano de produção para entrada em operação no ano de
2010 está relacionada, a seguir, com um acréscimo de 202MW no sistema Norte, nas
centrais térmicas de emergência e de 39,6MW no sistema Centro, provenientes, na
maioria também, de produção Térmica.
 CT Cimangola – 96MW – região Norte
 CT Mabor (Cazenga) – 56MW – região Norte
 CT Viana – 50MW – região Norte
 CT Lobito – 18,0MW – região Centro
 CTG Biópio – 18MW – região Centro
Página
32

AHE Biópio – 3,6MW – região Centro
A linha de transporte e subestações associadas, previstas para entrarem em
operação em 2010, é a LT 220kV Lucala – P. Sonho - Uíge – Maquela do Zombo
(GAMEK)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Esta linha é responsável pela interligação da província de Uíge com o sistema de
transporte da região Norte, estendendo-se até Maquela do Zombo, no extremo norte do
país, e terá aproximadamente 370km de extensão.
Devido à grande extensão da linha e a baixa carga esperada no período inicial,
principalmente nos níveis de carga baixa e mínima, poderão ocorrer tensões acima do
limite máximo em regime normal de operação (105% da nominal).
Para auxiliar nas manobras de fecho de linhas e rejeições de carga e reduzir as
sobretensões, foi recomendada a instalação de bancos de reactores em Maquela do
Zombo e Uíge, da ordem de 10MVAr em cada subestação. Com o crescimento da carga
no futuro, estes reactores poderão ser transferidos para outras regiões
Uma obra de emergência para permitir a expansão da demanda da região Norte,
no curto prazo é a colocação de Bancos de Condensadores em Viana. A instalação de
compensação reactiva na região de Luanda torna-se necessária para manter as tensões
nas subestações da região dentro dos níveis aceitáveis, principalmente, face à perda da
linha de 400kV entre Capanda e Viana. Neste estudo, optou-se pela colocação de dois
bancos de condensadores de 50MVAr na subestação de Viana, de forma não
optimizada, podendo ser realojados em pontos que se mostrarem mais convenientes, até
mesmo nas subestações de distribuição. O programa de acções sugerido para o ano de
2010 encontra-se na tabela que se segue.
Página
33
ANGOLA – Programa de Acções na Energia em 2010
Ano
Obra
2010 LT 220kV Lucala – Pambos Sonhe
Características Básicas
85km, Circuito Simples
Sistema
N
LT 220kV Pambos Sonhe - Uíge
LT 220kV Uíge – Maquela Zombo
SE Pambos Sonhe 220/60kV
SE Uíge 220/60kV
SE Maquela Zombo 220/60kV
Bancos de Condensadores - Viana
110km, Circuito Simples
175km, Circuito Simples
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
220kV - 2x50MVAr
N
N
N
N
N
N
2010
2010
2010
2010
2010
2010
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Com a implantação destas acções, a capacidade de atendimento à demanda na
ponta (demanda máxima) considerando despacho máximo em todos os produtores em
operação no ano de 2010 é a seguinte:
ANGOLA – Capacidades de Atendimento de Energia na Ponta em 2010
SISTEMA
2009
2010
NORTE
G
797
999
CENTRO
G
101
140
SUL
G
69
69
TOTAL
G
967
1208
Os sistemas Centro e Sul operam isolados, com possibilidade de atendimento da
ordem das suas gerações disponíveis. A diferença entre o que foi gerado e o montante
atendido é correspondente às perdas eléctricas no sistema.
Página
34
ANGOLA – Sistemas Norte, Centro e Sul de Transporte de Energia em 2010
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
CARACTERIZAÇÃO DA SITUAÇÃO ACTUAL
A Região Norte de Angola é abastecida por uma Rede de Transporte que se
estende do AHE de Capanda a Leste até Luanda a Oeste. De Capanda partem duas
linhas de transporte de 220kV, até ao AH de Cambambe, e deste, três linhas até Luanda,
sendo duas ligadas na subestação de Viana e uma na Camama.
A subestação de Cambambe interliga-se ainda com a subestação da Gabela ao
sul, através de uma linha de 220kV. Está também concluída uma linha em 400kV que
interliga as subestações de Capanda e Viana, seccionada em Lucala. Com a entrada em
operação desta linha, foi também concluída a ligação entre as subestações de Viana e
Camama em 220kV, para auxiliar a distribuição da energia proveniente da subestação
de Viana.
Página
35
Em termos de consumo, a província de Malanje é a que mais tem crescido em
termos percentuais ao longo dos últimos anos. O fornecimento à província é feito por
uma linha de transporte em 110kV a partir de Capanda.
A região Norte conta actualmente com o AHE de Capanda com 520MW de
potência instalada, o AHE de Cambambe com dois grupos em revisão capital (90MW).
A ponta máxima atingida durante o processo de revisão cifrou-se em 70 MW. As
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
centrais térmicas na região de Luanda acrescentam, de momento, aproximadamente
187MW, totalizando 797MW de potência instalada na região.
A produção prevista para entrada em operação em 2011 teria um acréscimo de
60 MW no AH do Gove no sistema Centro. Por razões técnicas o comissionamento da
central ficou adiado para 2012.
Referem-se em seguida as linhas de transporte e subestações associadas,
previstas para entrarem em operação.
 LT 220kV Cacuaco – Boavista, circuito duplo:
A construção da subestação de Boavista na região Norte de Luanda, com PT
220/60kV – 2x120MVA tem previsão de entrada em operação para 2011. Esta nova
subestação irá assumir parte das cargas de Cacuaco e Cazenga melhorando as condições
de atendimento na área. A ligação da subestação de Boavista se dará por uma linha de
circuito duplo, na subestação de Cacuaco.
A necessidade da construção desta subestação fundamenta-se no aumento da
previsão da demanda observado na zona costeira da cidade de Luanda (Chicala,
Marginal, Boavista, Zona Industrial da Mulemba e Cacuaco), como parte da expansão
do sistema a partir do corredor Cacuaco.
 LT 220kV Viana - Filda, circuito duplo:
A subestação de Filda tem a entrada em operação prevista para 2011. Deverá
contar com uma PT 220/60kV – 2x120MVA, com função de assumir parte das cargas
atendidas pelas subestações de Camama, Cazenga e Viana. A SE Filda será alimentada
a partir do barramento 220 KV da SE Viana, em circuito duplo, (esta alimentação
poderá ser em linha área ou em cabo subterrâneo), aproveitando a construção da via
Página
36
expresso Luanda – Viana.
 LT 220kV Camama – Morro Bento:
A parte sul da cidade de Luanda está em franco desenvolvimento. Nesta região
todas as infra-estruturas são novas, exceptuando a Subestação de Belas (60kV). A
subestação de Camama está concluída, sendo essencial a sua integração às demais
subestações próximas do Golfe, Nova Vida, Talatona, Morro Bento, Belas, Mussulo e
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Jardim do Éden. A subestação do Morro Bento a 220kV tem a previsão de entrada em
operação em 2011, com duas unidades transformadoras 220/60kV de 120MVA. Irá
assumir parte da carga atendida pela subestação de Camama, melhorando as condições
de fornecimento da região Sul de Luanda, que actualmente é feita em 60kV, a partir de
Camama 220/60kV. Esta subestação será ligada ao sistema eléctrico radialmente na
subestação de Camama, em 220kV, por meio de uma linha em circuito duplo.
 PT 400/220kV Lucala – 300MVA:
A colocação da PT 400/220kV na subestação de Lucala visa melhorar as
condições de atendimento à região do Uíge, auxiliando no controlo de tensão e
fiabilidade frente a emergências no sistema de 220kV. Esta PT melhora também as
condições de operação da linha de 400kV.
ANGOLA – Programa de Acções na Energia 2011-2012
Página
37
Ano
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
Obra
LT 220kV Cacuaco – Boavista
LT 220kv Viana – Filda
LT 220kV Camama – Morro Bento
LT 220kv Huambo – Bié (Cuito)
SE Boavista 220/60kV
SE Morro Bento 220/60kV
SE Filda 220/60kV
SE Huambo 220/60kV
SE Cuito 220/60kV
SE Lucala 400/220kV
Características Básicas
15km, Circuito Duplo
18km, Circuito Duplo
8km, Circuito Duplo
145km, Circuito Simples
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 400/220kV – 1x300MVA
Sistema
N
N
N
C
C
N
N
N
N
N
Com a implantação destas acções, a capacidade de atendimento à demanda na
ponta (demanda máxima) considerando despacho máximo em todos os produtores em
operação no ano de 2011 melhora consideravelmente.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
Página
38
ANGOLA – Sistemas de Transporte de Energia em 2011
CEIC
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
PREVISÃO DA EXPANSÃO DO SISTEMA ELÉCTRICO
A produção prevista pelo MINEA, para entrada em operação em 2012/15 está
relacionada a seguir, com um acréscimo de cerca de 636,0MW no sistema Norte e
58MW no sistema Sul.
 CT Soyo, 1x400MW – região Norte
 CTG #3, 40MW - região Norte
 AHE Cambambe (alteamento), 170MW - região Norte
 AHE Mabubas 26MW – região Norte
 CT Namibe, 58MW - região Sul
 AH Gove, 60 MW – região Centro
As linhas de transporte e subestações associadas, previstas para entrarem em
operação, no ano de 2012/13, estão relacionadas a seguir:

LT 400kV Soyo – Cacuaco (Panguila):
Esta obra será responsável pelo transporte da energia produzida pela CT Soyo
até ao centro de carga em Luanda. Esta central está prevista no programa de produção
do MINEA para entrar em operação em 2012, com a sua primeira unidade produtora de
400MW.
Página
39
Devido à grande distância envolvida (aproximadamente 340km) e a potência a
ser transmitida (800MW), deverá ser usado o nível de tensão de 400kV. Esta linha
necessitará de reactores shunt, para evitar sobretensões nas manobras de fecho e
rejeições de carga e reduzir o risco de auto-excitação dos geradores, principalmente
quando da operação com apenas um grupo gerador sincronizado.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Será ainda considerada a colocação de um reactor de 75MVAr no terminal de
Cacuaco, como referência, porém, não optimizado.
Pretende-se para a construção desta linha de transporte, a utilização de feixe de
quatro condutores por fase, com condutores de alta bitola. Devido à grande distância, à
potência instalada e aos níveis elevados de tensão envolvidos na ligação desta central, é
fundamental
um
estudo
de transitórios
electromecânicos detalhado, voltado
especificamente para analisar a ligação desta central, a sua estabilidade diante de
perturbações no sistema e a viabilidade da ligação em circuito simples e também para
avaliar as condições de operação da ilha formada pela CT Soyo atendendo às cargas de
Soyo e M‟Banza Congo, na emergência da LT 400kV Soyo – Cacuaco, podendo
resultar em variações excessivas de frequência na ilha formada, sendo necessários
sistemas especiais de protecção ou corte de produção, nesta emergência.
 LT 220kV Gove - Huambo – Bié (Cuito):
Esta linha de transporte e as subestações associadas têm as entradas em operação
agora previstas para 2012, para compatibilizar com a entrada em operação da AHE
Gove. A sua principal função é o escoamento da energia produzida por esta central,
melhorando também o fornecimento às províncias de Huambo e Bié. Com a
motorização do AHE do Gove e a construção da Linha de Transporte Gove - Huambo Bié espera-se que este aproveitamento hidroeléctrico contribua para diminuir os custos
de exploração e manutenção nas províncias do Huambo e Bié, enquanto espera pela
conclusão das acções de interligação dos sistemas Centro e Norte.
 SE Cacuaco (Panguila) 400/220kV – 1x600MVA e LT 400kV Cacuaco - Viana
Foi considerada a construção de uma nova subestação com PT 400/220kV na
área Norte de Luanda, próximo a Cacuaco, na região entre Panguila e Musseque Kapari,
40
do atendimento a Luanda em apenas uma subestação de 400kV, no caso Viana,
Página
para receber a energia oriunda da CT Soyo. Esta nova subestação evitará a concentração
melhorando assim a fiabilidade do sistema, com a interligação das subestações de
400kV de Viana e Cacuaco.
 Subestação 400/220kV Soyo e LT 220kV Soyo – M‟Banza Congo:
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Esta obra tem como finalidade o atendimento eléctrico da província do Zaire,
permitindo a expansão de sua demanda, conferindo maior fiabilidade e qualidade no
fornecimento de energia eléctrica, permitindo o seu desenvolvimento socioeconómico.
Deverá ser previsto um abaixamento de tensão para 220kV na subestação de Soyo, com
a instalação de um PT 400/220kV de 300MVA. Da subestação de Soyo, partirá uma
linha de transporte de 220kV para a nova subestação 220/60kV – 120MVA de M‟Banza
Congo.
 LT 220kV Seccionamento Cambambe – Camama e Viana - Camama na ZEE (Zona
Económica Especial – zona industrial de Viana):
A subestação da ZEE está contemplada no Programa de Desenvolvimento de
Energia 2008/2013. O seu comissionamento está programado para 2012. Deverá contar
com um PT 220/60kV – 2x120MVA, com a função de assumir parte das cargas
atendidas pelas subestações de Camama e Viana, além de desenvolver um pólo
industrial em Viana. A sua ligação dar-se-á pelo seccionamento da LT 220kV
Cambambe – Camama e Viana - Camama.
 LT 220kV ZEE - Cacuaco:
Esta linha de transporte tem como função principal escoar a energia oriunda da
subestação de Cacuaco, reforçando as suas interligações em 220kV com o restante do
sistema, além de melhorar o fornecimento à subestação da ZEE e reduzir a carga no
eixo Viana – Camama.
 LT 220kV Gabela – Biópio e Bancos de Condensadores de 20MVAr, 60kV no
Biópio:
Página
41
Esta linha, cujo comissionamento está previsto para meados de 2012, faz parte
do projecto de interligação dos sistemas Norte e Centro e reforça o fornecimento à
província de Benguela. Associado a esse projecto, será construído um pátio de 220kV
próximo à subestação de Biópio com um PT de 220/60kV – 2x100MVA, e colocados
dois bancos de condensadores de 20MVAr no Biópio. Com estas acções, somando-se às
centrais térmicas de Quileva (90MW), Lobito (18MW) e Biópio (18MW), além da AHE
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Biópio (14,4MW) e Gove (60MW) espera-se uma capacidade de atendimento da ordem
de 315MW na região centro.
 LT 220kV Biópio – Alto Catumbela - Huambo:
Esta construção, responsável pela interligação entre os sistemas da região
Centro, nas províncias de Benguela e Huambo, está contemplada em estudos anteriores
e mantém-se válida.
 LT 220kV Biópio – Benguela Sul e Banco de condensadores de 10MVAr, 60kV em
Benguela:
Tem como finalidade melhorar o fornecimento à região sul de Benguela,
permitindo a expansão de sua demanda, conferindo maior fiabilidade e qualidade no
fornecimento de energia eléctrica, o que irá permitir uma melhor taxa de acesso à
electricidade, garantindo assim, o desenvolvimento sócio económico da região.
A integração da subestação de Benguela, em 60kV dá-se pelo seccionamento da
LT Cavaco – Catumbela e melhora também o fornecimento às áreas do Cavaco e da
Catumbela. Esta acção também integra o conjunto de actividades de integração entre as
províncias de Benguela e Huambo, para o reforço da região Centro, assim como o da
região Sul de Benguela.
 LT 220kV Lubango - Namibe:
A província do Namibe é atendida por duas linhas de transporte em 60kV, a
partir do Lubango. Estas linhas têm uma extensão de aproximadamente 150km, muito
elevada para o nível de tensão de 60kV, resultando numa queda de tensão acentuada
entre as subestações do Lubango e Namibe, facto que limita o crescimento da demanda
da região do Namibe.
Página
42
Este empreendimento melhora as condições de atendimento à província do
Namibe, e o controlo de tensão da região. Ele melhora também as condições de
escoamento da nova térmica do Namibe, prevista para este ano, totalizando 70MW de
potência instalada. O programa de acções sugerido para 2012-14 encontra-se na tabela
que se segue.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Programa de Acções da Energia para 2012-2014*
Projecto
Características Básicas
LT 400kV Soyo - Cacuaco
LT 400kV Cacuaco – Viana
SE Soyo 400/220kV
LT 220kV Soyo – M‟Banza Congo
LT 220kV Secção Cambambe – Camama na ZEE
LT 220kV Gabela - Biópio
LT 220kV ZEE - Cacuaco
LT 220kV Biópio – Benguela Sul
LT 220kV Biópio – Alto Catumbela
LT 220kV Alto Catumbela – Huambo
LT 220kV Lubango – Namibe
SE Biópio 220/60kV
SE Alto Catumbela 220/60kV
SE Soyo 400/13,8kV
SE Cacuaco 400/220kV
SE ZEE 220/60kV
SE Benguela Sul 220/60kV
SE Lubango 220/60kV
SE Namibe 220/60kV
LT 220kv Gove – Huambo
340km, Circuito Simples
15km, Circuito Simples
PT 400/220kV – 1x300MVA
215km, circuito simples
5km, Circuito Duplo
250km, Circuito Simples
20km, Circuito Simples
35km, Circuito Simples
125km, Circuito Simples
110km, Circuito Simples
150km, Circuito Simples
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 400/13,8kV - 1x600MVA
PT 400/220kV - 1x600MVA
PT 220/60kV - 3x120MVA
PT 220/60kV - 1x120MVA
PT 220/60kV - 2x120MVA
PT 220/60kV - 2x50MVA
90km, Circuito Simples
Região
N
N
N
N
N
N/C
N
C
C
C
S
C
S
N
N
N
S
S
S
C
Com a realização destas acções, a capacidade de atendimento à procura na ponta
(demanda máxima), considerando um despacho máximo em todos os produtores em
operação em finais de 2012 é a que se indica na tabela a seguir.
Página
43
ANGOLA – Capacidades de Atendimento em Energia na Ponta – 2011*
SISTEMA
NORTE
CENTRO
SUL
TOTAL
G
G
G
G
2009
797
101
69
967
2010
999
140
69
1208
2011
999
200
69
1268
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Note-se que, com a interligação dos sistemas Norte e Centro, pela LT 220kV
Gabela – Biópio, há uma elevação na capacidade de atendimento no sistema Centro,
podendo haver transferência de energia do sistema Norte para o Centro, respeitando o
limite da interligação, facto que resulta num atendimento maior do que a produção
disponível no sistema Centro. No sistema Centro, a limitação no atendimento em
condição normal de operação, dá-se devido à carga na linha de 220kV Cambambe –
Gabela e Gabela – Biópio e a tensão na subestação de Biópio e região de Benguela, que
atinge valores abaixo de 95%, para fluxos superiores a 130MVA na interligação Gabela
– Biópio, mesmo considerando-se os dois bancos de condensadores de 10MVAr em
Biópio.
A diferença entre a produção total e a demanda atendida total são as perdas
eléctricas no sistema. A configuração do sistema de transporte previsto para o ano de
Página
44
2014 encontra-se na figura a seguir.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Sistemas de Transporte de Energia Previsto em 2014*
Página
45
A produção prevista para comissionamento entre 2014 e 2016 indica-se a seguir.
 CT Soyo 2, 400MW a 800 MW – região Norte
 AHE Cambambe Nova Casa Força, 520MW – região Norte
Neste ano, está previsto o comissionamento do segundo grupo de 400MW no
Soyo e a segunda casa de Força em Cambambe, com 520MW, totalizando um
acréscimo de 920MW de potência instalada na região Norte. As linhas de transporte e
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
subestações associadas, previstas para entrarem em operação, no ano de 2013, são as
que se relacionam em seguida.

SE Cacuaco 400/220kV – 2º Transformador de 600MVA
Com a entrada em operação da segunda unidade produtora da CT Soyo
(400MW), será necessária a colocação do segundo transformador de 600MVA
na subestação de Cacuaco, melhorando também, a fiabilidade da subestação, na
perda de uma das unidades.

LT 400kV Cambambe – Camama, SE Cambambe 400/220kV – 1x300MVA e SE
Camama (Luanda Sul) 400/220kV – 1x600MVA
Com a entrada em operação da segunda casa de força de Cambambe, totalizando
780MW de potência instalada, torna-se necessário reforçar o sistema de transporte para
escoamento da potência adicional disponibilizada nesta central. Será instalado um
transformador de 400/220kV – 300MVA junto à subestação de Cambambe e o
transporte da energia até à região de Luanda será em 400kV.
A parte sul da cidade de Luanda está em franco desenvolvimento e espera-se um
crescimento acelerado desta zona. A opção pela construção desta nova subestação de
400kV na região Sul de Luanda, torna-se a alternativa mais viável, caso se considere
que a área norte da cidade já conta com uma subestação nas imediações de Cacuaco e a
parte centro com a subestação de Viana.
A nova subestação de 400kV ao sul de Luanda poderá ser construída na região
de Ramiros alimentando em 220kV as subestações de Ramiros, Camama, Morro Bento
e ZEE. Posteriormente, com o comissionamento dos AHEs de Laúca, previstos para
2015, esta subestação receberá, também, a energia proveniente desta central.

LT 220kV Cambambe – Gabela C2 e Banco de Condensadores em Biópio
Página
46
Com a interligação do Sistema Centro entre as províncias de Benguela e
Huambo, há uma expectativa de crescimento da demanda da região do Huambo e Bié,
que passam a fazer parte do sistema interligado e consequentemente um aumento do
fluxo na interligação Norte - Centro, que poderá atingir a capacidade máxima da linha
Cambambe – Gabela, estimada da ordem de 200MVA.
Esta obra foi relacionada a esta data, como indicativa, pois deverá ser
confirmada pelas projecções de demandas futuras, para reforçar a interligação entre os
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
sistemas Norte e Centro, proporcionando assim, um aumento na capacidade da
interligação.

Bancos de Condensadores em Cacuaco e ZEE - 2x50MVAr em cada subestação:
Esta actividade permite a expansão da demanda da região Norte, no período que
antecede a entrada em funcionamento do AHE de Laúca. A instalação de compensação
reactiva capacitiva na região de Luanda torna-se necessária para manter as tensões nas
subestações da região dentro dos níveis aceitáveis, principalmente, em condições de
emergência nas linhas de 400kV.
Dois bancos de condensadores de 50MVAr na subestação de Cacuaco, que irão
receber 800MW provenientes do Soyo através de uma linha que possuirá reactores
shunt e também na subestação da ZEE, um pólo industrial que costumeiramente opera
com um factor de potência bastante baixo.
A colocação destes bancos ainda não foi optimizada devido às incertezas quanto
às projecções de demanda e factor de potência das cargas, podendo ser realojados em
pontos que se mostrarem mais convenientes, ou até mesmo, testada a sua real
necessidade, em estudos futuros, nos quais se disponha de dados mais precisos de
demanda. O programa de acções sugerido para o ano de 2013 encontra-se na tabela a
seguir de forma detalhada.
Página
47
ANGOLA – Programa de Acções da ENERGIA para 2013-14*
Obra
LT 220kV Cambambe - Gabela C2
LT 400kV Cambambe - Camama
SE Soyo 400/13,8kV
SE Cacuaco 400/220kV
SE Camama 400/220kV
SE Cambambe 400/220kV
Banco de Condensadores – Cacuaco
Banco de Condensadores – ZEE
Banco de Condensadores – Biópio
Características Básicas
145km, Circuito Simples
175km, Circuito Simples
PT2 400/13,8kV - 1x600MVA
PT2 400/220kV – 1x600MVA
PT1 400/220kV – 1x600MVA
PT 400/220kV – 1x300MVA
220kV, 2x50MVAr
220kV, 2x50MVAr
220kV, 20MVAr
Região
N
N
N
N
N
N
S
S
C
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Página
48
ANGOLA – Configuração do Sistema de Transporte de Energia em 2016*
A produção de energia prevista para entrada em operação entre 2015 e 2018
engloba 5 aproveitamentos hidroeléctricos.

AHE Laúca L1 #1, #2, #3, 3x500MW – região Norte

AHE Cacombo, 24MW – região Centro
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA

AHE Jamba ya Oma 75MW – região Sul

AHE Matala, 13,6MW – região Sul

AHE Baynes, 200MW – região Sul
CEIC
As previsões até 2018 têm como destaque as entradas em funcionamento dos
primeiros grupos de 500MW cada do AHE Laúca, no Rio Kwanza, adicionando pelo
menos mais 1500MW de potência instalada na região Norte. Na região Centro o AHE
Cacombo e na região Sul os AHEs de Jamba ya Oma, Baynes e ampliação do AHE da
Matala. Assinale-se ainda que as barragens de Cacombo e Jamba ya Oma vão ajudar a
regularizar os caudais dos rios Catumbela – aumentando o rendimento do Lomaum - e
Cunene – aumentando a geração anual de Ruacaná e Baynes.
As linhas de transporte e subestações associadas, previstas para entrar em
operação entre 2015 e 2018 vêm identificadas a seguir.
 SE Catete 400/220kV – 1x300MVA:
Catete é uma área na qual se espera um grande crescimento, com a construção de
uma nova cidade e um aeroporto. A subestação de Viana tem restrições físicas para
conexões de novas linhas de transporte em 400kV, admitindo apenas mais uma linha de
400kV. Por esse motivo, foi criada uma nova subestação de 400kV próxima a Catete,
que receberá as linhas de transporte do sistema de escoamento do AHE Laúca, além de
contar com um PT de 400/220kV que irá abastecer a região.
 LT 400kV Lucala - Laúca e LT Laúca – Catete C1 e C2:
Esta linha faz parte do sistema de ligação da AHE Laúca, responsável pelo
transporte da energia produzida pela central até aos grandes centros de carga.
49
Estas três linhas de transporte completam o sistema de escoamento da AHE
Página
 LT 400kV Catete – Viana, Catete – Cacuaco e Catete - Camama:
Laúca, a partir de Catete, interligando esta subestação às subestações de Viana, Cacuaco
e Camama, formando uma malha de 400kV em torno da cidade de Luanda.
Uma das linhas será ligada na subestação de Viana, utilizando o módulo de
entrada de linha da LT Cacuaco - Viana. A actual LT Cacuaco – Viana será ligada à
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
outra linha, que passará a cobrir a extensão Cacuaco – Catete, interligando estas duas
subestações em 400kV.
SE Camama 400/220kV – 2º e 3º transformadores de 600MVA SE Cacuaco
400/220kV – 3º transformador de 600MVA, SE Viana 400/220kV 3º transformador de
300MVA
O aumento de 1500MW de potência provenientes do AHE Laúca traz a
necessidade de ampliação nas transformações 400/220kV próximas a Luanda.
Será necessária a instalação de um terceiro transformador de 600MVA na
subestação de Cacuaco, da 3ª unidade de 300MVA em Viana, e da 2ª e 3ª unidades de
600MVA na subestação de Camama, para evitar sobrecargas nestas transformações na
perda de uma das unidades.
 LT 220kV Gove – Jamba ya Oma – Matala
Esta linha faz parte do sistema de ligação do AHE Jamba ya Oma, responsável
pelo transporte da energia produzida pela central, até aos centros de carga. Esta linha
será responsável também pela interligação entre os sistemas Centro e Sul, ampliando em
aproximadamente 150MW a capacidade de atendimento da região sul.
 LT 220kV Matala – Jamba
Com a interligação dos sistemas Centro e Sul, considera-se também o reforço à
região da Jamba, permitindo assim a expansão da região, com atendimento a projectos
mineiros da região. A ligação do AHE Jamba ya Oma ao sistema está em estudo
preliminar e dependerá de estudos de demanda mais detalhados.
 LT 220kV Baynes - Xangongo - Lubango
Página
50
Trata-se de um projecto regional entre Angola e a Namíbia. A linha deverá
passar por Xangongo para afastar-se da região desértica (zona protegida
ambientalmente).
Existem recursos hídricos na bacia do rio Cunene disponíveis para futuros
aproveitamentos que podem conectar-se a partir de Xangongo. Este local é, de
momento, o escolhido para o tráfego de electricidade para os países membros da SADC,
a sul e leste. Devido ao desvio até Xangongo, o comprimento da ligação da AHE
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Baynes até ao Lubango será superior a 500km. Para este comprimento, as perdas
esperadas nas linhas de transporte de 220kV serão de aproximadamente 20% da
potência disponível na central, caso se utilize o condutor padrão das linhas de 220kV,
Crow, bitola 715cm.
Por essa razão é recomendada a utilização de condutores de elevada bitola, com
feixe de dois condutores por fase nas linhas de ligação da AHE Baynes, a fim de
aumentar a potência característica da linha e consequentemente reduzir as perdas
eléctricas e possíveis problemas de instabilidade transitória. Devido às longas distâncias
envolvidas na ligação da AHE Baynes, será necessária a instalação de compensação
reactiva shunt (reactores), para permitir a carga na linha e reduzir as sobretensões no
caso de rejeições de carga, principalmente quando da operação com apenas uma
unidade sincronizada no centro, minimizando também, o risco de auto-excitação.
Assim como observado na ligação da CT Soyo, devido à grande distância, à
potência instalada e ao nível de tensão envolvidos na ligação desta central de Baynes, é
fundamental um estudo de transitórios electromecânicos detalhados, voltado
especificamente para analisar a ligação desta central, a sua estabilidade diante de
perturbações no sistema e a viabilidade da ligação em circuito simples.
Página
51
ANGOLA – Programa de Acções da Energia Previsto para 2015-16*
Obra
LT 400kV Lucala - Laúca
LT 400kV Laúca – Catete C1
LT 400kV Laúca – Catete C2
LT 400kV Catete – Viana
LT 400kV Catete – Camama
LT 220kV Gove – Jamba Ya Oma
LT 220kV Jamba Ya Oma - Matala
LT 220kV Matala - Jamba
LT 220kV Lubango - Xangongo
LT 220kV Xangongo - Baynes
SE Catete 400/220kV
SE Camama 400/220kV
SE Laúca
SE Cacuaco 400/220kV
Características Básicas
55km, Circuito Simples
170km, Circuito Simples
170km, Circuito Simples
42km, Circuito Duplo
55km, Circuito Simples
50km, Circuito Simples
125km, Circuito Simples
115km, Circuito Simples
270km, circuito simples
250km, circuito simples
PT 400/220kV – 1x300MVA
PT 400/220kV – 2x600MVA
PT 400/13,8 3x550MVA
PT3 400/220kV – 1x600MVA
Região
N
N
N
N
N
S
S
S
S
S
N
N
N
N
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
SE Viana 400/220kV
SE Jamba 220/60kV
SE Jamba Ya Oma 220/13,8kV
SE Xangongo 220/60kV
SE Baynes 220/13,8kV
Banco de Condensadores – Catete
PT3 400/220kV – 1x300MVA
PT 220/60kV - 2x50MVA
PT 220/13,8kV - 1x75MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 220/13,8kV - 2x120MVA
220kV, 2x50MVAr
CEIC
N
S
S
S
S
N
Note-se que neste ano ocorre um aumento de produção da região Sul,
programada a estagnação a partir de 2012, com o comissionamento das Centrais de
Baynes e Jamba ya Oma. Neste ano foi prevista também a interligação dos sistemas
Centro e Sul, permitindo o intercâmbio de energia entre estes dois sistemas.
Optou-se neste caso por considerar que o sistema Sul estaria a exportar energia
para o Centro por uma questão de equilíbrio tendo em conta que a produção no sistema
Centro é inferior ao sistema Sul. Todavia, a previsão da procura no futuro é superior.
Desta forma, como se observa na tabela anterior, a produção no subsistema Centro é
inferior à demanda atendida, pois este sistema está a receber energia do Norte e do Sul.
Já no sistema Sul a produção é superior à demanda atendida, pois este sistema está a
exportar energia para o Centro.
Desse modo, pode-se concluir que a capacidade de atendimento ao sistema Sul é
superior ao valor tabelado, porém, um aumento no atendimento a esta região implicaria
numa diminuição equivalente do montante atendido na região Centro, não alterando o
valor total atendido, o mesmo se aplica à região Norte em relação à região Centro.
A completar este inventário de acções destinadas a resolver a maioria dos
problemas de energia do país referimos ainda alguns projectos fundamentais,
nomeadamente no que diz respeito a linhas de transporte que devem estar concluídos
Página
52
antes de 2020.

LT 400kV Laúca – Waku Kungo – Huambo e subestações de Waku Kungo
400/220kV – 1x300MVA e Huambo 400/220kV – 1x300MVA:
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Esta linha reforça a interligação entre os sistemas Norte e Centro. A interligação
entre os sistemas Norte e Centro foi Indicada no Programa de Desenvolvimento de
Energia 2008-2013, inicialmente, partindo de Capanda ao Huambo, alterada para a
ligação em Laúca.
A data de necessidade desta obra irá depender do crescimento da demanda nos
sistemas Centro e Sul, e foi considerada neste estudo em 2016, como referência. O
seccionamento em Waku Kungo visa melhorar as condições de operação do sistema,
diminuindo o comprimento da linha, reduzindo assim o risco do sistema e as
sobretensões nas manobras de ligação e rejeições, além de reduzir o montante de
reactores shunt na linha. Na perda da LT 400kV Laúca – Waku Kungo - Huambo, as
linhas de transporte de 220kV Cambambe – Gabela e Gabela - Biópio, não suportam a
sobrecarga advinda desta emergência, sendo necessária a instalação de um esquema de
alívio de carga nesta emergência.
 LT 220kV Capanda – Malanje
Esta obra visa melhorar as condições de atendimento à província de Malanje,
alimentada por uma linha de 110kV. Prevêem-se problemas de tensão, pelo que,
medidas serão tomadas oportunamente.
 LT 220kV Jamba - Menongue
Esta obra visa o atendimento a região de Menongue, interligando-a ao restante
do sistema de transporte.
 LT 220kV M‟Banza Congo – Maquela do Zombo
Esta linha visa dar fiabilidade e melhorar as condições de atendimento às
províncias de Zaire e Uíge. Com o fecho do anel em 220kV entre estas duas
53
retirar os produtores de operação na perda da LT 400kV Soyo – Cacuaco, de forma a
Página
subestações, deverá ser previsto um esquema de corte de produção na CT Soyo, para
evitar que toda a produção desta central seja injectada neste sistema de 220kV após a
perda desta linha, causando sobrecargas inadmissíveis e afundamento de tensão.
 Bancos de Condensadores em Camama, Cazenga e Catete, 2x50MVAr em cada
subestação:
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Esta obra permite a expansão da demanda da região Norte, a partir da
motorização completa das quatro unidades produtoras de 500MW da AHE Laúca. A
instalação de compensação reactiva capacitiva na região de Luanda torna-se necessária
para manter as tensões nas subestações da região dentro dos níveis aceitáveis,
principalmente, em condições de emergência nas linhas de 400kV.
A colocação destes bancos não foi optimizada, até mesmo devido às incertezas
quanto às projecções de demanda e factor de potência das cargas, podendo ser
realojados em pontos que se mostrarem mais convenientes, ou testada a sua real
necessidade, em estudos futuros, nos quais se disponha de dados mais precisos de
demanda.
ANGOLA – Programa de Acções na Energia para 2016-18*
Obra
LT 400kV Laúca – Waku Kungo
LT 400kV Waku Kungo - Huambo
LT 220kV M‟Banza Congo – Maquela do Zombo
LT 220kV M‟Banza Congo – Maquela do Zombo
LT 220kV Jamba – Menongue
LT 220kV Capanda - Malanje
SE Waku Kungo 400/220kV
SE Huambo 400/220kV
SE Malanje 220/60kV
SE Menongue 220/60kV
Banco de Condensadores – Camama
Banco de Condensadores – Cazenga
Características Básicas
185km, Circuito Simples
175km, Circuito Simples
110km, Circuito Simples
110km, Circuito Simples
180km, Circuito Simples
110km, Circuito Simples
PT 400/220kV – 1x300MVA
PT 400/220kV – 1x300MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
PT 220/60kV - 1x50MVA
220kV, 3x50MVAr
220kV, 2x50MVAr
Região
N
N
N
N
S
N
N
C
N
S
N
N
Página
54
Com a implantação destas acções, a capacidade de atendimento à demanda na
ponta (demanda máxima) considerando despacho máximo em todos os produtores em
operação no ano de 2020 – já prevendo alguns atrasos na implementação dos projectos –
deve rondar os 5.000 MW, cerca de 4 vezes a capacidade actual de 1.250 MW.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA – Rede de Transporte de Energia em 2020
O longo inventário de projectos descritos ao longo deste capitulo deixam bem
claro que durante os próximos anos o Sistema Eléctrico Angolano (SEA) se vai
transformar radicalmente tornando-se num dos mais modernos do continente africano.
Saliente-se que o SEA sofrerá outras transformações a nível organizacional e estrutural
– com uma entidade para gerir a Rede Nacional de Transporte de Energia – que já foram
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55
abordadas durante a Conferência “Energia em Angola” em anos anteriores e em parte
também no Relatório do ano2010. Aos poucos e com um atraso em relação ao
programado há uns anos, é verdade, o país vai começar a sair das constantes faltas de
energia e caminhar para uma situação normal no que respeita à electricidade. Essa
melhoria vai com certeza implicar tarifas mais elevadas para o Kwh consumido.
______________________________________________________________________
Obs. Todos os dados estatísticos e configurações foram fornecidos pelo Ministério da Energia e Águas
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CAPÍTULO 3
Página
56
PETRÓLEO E GÁS EM ANGOLA
José de Oliveira
CEIC
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
RESERVAS E RECURSOS
As Reservas de Petróleo de Angola – as provadas mais as prováveis - estavam
no inicio de 2011 avaliadas pela SONANGOL em 13,2 mil milhões de barris (Bbs),
volume que mantém o país na terceira posição em África, logo a seguir à Líbia e à
Nigéria e em 16o lugar a nível mundial, do qual possui 1% das reservas.
O rácio reservas/produção à média da produção destes dois últimos anos, que
tem sido inferior a 1,8 milhões de barris dia (Mb/d), – em 2010 foi de 1,76 Mb/d e em
2011 deve ser ligeiramente inferior ao ano anterior, – perdura por 20 anos, apesar de as
descobertas destes últimos 2 anos estarem apenas a cobrir cerca de dois terços da
produção acumulada. O baixo volume de descobertas nos últimos anos está
directamente relacionado com o facto de a pesquisa estar em período de baixa, por se ter
anulado há uns anos um concurso que envolvia blocos em águas ultra-profundas da
Bacia do Congo, com grande potencial e, também, pela demora na finalização das
negociações com as companhias petrolíferas convidadas para os 11 blocos, de águas
profundas e ultra-profundas da Bacia do Kwanza, nos quais o objectivo principal é o
Pré-Sal. Contribuíram ainda para que o nível das descobertas não cobrisse a produção
nestes últimos dois anos o facto de a pesquisa nos blocos 16, 17/06 e 18/06 ter dado, até
agora, resultados inferiores ao esperado.
A comparação dos valores das reservas de petróleo no inicio deste ano -13,2 Bbs
– e as calculadas no final de 2009 – 12,6 Bbs – depois de produzidos 641,5 milhões de
barris (Mbs) e de as descobertas não estarem a cobrir completamente a produção, nestes
últimos tempos, constituem um bom exemplo para se abordar a dinâmica do conceito de
reservas, as quais nunca são um valor absoluto mas sim um valor variável com base na
qualidade dos vários parâmetros que se usam na indústria para o seu cálculo.
Esta variação para mais 600 Mbs deve-se a um trabalho de actualização feito
Página
57
pelo Comité de Reservas da SONANGOL. Isto quer dizer que o valor de 12,6 Mbs
calculado para 31 de Dezembro de 2009 estava subavaliado em 1,241 Mbs, pois
entretanto até Dezembro de 2010 produziram-se 641,5 Mbs e mesmo assim no final do
ano as reservas eram superiores em 600 Mbs ao ano anterior.
As subidas – e para o caso descidas – das reservas acontecem a qualquer
momento em que as mesmas sejam avaliadas de novo, com dados mais fidedignos sobre
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
os reservatórios, nomeadamente quanto se estão a desenvolver para colocar em
produção ou ao fim de um tempo de já estarem a produzir, alturas propícias para se
certificar se os cálculos anteriores, com dados menos fiáveis, estavam correctos, ou
incorrectos.
Salvo raras excepções – a TEXACO sobreavaliou as reservas de uma das suas
primeiras descobertas no bloco 2, a do ESSUNGO nos anos 80, com a ELF aconteceu o
mesmo numa descoberta no bloco 3 nos anos 90 e a CHEVRON enganou-se quando
anunciou a descoberta do campo de KUITO no bloco 14 classificando-o como gigante em Angola o cálculo das reservas iniciais de qualquer campo descoberto e/ou colocado
em produção é conservador, tanto do lado das companhias como da SONANGOL,
razão pela qual, à medida que a produção vai andando muitas vezes as reservas vão
aumentando, ou para ser mais correcto o seu cálculo vai dando valores superiores aos
iniciais.
Em termos de recursos petrolíferos – aos quais também se pode chamar
potencial petrolífero global, descoberto e ainda não descoberto – e utilizando os valores
de base divulgados na edição deste relatório de 2010, calculados no inicio dos anos 90
por uma empresa norueguesa para a SONANGOL que considerava um total para o país
de 91,5 Bbs de “Original Oil in Place” (OOIP), dos quais em média se podem
transformar em reservas provadas cerca de um terço, vamos referir alguns aspectos que
preocupam muitos angolanos, nomeadamente a questão do “Peak Oil”em Angola.
O “Peak Oil” que não é mais, em termos práticos, de que o pico da produção de
um país, acontece quando o mesmo deixa de ter reservas para o ultrapassar ou para o
manter por muitos anos. A Arábia Saudita, os Emiratos Árabes Unidos e o Koweit
poderão manter por muitos anos os níveis das suas maiores produções diárias. O Iraque
e o Brasil, para só falar nestes dois casos distintos, estão ainda em melhor posição pois
têm um potencial e reservas que lhes permitirão, no futuro, ter uma produção diária
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58
bastante superior aos máximos que já atingiram até hoje. E Angola em que posição
está? Longe ou próximo do seu pico de produção?
A fim de termos uma ideia relativa desta questão devemos em primeiro lugar
constatar em que ponto está Angola na relação de transformação dos possíveis recursos
petrolíferos em reservas. Uma conta simples diz-nos que Angola poderá vir a ter cerca
de 30,5 Bb de reservas iniciais. Ora, até final de 2010, tinha atingido o nível de 23,1
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Bbs - valor que equivale à produção acumulada desde 1956 até ao fim de 2010 que é de
9,9 Bbs mais as reservas naquela data, que como vimos anteriormente são calculadas
em 13,2 Bbs.
Se aquele valor do total dos recursos petrolíferos estivesse mais ao menos
correcto- este tipo de cálculos têm sempre uma margem de erro – Angola teria por
descobrir apenas mais cerca de 7,4 Bbs de reservas (30,5 – 23,1) e portanto não estaria
muito longe do pico de produção, que ao ritmo de 2 Mb/d se estenderia por 30 anos,
mas a partir de certa altura – após o pico – em ritmos menores que os actuais.
O uso do condicional é propositado porque naquela altura o potencial das
formações geológicas no Pré-Sal não estava estudado – e portanto não entrou nos
cálculos dos anos 90 para o potencial de Angola - e o Brasil já provou que os recursos
em petróleo dessa área podem ser muito grandes, como ninguém imaginava há apenas 7
anos . Como Angola está agora a dar os primeiros passos na pesquisa no Pré-Sal, tem de
se esperar uns anos para saber o que lá se tem e o que se descobre para transformar em
reservas e, assim, ter-se uma ideia mais clara da futura capacidade de produção. Até
pode acontecer que a capacidade não ultrapasse muito os 2 Mb/d que se pode atingir no
final do próximo ano, mas o que pode é permitir que esse nível se estenda por mais
tempo do que é agora previsível. E nada garante que Angola no futuro, dentro da
respectiva zona económica em águas ultra profundas, para além do que é conhecido,
não aumente os recursos/reservas de forma considerável.
PESQUISA
A actividade de pesquisa de Janeiro de 2010 até Agosto de 2011 deu origem à
descoberta de 10 campos de petróleo, dos quais 6 em blocos de águas profundas, 3 em
águas rasas, no bloco 0 e um, em terra, no bloco sul de Cabinda, operado pela
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59
PLUSPETROL.
A fim de se ter uma ideia das descobertas de petróleo só em águas profundas e
ultra profundas, desde o arranque da pesquisa nos vários blocos dessas categorias,
refira-se que elas somam já 94 campos, dos quais o maior é o gigante DALIA no bloco
17, operado pela TOTAL que teve em 2010 uma média de produção de 240,000 b/d.
Entre aquelas descobertas está o campo de XICOMBA que deixou de produzir no inicio
de 2011, por esgotamento das suas reservas, economicamente exploráveis.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Ao longo de 2010 a aquisição de linhas sísmicas 2D atingiu 2.295 km, a 3D
(tridimensional) alcançou 3.594 km2 e a 4D somou 1.388 km2.
A sondagem para encontrar e avaliar descobertas em 2010 totalizou 26 poços
dos quais 15 de pesquisa – que deram origem a 8 novos campos, dos quais um de Gás e
11 de avaliação, dos quais apenas 8 deram resultados positivos sobre o potencial
petrolífero encontrado.
A ENI e a TOTAL foram as companhias mais activas na pesquisa com 5 e 4
furos respectivamente.
Os investimentos em pesquisa, contabilizados em 2010, ascenderam a um total
de US$1.566 milhões (MUS$), dos quais cerca de dois terços foram gastos em
sondagem como se deduz dos dados apresentados num dos próximos parágrafos.
As áreas onde mais se investiu em pesquisa, o ano passado, foram o bloco 15/06,
operado pela ENI com MUS$371,5, seguindo-se o 18/06, operado pela PETROBRÁS,
com MUS$205,3, o bloco 0, operado pela CHEVRON com MUS$169, o bloco 17/06,
operado pela TOTAL com MUS$148,9 e o bloco 16, operado pela MAERSK com
MUS$119,3. O valor restante de MUS$552 foi usado em diversas actividades de
pesquisa por operadores de 15 blocos e ainda pela Concessionária cerca de MUS$57.
Os investimentos de sondagem de pesquisa elevaram-se a MUS$623,5 e os de
avaliação a MUS$555,5, totalizando MUS$1.179, em 2010.
Ao contrário do previsto até finais de Setembro de 2011 não estavam ainda
assinados os Contratos de Partilha de Produção (CPP) para o Concurso limitado a
companhias que vão pesquisar nos blocos de águas profundas e ultra profundas da Bacia
do Kwanza, com o objectivo principal de descobrir petróleo nas formações geológicas
do Pré-Sal.
Note-se que entre as companhias petrolíferas convidadas pela SONANGOL para
operar estes novos blocos – para além de uma dezena presente no país - estão a
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60
CONOCO Phillips e a REPSOL que desta forma regressam ao país onde já tinham tido
actividade. Outro possível novo operador em águas angolanas deverá ser a STATOIL
que até agora apenas participava como associada em alguns blocos do offshore
angolano.
Em virtude de em 2009 se terem assinado dois Contratos de Risco com a
COBALTO para a pesquisa no Pré-Sal, nos blocos 9 e 21 e de dois outros CPPs – o do
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
bloco 23, operado pela MAAERSK Oil e o do bloco 26/06, operado pela PETROBRAS
terem também esse objectivo – e de em duas dessas áreas – bloco 21 e 23 - já se ter
iniciado a perfuração dos primeiros poços que têm como objectivo atingir as zonas
abaixo do sal, é muito provável que antes do fim do ano o país conheça os tão esperados
primeiros resultados deste novo “play”, como se diz em gíria de geólogos.
Alguns especialistas, tanto angolanos como estrangeiros, alertam no entanto que
pelo facto de a SONANGOL não ter desenvolvido estudos tão completos e sofisticados
como a PETROBRAS o fez no Brasil, durante cerca de 5 anos, não há que desanimar se
os primeiros resultados não forem positivos e/ou apenas encontrem campos de pequena
dimensão. Angola, dada a elevada taxa de sucesso da Bacia do Congo, que em certos
anos foi das maiores do mundo à luz de vários parâmetros, está mal habituada e há uma
tendência para se passar do optimismo ao pessimismo duma maneira muito rápida, o
que em termos de indústria petrolífera é negativo.
Além disso o Pré-Sal em águas profundas é um novo “play” sobre o qual quase
todos têm muito que aprender e, se é verdade que a evolução da sísmica está a ajudar
muito, ainda há muitos aspectos que não são completamente visíveis/perceptíveis antes
de se furar e confirmar depois se o modelo geológico a ser usado está em conformidade
com a realidade observada pela broca a 4 ou 5.000 metros de profundidade.
INVESTIMENTOS DE DESENVOLVIMENTO
A descoberta de um campo de petróleos implica que se faça um primeiro calculo
do total das Reservas para depois se perspectivar a sua colocação futura em produção,
sozinho se for de grande dimensão e/ou em conjunto, se for pequeno, com outros que
estejam nas proximidades, isto no que diz respeito ao offshore e, em especial em águas
profundas, como é o caso de Angola, enquanto não se desenvolver a pesquisa em terra,
Página
61
como está previsto.
A esta fase da actividade da indústria de produção petrolífera chama-se
desenvolvimento de um campo(s), durante a qual se faz toda a concepção das estruturas
físicas a implementar – plataformas e/ou navios nas quais se colocam a maioria dos
equipamentos para o tratamento da produção, perfuração de todos os poços produtores e
injectores (de água ou gás) e a base de alojamento completo de todos os técnicos que
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
por ali passarão durante a vida do(s) campo(s) , pipelines, bóias de exportação etc. – e
se calcula o seu custo, ou seja os valores a investir até se ver fluir o primeiro petróleo
produzido, uns anos mais tarde.
O inicio da produção marca também o inicio dos custos operacionais que em
geral englobam tudo o que diga respeito ao dia a dia do seu controle e manutenção.
Esta
diferenciação
é
muito
importante
porque
os
investimentos
de
desenvolvimento são acrescidos de um prémio antes de se calcular a amortização – em
Angola normalmente de 50% do valor investido, ou seja por cada milhão de dólares
investido a companhia vai recuperar uns anos mais tarde um milhão e meio – ao passo
que os custos operacionais são deduzidos pelo seu valor contabilístico, no ano a que
dizem respeito, sem qualquer acrescento.
Os Investimentos de Desenvolvimento contabilizados em 2010 atingiram um
total de MUS$10.968, dos quais cerca de metade – MUS$3.590 e MUS$2.196 – para as
novas produções dos blocos 17 e 31, respectivamente. Destacam-se ainda com grandes
investimentos de desenvolvimento o bloco 15 com MUS$1.999, o bloco 0 com
MUS$1.321, o bloco 14 com MUS$1.110 e por último o bloco 18 com MUS$652.
A perfuração de poços produtores e injectores, nos principais blocos em
produção – 0, 14, 15, 17 – ou em vésperas de arrancar como o 31, operado pela BP,
absorveu cerca de um quarto dos valores investidos no desenvolvimento de descobertas
atingindo MUS$2.748.
Angola tem nesta altura – Outubro de 2011 – cinco grandes projectos para
colocar em produção vários campos de petróleo nos próximos anos – PSVM (bloco 31),
KIZOMBA Satélites (15), WEST HUB (15/06), CLOV (17) e KAOMBO (32). O
Projecto PSVM – o primeiro a produzir em águas ultra profundas, em África, em cerca
de 2.000 m de coluna de água -, o qual vai colocar em produção, por fases, arrancando
até meados de 2012, os campos de PLUTÃO, SATURNO, VÉNUS e MARTE operados
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62
pela BP, através de um FPSO que deve chegar dentro de semanas ao país, vindo de
Singapura, onde foi adaptado. Outro projecto de grande dimensão é o arranque no
próximo ano dos primeiros campos satélites dos Kizombas, operados pela EXXON. O
WEST Hub – esperemos que a ENI e a SONANGOL arranjem um nome angolano para
este projecto – vai funcionar com um FPSO que vai sofrer uma remodelação e
modernização em Singapura e vai servir para produzir 4 campos – SANGOS,
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
N´GOMA, CHINGUVU e N`ZANZA - descobertos pela ENI no bloco 15/06, a um
ritmo diário de cerca de 100,000 barris. Em seguida assinale-se o CLOV que é o 4o
grande projecto da TOTAL no bloco 17, cujo FPSO em construção vai servir de base
para colocar em produção, por fases, 4 campos de petróleo. Por último refira-se o
Projecto KAOMBO que vai ser implementado com dois FPSO(s) para produzir meia
dúzia de descobertas da TOTAL no bloco 32, de águas ultra profundas. Está ainda em
desenvolvimento um projecto de menor dimensão para colocar em produção para o
GIRASSOL um reservatório do ROSA, no bloco 17, e com novos poços melhorar o
nível de recuperação de reservas dos campos de GIRASSOL e JASMIN, os quais
produzem há já uns anos.
Em fase de pré-projecto, seja a nível de estudos de concepção e/ou em vésperas
de engenharia de detalhe, estão vários desenvolvimentos, dos quais se destacam três em
Cabinda, um no bloco 0, o GVLA e dois no bloco 14, o equipamento dos campos de
GABELA e do LUCAPA, a colocação em produção de 2 campos no bloco 18, e ainda
mais um no bloco 31, o PAJDOU que englobará meia dúzia de campos petrolíferos,
ambos operados pela BP.
A nível do incremento do conteúdo angolano na indústria de serviços
petrolíferos assinala-se a entrada no capital dos Estaleiros da PAENAL – constituídos
inicialmente entre a SONANGOL (40%) e a SBM (30%) - e localizados em Porto
Amboim, da grande empresa de construção naval coreana DAEWOO que passou a deter
os restantes 30% do capital daquela associação. A PAENAL vai trabalhar na montagem
dos equipamentos do FPSO CLOV e mais tarde noutros para os desenvolvimentos em
curso ou futuros.
Um último destaque na área de investimentos para assinalar que nos últimos
dois anos se desenvolveram as redes de pipelines para transportar o gás associado das
respectivas zonas de produção nos blocos – 15, 17 e 18 – para o Soyo a fim de
Página
63
alimentarem o complexo ANGOLA LNG que inicia a sua liquefacção no inicio de
2012.
PRODUÇÃO
Angola produziu em 2010 um total de 641,52 milhões de barris (Mbs) de
petróleo a uma média de 1.757.601 b/d – menos 53.576 b/d do que em 2009 -, e, pela
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CEIC
primeira vez desde 1992, a parte da produção global que coube directamente ao país foi
de 47%, equivalentes a 300,7 Mbs, quase metade da produção nacional.
O volume indicado como petróleo nacional é composto na sua maioria por
entregas a custo zero pelas companhias produtoras à Concessionária nacional, aos quais
se somam a produção própria a que a SONANGOL tem direito nos blocos – 0, 2, 3, 4,
14, e 18 - em que detém participações directas e indirectas – através da CHINA
SONANGOL e da SSI -, como qualquer outra companhia e, ainda as quantidades que
couberam às pequenas companhias petrolíferas nacionais – SOMOIL, ACREP,
KOTOIL e POLIEDRO. Voltaremos a este assunto mais à frente quando falarmos da
Renda Petrolífera de Angola, para explicar como apesar de uma menor produção a parte
que coube à Concessionária aumentou.
A produção de LPG atingiu em 2010 um total de 7,25 Mbs, dos quais cerca de
6,9 Mbs em Cabinda, a maioria no FPSO-LPG SANHA e uma pequena quantidade para
o mercado local de 71,000 b, no Malongo e, por último, cerca de 275.000 bs na
Refinaria de Luanda.
Angola – Produção de Petróleo por Blocos em 2010 (barris)
Bloco
Onshore SOYO
Bloco 0
Bloco 2
Bloco 3/85 & 3/91
Bloco 3/05
Bloco 4/05
Bloco 14
Bloco 15
Bloco 17
Bloco 18
Angola Total
Operador
SOMOIL
CHEVRON
SONANGOL P&P
TOTAL
SONANGOL P&P
.”……………“
CHEVRON
EXXON
TOTAL
BP
b/d
9,715
345,834
19,158
20,39
44,115
16,096
197,322
519,82
430,556
154,597
1757,603
Totais
3,545,696
126,229,270
6,992,730
7,442,263
16,101,894
5,874,894
72,022,480
189,734,336
157,153,078
56,427,870
641,524,511
64
O mais recente complexo de extracção de petróleo arrancou no bloco 17, o qual
Página
FONTE: MINPET
em 28 de Agosto passou a contar com a produção do FPSO PAZFLOR, o terceiro a
entrar em funcionamento naquele prolífero bloco do offshore profundo angolano,
transformando a TOTAL, pela primeira vez, na maior companhia operadora em Angola,
lugar que irá ocupar por uns largos anos.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Entre Julho de 2010 e Agosto deste ano o maior operador, por volume de
produção, foi a CHEVRON que recuperou a posição perdida para a EXXON, sua
congénere americana, há alguns anos atrás. O segundo e o terceiro lugares vão agora ser
ocupados, por uns anos, por aquelas duas companhias americanas, embora por volume
de produção operada, a EXXON passe para o 2o lugar algures em 2012-13, quando
arrancar com os campos satélites dos KIZOMBAS. Refira-se no entanto que a
CHEVRON, como operadora em dois blocos, pelo número de instalações sob seu
controle é, sob várias medidas, o maior operador petrolífero em Angola.
Com aquela nova fonte de produção Angola, em Setembro de 2011, volta a
produzir acima de 1.700.000 b/d, volume que não acontecia em média mensal desde
Agosto de 2010.
Os factos de que deriva esta baixa produção, naqueles 12 meses – note-se que
entre Janeiro e Junho de 2010 a média mensal rondava os 1.850.000 b/d -, devem-se aos
problemas do FPSO Grande PLUTÓNIO no bloco 18, que desde Janeiro de 2010 até
agora já esteve dois meses parado para resolver problemas técnicos e que durante a
maior parte deste tempo esteve sempre abaixo da sua capacidade nominal de 200.000
b/d – chegou a estar apenas a 80.000 b/d – mas também às perdas de produção por
avarias técnicas ou paragens programadas, nas várias instalações offshore, as quais em
conjunto, em certos meses, se aproximaram de 100.000 b/d, acrescentando-se ainda
imperativos técnicos – instalação de equipamentos para a colecta de gás associado ou
outros - e à diminuição normal dos ritmos de produção em vários grandes campos
antigos, nomeadamente no bloco 15.
Uma última referencia ao gás associado que o país produz, pois mesmo antes da
entrada em funcionamento da liquefacção no Soyo, conseguiu-se em 2011 – com uns
anos de atraso em relação ao pretendido pela SONANGOL - atingir um nível de queima
reduzido a pouco mais de 10% de uma produção em média de 3.2 biliões de pés cúbicos
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65
por dia (Bpc/d). A maior quantidade – 1,9 Bcf/d – é injectada e depois vai ser de novo
produzida para encaminhar para o LNG no Soyo e cerca de 1,0 Bcf/d é usado nas
operações para autoconsumo – as instalações petrolíferas têm umas centenas de MW de
capacidade, gerados por turbinas a gás, para as suas actividades – para
injecção/produção contínua de forma a extrair LPG e Condensados no SANHA, bloco 0
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
e, ainda, para gás de elevação, usado para auxiliar a produção de petróleo em certos
antigos campos, em Cabinda e Soyo.
COMÉRCIO INTERNACIONAL
Em 2010 Angola exportou um total de 624,4 Mbs – menos 22,5 Mbs do que em
2009 – por um valor total de MUS$48.656 – mais MUS$9.437 do que no ano anterior, a
um preço médio ponderado de US$77.92/barril – mais US$17.30/b do que em 2009 –
beneficiando assim o país de maiores receitas com menor volume de vendas.
Os maiores exportadores de ramas angolanas foram a SONANGOL com 281,7
Mbs – mais 47,4 Mbs do que em 2009 -, seguindo-se a CHEVRON com 62,2 Mbs, em
terceiro lugar a BP com 57,1 Mbs, muito próximo à TOTAL com 57 Mbs, vindo depois
a EXXON com 49,5 Mbs e, por último entre os grandes a ENI com 35 Mbs.
A SONANGOL, ao ultrapassar ligeiramente a marca de vendas em cada dia útil
do ano de um milhão de barris, o que equivale a um petroleiro – pois produz-se ou
carrega-se petróleo ao sábado, domingo e feriados, de dia ou de noite, mas só se
negoceia nos dias de trabalho da semana –, está definitivamente no clube das grandes
companhias exportadoras mundiais de petróleo.
O grande volume de vendas justifica bem o facto de a SONANGOL ter
escritórios para o efeito em Londres, Houston e Singapura, os quais trabalham de forma
integrada, havendo assim as 24 horas do dia um ponto de contacto com os seus clientes,
devido à diferença horária, pois quando um dos escritórios está a fechar, outro está a
abrir e assim sucessivamente.
Os principais destinos das exportações de petróleo angolano, englobando todas
as companhias estrangeiras e nacionais, foram, como já vem sendo habitual, a Asia com
58% - dos quais 43% para a China e 10% para a Índia -, 25% para a América do Norte –
dos quais 18% para os Estados Unidos, o segundo maior cliente – destinando-se os
Página
66
restantes 17% a países como a França e a África do Sul com 4% cada, Portugal e
Espanha com 2% cada e os últimos 5% para uma série de países da Europa e da
América Latina.
A importância da Ásia para as exportações da costa Ocidental de África tem
vindo a aumentar, nos últimos anos, não só por causa das importações chinesas mas
também indianas. Em Setembro de 2010 as importações da Índia, de ramas do Golfo da
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Guiné, foram ligeiramente superiores às da China. Esta crescente importação de ramas
da África Subsaariana está relacionada com o facto de a Índia ter construído grandes
refinarias que agora tem de alimentar para o seu mercado interno – o país era um dos
maiores importadores de refinados - e externo próximo.
O benefício que o grande volume de importações de petróleo de África – pois o
Sudão também está incluído - por parte da Ásia, deu aos países exportadores do
continente uma diminuição dos descontos em relação ao preço do BRENT – rama de
referência para o comércio mundial de petróleo – que entretanto melhoraram ainda mais
nos últimos meses devido à diminuição de excedentes petrolíferos associada a um maior
numero de sofisticadas refinarias, no mercado mundial.
A melhoria do mercado petrolífero mundial em 2010 permitiu que algumas
ramas doces e de densidades médias – como a de GIRASSOL, o CABINDA e até o
SAXI-BATUQUE – que habitualmente são vendidas com desconto de um a três dólares
em relação às cotações do BRENT fossem, em certos períodos do ano, comercializadas
com prémios de 5 a 50 cêntimos acima dos preços daquela rama de referência.
Um bom exemplo, do que acabamos de referir, no caso de Angola é o da rama
pesada e ácida KUITO, produzida em Cabinda, a qual antes de 2010 tinha muitas vezes
descontos superiores a US$12.00/barril e que em 2010 teve um máximo de US$5.00 e
um mínimo de desconto de US$2.52.
Angola – Exportações de Petróleo por Ramas e Preços 2010
Página
67
Rama
NEMBA (a) (b)
DÁLIA (c)
CABINDA (a)
GIRASSOL (c)
KISSANJE (d)
HUNGO (d)
PLUTONIO (e)
SAXI-BATUQUE (d)
MONDO (d)
PALANCA (f)
Quantidade
(barris)
93,432,921
85,954,047
80,233,391
70,324,806
64,020,293
59,179,971
54,896,640
32,725,337
28,991,099
22,571,924
Preço
Médio
Ponderado
US$78.76
US$76.63
US$78.79
US$79.36
US$78.15
US$76,74
US$76.84.
US$78.67
US$76.34
US$79.71
Valor Total (US$)
US$7,359 milhões
US$6,587
"
US$6,322
"
US$5,581
"
US$5,003
"
US$4,541
"
US$4,218
"
US$2,574
"
US$2,213
"
US$1,799
"
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
KUITO (b)
GIMBOA (g)
XICOMBA (d)
TOTAIS
22,245,636
5,915,947
3,908,984
624,400,997
US$76.23
US$78.34
US$75,86
US$77.92 (h)
CEIC
US$1,695
US$463
US$296
US$48,656
"
"
"
"
FONTE: MINPET
Notas (a) Petróleo do bloco 0; (b) Petróleo do Bloco 14; (c) Petróleo do Bloco 17; (d) Petróleo do Bloco
15; (e) Petróleo do Bloco 18; (f) Petróleo dos blocos 2 e 3 e do Onshore Soyo; (g) Petróleo do
Bloco 4/05; (h) média ponderada nacional.
O Ministério dos Petróleos, de cujo Relatório Anual de 2010 retirámos a maioria
dos dados deste capítulo, engloba nos produtos derivados, as exportações dos Butanos e
Propanos, produzidos em Cabinda, mas como se trata de produtos com origem directa
em instalações ligadas à produção de petróleo, a eles fazemos referência aqui para
assinalar que atingiram 5.664.161 barris, dos quais 4.180.615 foram de Propano,
vendidos por MUS$216,4.
As exportações de Butano foram apenas de 1.483.546 barris – porque a
SONANGOL adquire a maioria para o consumo interno – as quais atingiram o valor de
MUS$83. Para ambos os produtos o maior mercado foi o Brasil com 41% do total,
seguindo-se a Coreia com 28% e a China com 10%.
Os preços médios do petróleo angolano em 2011 têm sido mais elevados do que
no ano anterior – a média estava ligeiramente acima dos US$105.00/barril até finais de
Setembro – pelo que se espera que a menor produção total venha a dar receitas
superiores a 2010 ao país, a não ser que se assista a uma queda muito acentuada durante
este último trimestre do ano em curso, fruto da crise económico financeira em que estão
mergulhados os países Industrializados Ocidentais, nomeadamente a Europa e os
Estados Unidos.
REFINAÇÃO E MERCADO INTERNO
O mercado interno de produtos petrolíferos atingiu em 2010 o total de 3, 82
Página
68
milhões de toneladas métricas (Mtm) – mais cerca de 140.000 tm do que em 2009 -,
salientando-se que cerca de 2,0 Mtm e 0,9 Mtm foram constituídos respectivamente por
gasóleo e gasolina, destacando-se que na província de Luanda e arredores as vendas de
refinados constituíram 60% do global e, também que, do total do consumo angolano,
apenas cerca de 20% tiveram origem na Refinaria de Luanda. O gasóleo representa já
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
mais de metade do consumo com 52% do mercado e a gasolina, cerca de um quarto com
23% do total.
A baixa e desadaptada capacidade de refinação para a obtenção de produtos
leves – em 2010 a refinaria em Luanda, de um total de 1,48 Mtm de produtos, colocou
no mercado só 54 % dos seus refinados que se referem a 447,000 de gasóleo, 40.000 tm
de gasolina e 23,300 tm de LPG – o que obrigou o país a importar 2,83 Mtm de
combustíveis, dos quais 1,65 Mtm de gasóleo, 0,94 Mtm de gasolina e 164.000 tm de
Jet A1.
Em termos de custos o país despendeu MUS$2.196 – mais MUS$541 do que em
2009 -, destacando-se MUS$1.242 para gasóleo e MUS$754 para gasolina, o
combustível cujo consumo mais tem crescido nos últimos 3 anos.
Os principais mercados de origem dos combustíveis foram a Índia para o
Gasóleo com 35%, os Estados Unidos para o JET A1, com 77%, e 6 países do norte da
Europa para a gasolina os quais juntos somam 53% das importações.
As exportações de derivados do petróleo da Refinaria de Luanda foram
constituídas principalmente por Fuel óleo que em 2010 atingiu 554.400 tm, rendendo
MUS$287,2, com os Estados Unidos com 46% como mercado principal, e Nafta com
150.000 tm, vendidas por MUS$104,6, destinadas principalmente à Holanda.
O mercado interno de combustíveis sofre de duas carências graves, as quais
fazem aumentar os custos de abastecimento e a complexidade das operações, pelo que
urge tomar decisões para se implementar as soluções necessárias a médio prazo, e de
uma terceira, que embora em fase de solução progride muito lentamente. Tudo isto
acontece sob a responsabilidade da única entidade nacional que não tem falta de
dinheiro para investir, a SONANGOL.
A primeira é a questão da falta de capacidade de refinação no país cuja solução
mais rentável passa pelo aumento e modernização da Refinaria de Luanda – neste
Página
69
momento só se está a trabalhar para conseguir levá-la a funcionar ao limite da sua
capacidade nominal de 55.000 b/d o que é insuficiente -, pois cada vez está mais
distante a construção da Refinaria do Lobito, pelo seu elevado investimento de cerca de
MUS$10.000, para a capacidade prevista, e a dificuldade em encontrar companhias que
queiram entrar no capital da SONAREF e investir com a SONANGOL.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
A outra é a falta de armazenamento de combustíveis. Angola tinha no inicio de
2003 cerca de 212,000 m3 de armazenagem de produtos petrolíferos e em finais de
2010 ainda não a tinha duplicado pois apenas atingia 359.000 m3, enquanto o consumo
passou de pouco mais de um milhão de toneladas ano em 2002 para quase 4 Mtm, ou
seja triplicou. Este atraso na construção de nova capacidade de armazenagem de
produtos, aliada ao facto de se depender em 80% da importação, que em alguns casos
como o gasóleo tem de ser feita em grandes quantidades para baixar custos – navios de
90/100.000 toneladas – obriga a manter no país navios tanques alugados, para stocagem
flutuante, a fim de se ter uma capacidade adequada às necessidades do mercado, o que
como é facilmente compreensível é muito mais caro do que a normal armazenagem em
terra.
A terceira carência, hoje já menos notória, mas nem por isso inexistente, é a
lentidão com que se está a estender a toda Angola a rede de Postos de Abastecimento de
combustíveis cujo total ainda não atinge o meio milhar – 468 exactamente segundo o
MINPET – quando o país precisa de quase um milhar de posições de venda.
Em termos de cobertura do mercado uma nota positiva para a expansão que o
consumo interno de gás de cozinha tem tido ao longo destes últimos anos pois Angola
atingiu em 2010 o consumo de 185.000 tm, com Butano quase todo de origem nacional
– cerca de 23.300 tm provenientes da Refinaria de Luanda e o restante trazido pela
SONANGOL da sua quota de produção em Cabinda – com recurso extemporâneo à
importação de meia dúzia de milhares de toneladas/ano nos últimos tempos. Com a
entrada em laboração do Angola LNG o país vai triplicar a sua produção de Butanos e
Propanos pelo que pode alimentar o crescimento do mercado interno de LPG, sem
problemas de maior por longos anos.
70
A Renda Petrolífera Angolana Liquida em 2010 – inclui impostos pagos pela
Página
RENDA PETROLÍFERA DE ANGOLA
SONANGOL e todas as companhias suas associadas nos blocos mais 90% do chamado
petróleo da Concessionária mas excluindo os lucros da SONANGOL – ascendeu a
MUS$24.152 – superior em cerca de MUS$7.399 à de 2009 – na qual os impostos em
2010 atingiram MUS$9.419 – mais MUS$2.121 do que em 2009 – e o petróleo da
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CEIC
Concessionária, a maior fonte de receitas do país – sem descontar os 10% devidos à
Sonangol -, MUS$16.370 o que equivale a mais MUS$5.865 do que em 2009.
A distribuição da Renda Petrolífera – impostos mais petróleo da Concessionária
- por áreas coloca em primeiro lugar o bloco 15, operado pela EXXON com
MUS$9.130 (35,4%), vindo a seguir o bloco 17, operado pela TOTAL com MUS$6.347
(24,6%), seguindo-se o bloco 0, operado pela CHEVRON com MUS$5.318 (20,5%),
seguido em quarto lugar pelo bloco 14, também operado pela CHEVRON com
MUS$2.794 (10,8%) e em quinto lugar o bloco 18, operado pela BP com MUS$1.200
(4,6%). A restante renda líquida provém dos blocos 2, 3 e 4 e corresponde a MUS$961.
A parte da Renda Liquida de 2010 apenas respeitante aos impostos – que já está
englobada nos valores do parágrafo anterior – e organizada por companhias dá o
primeiro lugar à CHEVRON com MUS$2.434, o segundo à SONANGOL com
MUS$1.960, vindo em seguida a TOTAL com MUS$1.140, depois a BP com
MUS$974 e em quinto lugar a EXXON com MUS$845.
A aparente contradição entre o facto do bloco 15 ser o que em 2010 deu mais
receitas ao país, e a EXXON que é a operadora daquele bloco estar em 5o lugar no que
diz respeito só a impostos, deve-se ao Contrato de Partilha de Produção Angolano
(CPPA) no qual a maioria do Petróleo Lucro – o que sobra depois de contabilizados
todos os custos do ano - reverte para a Concessionária e as companhias só pagam
impostos de 50% sobre a parte de Petróleo de Lucro que lhe cabe.
Em termos práticos quando um bloco tem os seus investimentos amortizados,
uma grande produção e os preços do petróleo estão altos – tudo isto acontece
actualmente no bloco 15 – a parte de Petróleo de Custos necessária a suportar os custos
operacionais e a rentabilidade garantida por contrato é pequena e, portanto, a parte do
Petróleo Lucro aumenta, e a maioria é entregue à Concessionária nacional, a custo zero.
O efeito em 2010 dos parâmetros do CPPA no bloco 15 que pagou – entregou à
Página
71
Concessionária - em petróleo MUS$7.674 e em impostos, ao Ministério das Finanças,
MUS$1.456 ilustra em termos concretos o que acabamos de referir.
Um dos factos que comprova a robustez do CPPA e que é pouco referido,
mesmo em publicações especializadas, é o de Angola não ter tido necessidade de os
alterar nestes últimos 20 anos, primeiro de descidas e depois de subidas inesperadas do
preço do petróleo – quase todos os países tiveram de mexer nos parâmetros fiscais dos
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
seus contratos nos últimos 20 anos, ou para os tornar mais favoráveis às companhias em
época de baixos preços nos anos 90, ou para aumentar os impostos nos últimos anos.
O CPPA em vigor – nomeadamente os negociados desde a década 90 que
passaram a conter parâmetros de rentabilidade variável – baseado no conceito Internal
Rate Return (IRR) – tem mecanismos para proteger as companhias em época de baixas
cotações do barril e para reverter para o país a maioria dos chamados “windfall profits”
– que podemos traduzir por lucros inesperados – em período de altos preços do petróleo.
E, para os mais cépticos, a prova de que o CPPA está bem estruturado e
funciona, em qualquer nível de cotações do barril, é que quando a SONANGOL
negociou os contratos para os blocos de águas profundas ninguém sonhava com preços,
por largos períodos, acima dos US$40.00/barril, nem no país nem em parte alguma do
mundo.
A Renda Petrolífera Angolana Global em 2010 corresponde a um pouco mais
porque deve incluir os 10% do petróleo da Concessionária – que em 2010 correspondeu
a cerca de MUS$1.600 - que a SONANGOL é autorizada a despender para o exercício
das funções de controlo em nome do Estado, mais os seus lucros que em 2010 rondaram
os MUS$2.500. A estes valores ainda se devem adicionar tudo o que diz respeito a
salários, rendas de casa e aquisições no mercado nacional, não só das companhias
petrolíferas como das empresas de serviços que para elas trabalham e que, num calculo
aproximado, já ultrapassam os MUS$1.000.
Em síntese, podemos afirmar que a Renda Petrolífera Angolana Global em 2010
ultrapassou ligeiramente os MUS$29.000, um rendimento apreciável para qualquer país
subdesenvolvido, como Angola, e que, ainda por cima, tem de construir e reconstruir
quase tudo o que respeita a infraestruturas, devido ao atraso de quase 30 anos que
acumulou com a guerra.
As urgentes necessidades, de todo o tipo, infelizmente não têm conduzido
Página
72
Angola a usar da melhor forma a riqueza que obtém anualmente. Um exemplo – mas há
muitos mais só que não se enquadram nesta descrição da Renda Petrolífera – é o que o
país queima com subsídios aos preços dos combustíveis, os quais teima em não subir
para os valores reais, por fases claro, e que atingiram em 2010 mais de MUS$4.000.
Em 2004 tudo indicava que se iam subir aos poucos os preços da gasolina e do
gasóleo, os quais absorvem a maioria dos subsídios, para em meia dúzia de anos se
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
terem valores reais e se subsidiarem apenas o petróleo iluminante e o gás de cozinha,
mas finalmente tal não aconteceu, em parte porque as receitas petrolíferas do país foram
aumentando consideravelmente.
Sabe-se que a explicação para este ano não se mexer nos preços dos
combustíveis está relacionada com o facto de os aumentos subirem a inflação que se
quer baixar para 12% em finais de 2011! Manter a inflação um ou dois pontos mais
baixa à custa de perder centenas de milhões de dólares não parece lógico em termos
económico financeiros, tanto mais que tem de se repetir os aumentos dos preços dos
combustíveis, de forma faseada, em vários anos futuros, até atingir-se os preços reais. A
fim de se ter uma ideia do esforço que se tem de fazer refere-se que um aumento de
25% nos preços vigentes do gasóleo e de 20 % nos da gasolina, diminui os subsídios
apenas em MUS$400, o que só representa um décimo dos seus montantes anuais mas é
facilmente absorvido pela actividade económica, em poucos meses.
Ainda por cima aumentaram-se os custos suportados pelas receitas da
Concessionária com o abastecimento de combustíveis porque, como sempre, há atrasos
na modernização e ampliação da refinação, que pode ser feita na Refinaria de Luanda, e
no aumento da capacidade de armazenagem de produtos refinados.
NOTAS FINAIS
O sector petrolífero em 2011 foi alvo de várias decisões importantes, uma das
quais a criação, num futuro próximo, de um Órgão Regulador Independente para os
Petróleos, o que constituirá uma alteração de fundo ao modelo, como ele está
organizada desde 1977, e levantará um desafio, nada fácil, à transferência do saber
acumulado pela SONANGOL no exercício da função “Concessionária”, ao longo de
mais de trinta anos, para a nova entidade reguladora, passando aquela empresa nacional
a ter como base da sua actividade fins empresariais de pesquisa e produção de
Página
73
hidrocarbonetos, como a maioria das estatais petrolíferas dos países com uma indústria
petrolífera desenvolvida, como a SONATRACH da Argélia, a PETROBRÁS do Brasil,
a STATOIL da Noruega ou a PETRONAS da Malásia.
A criação de novas instituições para os petróleos prevê ainda o lançamento do
Centro de Investigação e Tecnologia, organizado sob a forma de empresa pública,
provavelmente no arranque, com verbas a obter dos bónus dos blocos do Pré-Sal. Este
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
novo centro de investigação a instalar, a fim de poder desenvolver-se rapidamente irá
com certeza colaborar com alguns já existentes e de referência mundial como o
CENPES no Brasil – o de maior conhecimento no que se refere à pesquisa no pré-sal - e
o IFP (Instituto Francês do Petróleo) em França. O decreto da sua criação prevê ainda
uma colaboração estreita do novo centro com as universidades angolanas,
particularmente as públicas.
As decisões para o sector prevêem ainda a transferência para o Ministério das
Finanças das chamadas Despesas quase Fiscais da SONANGOL, as quais têm de passar
a ser inscritas no Orçamento Geral do Estado (OGE) a partir do próximo ano, acabando
assim com uma certa indisciplina orçamental e dando cumprimento aos princípios de
Unidade e Universalidade do OGE que obrigam a que todas as receitas e despesas do
Estado nele constem.
As Despesas quase Fiscais a ser transferidas englobam as de venda de
combustíveis à TAAG e à ENE e a outras instituições do Estado e as de custos de
operação e manutenção pela SONAIR das aeronaves dos Ministérios da Administração
Interna e do Interior, bem como os constantes fretamentos de aeronaves pela Casa
Militar da Presidência da República, os quais têm de passar a estar cabimentados no
OGE e a ser pagos por aquelas instituições à SONANGOL e à SONAIR. No âmbito
destas medidas prevê-se também que a subvenção ao preço dos combustíveis passe a ser
feita com base no seu custo e volume de vendas efectivo – revogando-se o protocolo
com a Refinaria de Luanda, do tempo colonial – e, ainda, que passe a haver um melhor
fluxo de informação entre o MINFIN e a SONANGOL no que reporta aos pagamentos
que a empresa faz com receitas do Estado – do petróleo, de lucro da concessionária – de
financiamentos decididos pelo governo, devendo institucionalizar-se a compensação
que tem de ser feita com a administração tributária.
A terminar deve ainda frisar-se que finalmente nos próximos meses deve ser
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74
completada a regulamentação da nova Lei Cambial dos Petróleos, possibilitando a sua
entrada em vigor, com alterações substanciais à prática de movimentação das receitas,
investimentos e despesas cambiais das companhias petrolíferas, mantendo no entanto a
sua liberdade de pagamentos em divisas e, que as empresas nacionais de petróleo vão
ter algumas condições da sua participação na actividade melhorada - de forma a
poderem capitalizar-se e investir em pesquisa e desenvolvimento - deixando de suportar
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
a SONANGOL no período de pesquisa e de pagar bónus nos concursos para novos
blocos – principio que apenas se mantém para as companhias estrangeiras – e passar a
ter uma redução nos impostos sobre o seu Petróleo Lucro de 50 para, provavelmente,
35%.
A última nota é para a entrada em laboração do Angola LNG durante o primeiro
trimestre de 2012, concretizando uma velha prioridade do Ministério dos Petróleos e da
SONANGOL de valorizar o gás associado à produção de petróleo. Aquela indústria vai
enfrentar um mercado internacional com excesso de oferta que se espera venha a reduzir
em 2014/15 – à excepção do mercado americano -, melhorando provavelmente os
preços de exportação do LNG a partir daquela data. Com o arranque do complexo de
liquefacção no Soyo, Angola vai quase triplicar as suas extracções de Propanos e
Butanos e aumentar a sua produção de condensados ao secar o gás natural que se vai
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75
transformar em LNG.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
CAPÍTULO 4
Página
76
O PETRÓLEO, A CHINA E ANGOLA NO SÉC. XXI
Ana Cristina Alves
Doutorada em Relações Internacionais pela London School of Economics.
Investigadora Senior no Projecto „China in Africa‟ - South African Institute of
International Affairs, Johannesburg. Docente do Instituto Superior de Ciências Sociais e
Politicas da Universidade Técnica de Lisboa (em licença).
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
O petróleo no contexto das relações Angola - China
Os laços diplomáticos Angola-China datam de 1983 mas o relacionamento
permaneceu marginal para ambos os países nas duas décadas que se seguiram. O
florescer das relações Angola-China dá-se apenas no inicio do século XXI, no contexto
da emergência de complementaridades económicas. O crescente poder financeiro de
Pequim e a sua sede por mercados e recursos naturais conduziu à internacionalização da
economia chinesa na viragem do século, coincidindo com o fim da guerra civil em
Angola em 2002, a necessidade de reconstrução nacional e o aumento da produção
petrolífera. As sinergias geradas neste contexto justificam em grande medida a
dramática expansão das relações bilaterais verificada na última década.
Esta nova fase do relacionamento tem sido marcada pela intensificação dos
intercâmbios políticos e económicos. Contrastando claramente com as décadas
anteriores, as visitas oficiais de alto nível tornaram-se cada vez mais frequentes em
ambos os sentidos, tendo culminado com a assinatura do acordo de parceria estratégica
no final de 2010.
O estreitar da parceria política é, todavia, a consequência directa do dinamismo
dos laços económicos ao longo da última década. Desde o fim da guerra civil em
Angola, a China tem desempenhado um papel cada vez mais relevante enquanto
parceiro para o desenvolvimento, nomeadamente através de subsídios para construir
edifícios públicos, programas de cooperação no âmbito da saúde, educação e
agricultura. O traço mais marcante da relação é, no entanto, a rápida ascensão no
volume de comércio bilateral, claramente dominado pelas exportações de petróleo para
a China. Além disso, a China tem desempenhado um papel preponderante na
reconstrução e reabilitação das infraestruturas do país através da concessão de linhas de
crédito bonificadas.
Partindo de um contexto histórico pouco auspicioso, a China conseguiu
Página
77
conquistar em menos de uma década uma posição de destaque na economia de Angola,
nomeadamente como seu maior parceiro comercial, uma importante fonte de
financiamento e como a maior operadora no projecto de reconstrução do país. Embora
pouco evidente à primeira vista, um olhar mais atento revela que o factor petróleo
permeia todos os aspectos do engajamento económico da China em Angola: o comércio
bilateral é dominado pelas importações de petróleo, as linhas de crédito para construção
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
de infraestruturas são garantidas e pagas com receitas do petróleo e a maior parcela do
investimento chinês no país tem como destino a indústria de hidrocarbonetos.
Evidenciando a crescente independência no que toca à questão do petróleo,
Pequim é desde 2007 o principal destino das exportações de petróleo angolano - quase
40% das exportações em 2010 - e Angola, por outro lado, tornou-se o segundo maior
fornecedor de Petróleo à China, a seguir à Arábia Saudita, com quem tem disputado o
primeiro lugar ao longo dos últimos 2 anos.
Tendo passado de auto-suficiente a segundo maior importador e consumidor de
petróleo mundial em menos de duas décadas, a China viu bastante aumentada a sua
vulnerabilidade à flutuação dos mercados internacionais. Como tal Pequim tem
procurado aumentar as suas reservas no exterior com o objectivo de assegurar na
medida do possível um fornecimento contínuo e garantido. Neste contexto, e como seu
segundo maior fornecedor, a indústria petrolífera angolana assume particular relevância
na estratégia chinesa. Os interesses de Pequim em Angola têm sido prosseguidos pelo
grupo Sinopec (China Petrochemical Corporation), a segunda maior petrolífera chinesa.
Sonangol Sinopec International - O Casamento e a Lua-de-mel
A estatal chinesa adquiriu participação no seu primeiro bloco petrolífero em
Angola logo após a assinatura pelo governo angolano da primeira linha de crédito do
Banco de Exportação e Importação da China (EXIMBANK) em Março 2004. A parcela
adquirida diz respeito a parte dos activos do bloco 18, do qual a British Petroleum
(50%) é o operador, possuindo a Sinopec 55% dos restantes 50% associada à Sonangol
e a interesses privados chineses. O quadro envolvente e os procedimentos adoptados no
processo de aquisição evidenciam o papel crucial desempenhado pela extensão do
empréstimo
e
das
ligações
ao
mais
alto
nível
que
daí
advieram.
Página
78
O bloco em questão pertencia à Shell que, alegadamente devido ao crescente custo de
exploração e à baixa taxa de sucesso no que se refere ao volume de reservas descoberto,
o colocou à venda em meados de 2003. Em Abril de 2004 a Shell chegou a acordo para
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
vender a sua participação à companhia nacional de petróleo indiana - Oil and Natural
Gas Company (ONGC).5
O governo angolano encontrava-se desde meados de 2003 a negociar com o
EXIMBANK a primeira tranche da linha de crédito de US$2 mil milhões (MUS$), na
qual a Sonangol desempenhava um papel central enquanto garante e responsável pelo
reembolso do empréstimo em petróleo. Delegações de ambas as partes - no caso da
Sonangol, encabeçada pelo presidente da empresa, Manuel Vicente - reuniam-se
regularmente em Luanda e em Pequim.
Em meados de 2004 tornou-se claro que a Sonangol iria exercer o seu direito de
preferência no bloco 18 para impedir a transacção com a ONGC, em virtude da Sinopec
estar disposta a pagar mais pela participação da Shell - MUS$725. O objectivo do
governo angolano passava pela exploração do bloco em causa em parceria com a
Sinopec.6 Para esta finalidade foi constituída em Setembro de 2004 uma joint-venture
(JV) entre a Sonangol e uma subsidiária do grupo Sinopec (Sinopec Overseas Oil &
Gas, SOOG) a Sonangol Sinopec International (SSI).
Em Dezembro de 2004, apoiada por um decreto executivo - No. 148/2004, 14 de
Dezembro -, a Sonangol exerceu formalmente o seu direito de preferência para comprar
a participação da Shell de 50% no bloco 18. Confirmando a boa vontade que a China
tinha gerado nos escalões mais altos da elite política angolana, o ministro dos Petróleos
na altura - Desidério Costa - sancionou formalmente a transferência do bloco em
questão para a SSI em Fevereiro de 2005 - Diário da República, n º 22, I Série, 21 de
Fevereiro de 2005.
Por este meio a SSI assumiu o controlo da dita parcela do bloco 18 nos termos
do Acordo de Partilha de Produção (PSA)7 pré-existente.
É interessante notar que, por via desta JV, a Sinopec desenvolveu também laços
com um fundo de investimento privado chinês ao qual a Sonangol está associada. A
Página
79
intrincada rede pessoal por detrás deste fundo conecta os escalões de topo da elite
5
Africa Asia Confidential, “Luanda Diversifies its portfolio”, 23 September 2009, disponível online:
http://pambazuka.org/en/category/africa_china/58957 (acesso a 5 Novembro 2009).
6
Semanário Angolense, “A Índia não está a dormir”, Semanário Angolense, 89, 2004 disponível online:
www.semanarioangolense.net/full_headlines.php?id=241&edit=89) (acesso a 5 Novembro 2008).
7
Angop, “Autorizada cessão de Contrato de Partilha de Produção do Bloco 18”, 27 Março 2005,
disponível online: http://www.portalangop.co.ao/motix/pt_pt/noticias/economia/2005/2/12/Autorizadacessao-Contrato-Partilha-Producao-Bloco,53e79a19-99cc-4d7e-ad20-73b4aed3b19e.html (acesso a 5
Novembro2008).
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
angolana - via Sonangol - a um grupo de capital privado chinês com sede em Hong
Kong, o mesmo que em 2005 começou a canalizar fundos para a construção de
infraestruturas em Angola através do controverso China International Fund (CIF).
A Sonangol associou-se formalmente a este fundo privado chinês em Junho de
20048 na Sonangol Ásia, (ver diagrama). Em Agosto de 2004 foi criada a China
Sonangol International Holding Ltd (CSHI), - comummente referida como China
Sonangol -, com o objetivo de ampliar os projectos de energia do grupo em Angola, e
para facilitar à Sonangol acesso a financiamento. No período em causa a Sonangol
estava com dificuldades em angariar capital no mercado internacional por causa dos
vários empréstimos - garantidos com petróleo - que tinha contraído em anos anteriores.
Dayuan International Development Ltd - a empresa principal deste fundo de capital
privado chinês - detém 70% do capital da China Sonangol sendo os restantes 30%
propriedade da Sonangol. O grupo Sinopec - através da subsidiária SOOG - tornou-se
formalmente associado a este fundo privado por meio de sua participação majoritária na
Sonangol Sinopec International (55%). Dayuan International Development Ltd detém
uma quota de 31,5% e a China Sonangol os 13,5% restantes.9 Apesar da maior
participação da empresa Dayuan, a SSI foi desde o início gerida por Luanda como uma
JV entre a Sonangol e a Sinopec. Não obstante a sua participação minoritária na JVatravés da sua participação de 30% na China Sonangol - a Sonangol desempenha de
Página
80
facto um papel-chave nos negócios da SSI, ilustrando a sua ascendência na estrutura.
8
Através do estabelecimento de uma JV: Sonangol Asia Ltd - sendo 40% do capital propriedade da
Sonangol e 60% da China Beya ESCOM international (40% ESCOM, e 60% da Dayuan International
Development).
9
Alex Vines et al., Thirst for African Oil: Asian National Oil Companies in Nigeria and Angola,
Chatham House Report (London: Chatham House, August 2009).
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ANGOLA - Sonangol Sinopec International na estrutura do grupo de Hong Kong
New Bright
Int. Dev. Ltd
Wu Yang
70%
China Int. Fund
(CIF, Nov. 2003)
30%
BBBrightBrigh
99%t
DAYUAN
Int. Dev
60%
Y
40%
China Beiya
Escom Int.
(Abril 2004)
70%
China Sonangol Int.
Holding
(CSIH, Ago. 2004)
13.5%
Sinopec
Overseas Oil
& Gas
55%
31.5%
ESCOM
30%
Sonangol
Sinopec Int.
(SSI, Set.
2004)
80%
SONANGOL
60%
40%
Sonangol
Asia Ltd.
(Jun 2004)
FONTES:
adaptado de diagramas em: L. Levkowitz et al., The 88 Queensway Group
(2009), and Alex Vines et al., Thirst for African Oil (2009) e entrevista
Pouco tempo após a aquisição de 50% do bloco 18 pela SSI, o Vice-Premier
chinês fez uma visita de três dias a Luanda (25-27 Fevereiro de 2005), período durante o
qual realizou reuniões privadas, primeiro com o Presidente José Eduardo dos Santos, e
depois com o Ministro dos Petróleos Desidério Costa e o Presidente da Sonangol,
Manuel Vicente. Zeng Peiyang também coordenou com o Primeiro-Ministro angolano,
Fernando da Piedade Dias dos Santos, a assinatura de nove acordos de cooperação cinco intergovernamentais e quatro empresariais. Quatro dos cinco acordos
intergovernamentais e três dos quatro empresariais foram relacionados com a energia.
Página
81
Dentre os acordos intergovernamentais, consta um acordo para a cooperação mais
estreita em energia, mineração e infraestruturas, um Memorando de Entendimento para
criar uma Comissão Bilateral sobre o tema, e dois acordos de cooperação entre a
comissão para a reforma do desenvolvimento nacional - NDRC no acrónimo inglês,
núcleo político de coordenação das politicas de desenvolvimento na China -, o
Ministério dos Petróleos e o Ministério da Geologia e Minas. No âmbito dos negócios
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
empresariais, a Sonangol assinou um contrato de fornecimento de longo prazo com a
Sinopec, e as duas empresas assinaram também um memorando para estudar a
exploração em conjunto do bloco 3 / 8010 e para desenvolver conjuntamente o projecto
da refinaria no Lobito - Sonaref.11
O contrato de fornecimento de petróleo a longo prazo firmado entre a Sinopec e
a Sonangol - por um período de sete anos - 40.000 b/d nos primeiros três anos - permitiu
à Sonangol financiar projectos de exploração no offshore de Angola durante o verão de
2005. Através de uma manobra de engenharia financeira desenhada pelo Banco de
Investimento Calyon, a recém criada China Sonangol (CSIH) foi colocada como o
devedor,12 a Sinopec como o fiador e a Unipec - a trading do grupo Sinopec - como o
tomador. O Banco Calyon avançou com uma soma inicial de MUS$2.000 e através de
um empréstimo sindicalizado - onde houve excesso de procura -, a Sonangol reuniu a
quantia de MUS$3.000.13
O mesmo expediente financeiro foi usado em Maio de 2006 para angariar
MUS$1.400 em nome da Sinopec Sonangol International com o objectivo de
desenvolver a sua participação no bloco 18, tendo atraído o interesse de inúmeros
bancos internacionais e chineses.14 Como observado num relatório da Chatham House,
foi a primeira vez que o grupo Sinopec usou este tipo de instrumento financeiro
internacional para financiar o desenvolvimento de activos petrolíferos no exterior. Além
disso, como o estudo menciona, a dinâmica gerada pela aquisição da participação no
bloco 18 beneficiou a China de duas formas, em primeiro lugar, facilitando o acesso às
novas tecnologias de exploração petrolífera através de uma estreita parceria com a BP seu único parceiro no bloco - e, em segundo lugar, porque se tornou o receptor da maior
Página
82
10
Bloco 3 / 80 era operado pela Total e a Sonangol não pretendia renovar o contrato que expirava em
2005 devido ao caso 'Angolagate', cujos protagonistas em julgamento em Franca possuíam laços estreitos
com o executivo angolano.
11
Angop, “Angola e China assinam nove acordos de cooperação”, 25 Fevereiro 2005, disponível online:
http://www.portalangop.co.ao/motix/pt_pt/noticias/politica/2005/1/8/Angola-China-assinam-noveacordos-cooperacao,952208c2-adec-4a88-960c-1ebf143e6ea8.html (acesso a 5 Novembro 2008).
12
Energy compass, “Angola: China‟s complex connections”, 14 August 2009, disponível online:
http://www.energyintel.com/documentdetail.asp?document_id=633690 (acesso a 7 Novembro 2009)
13
Africa Intelligence, “The Cash Just Keeps Coming”, 403, 26 October 2005.
14
Agricultural Bank of China, Bank of China, BayernLB, BNP Paribas, Calyon,China Construction
Bank, China Development Bank, China ExIm, ING Bank, KBC Finance, Natixis, SG CIB. Trade and
Finance Magazine, “extending Chinese Interests”, 1 de Março 2007, disponível online:
http://www.tradefinancemagazine.com/Article/2139295/Regions/23000/Extending-Chinese-interests.html
(accessed 7 November 2009).
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
parte do petróleo produzido pela SSI nesse bloco em virtude dos empréstimos
garantidos com petróleo.15
A estreita relação que a Sinopec estabeleceu por esta via com a Sonangol
beneficiou desta forma os interesses da Sinopec no sector de hidrocarbonetos em
Angola numa fase inicial. A elevada capacidade financeira da China e o facto de a
Sinopec estar nas boas graças da elite angolana, explica em grande parte a expansão dos
activos petrolíferos da China no ano seguinte. Embora o bloco de 3 / 80 - mais tarde
classificado como 05/03 e 3/05-A - não tenha sido adjudicado à Sinopec - foi atribuído à
China Sonangol16 -, o grupo chinês adquiriu por via da SSI activos importantes na
licitação que teve lugar entre Novembro de 2005 e Maio de 2006. Na rodada em questão
a SSI adquiriu três participações em alguns dos blocos mais disputados de águas ultraprofundas - 20% no bloco 15/06, operado pela ENI, 27,5% no bloco 17/06, liderado
pela Total e 40% no bloco 18/06, operado pela Petrobras.
ANGOLA - Activos petrolíferos da Sonangol Sinopec International
Activo
Consórcio
Reservas
estimadas
*
(Barris)
50%
Bloco 18
2004
Op. BP 50%
mil milhões
Página
83
20%
Bloco
15/06
2006
Op. ENI 35%;
Sonagol E.P.
15%; Total
15%; Falcon
Oil 5%; Gemas
5%
1.5 mil
milhões
Investimento
conhecido
US$1.4 mil
milhões
[Bónus de
Assinatura Total
(BAT): US$902
milhões
Bónus Social Total
(B. Soc.): US$50
milhões]
Fase de produção,
Profundidade e grau
de crude
Produção
(Plutónio, inicio Out.
2007);
Águas profundas
(1.200-1.500 m);
Crude leve (33.2 API)
Exploração
(Cabaça sul, Out.
2010);
Águas profundas (4001.500 m);
Crude leve
(34 API)
Produção
total
2009
Quota
líquida
estimada
da Sinopec
2009***
27.5%
160,000 bpd
-
Quota da SSI **
15
A. Vines et al., op. cit., August 2009, p. 43.
Após a visita de Manuel Vicente a Pequim no inicio de Julho de 2005, estas parcelas (25% do bloco
3/05 e 25% do bloco 3/05-A, ambas operadas pela Sonangol E.P.) foram concessionadas a China
Sonangol. Em 2007 estas participações foram por um breve período entregues a SSI, de acordo com A.
Vines et al., op. cit., August 2009, p. 44.
16
(44,000
bpd)
11%
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
BA: US$207
milhões
B. Soc.: US$12
milhões
27.5%
Bloco
17/06
2006
Op. Total
26%; Sonangol
E.P. 24%;
Falcon Oil 5%;
ACR 5%;
Partex 2.5%;
Somoil 10%
mil milhões
40%
Bloco
18/06
2006
Op. Petrobras
30%; Sonangol
E.P. 20%;
Falcon Oil 5%;
Gemas 5%
700
milhões
(BAT: US$1.1mil
milhões)
Quota SSI:
BA.: US$398
milhões
B. Soc.: US$32
milhões
(BAT US$1.1mil
milhões)
Quota SSI:
BA: US$540 mn
B Soc.: US$50 mn
Exploração
(Begonia, Abr. 2010);
Águas profundas
(600-1.900 m);
Crude leve (36 API)
-
Exploração
(Magnesium-01,
Nov. 2009);
Águas profundas
(750-1.750 m);
Crude medio
(20s API)
-
15.3%
22%
Total
-
-
US$2.64 mil
milhões (aprox.)
-
-
Reservas:
972 million
barrels
Produção:
44.000 bpd
FONTES: Ministério dos Petróleos de Angola; Africa Energy Intelligence; EIA; Sonangol; ENI; Total;
Petrobras; várias reportagens (Upstream online, Offshore, Petróleo e Gás, Bloomberg, etc.).
* Refere-se a estimativas potenciais das reservas pelos operadores, Sonangol e outros.
** Todas as partes têm que pagar o equivalente a respectiva quota-parte no bloco mais a quota da Sonangol que e dividida
por todos.
*** Este valor é meramente indicativo dado que o volume final de barris de petróleo varia de acordo com a margem de
lucro do petróleo que é devida ao governo, a qual varia em função do preço do petróleo.
Com base na sua quota efectiva no bloco 18 (27,5%), o volume estimado de
produção de petróleo da Sinopec em Angola é de 44.000 bpd (ver tabela acima). 17 O
bloco 18, que tem 5.000Km2, está dividido nas zonas Leste e Oeste, contendo o
primeiro um dos promissores campos descobertos nos últimos anos, o Plutónio, o qual
iniciou a produção em Outubro de 2007.18 Com reservas estimadas em mais de 500
Página
84
milhões de barris e uma produção potencial de 240 mil bpd, com base no agrupamento
de vários campos, o bloco 18 representou 10,5% das exportações de petróleo angolano
17
Problemas técnicos com FPSO Grande Plutónio fizeram baixar a produção em 2010, estimada em cerca
de 90 mil bpd. O problema deverá ser resolvido em meados de 2011.
18
Scandinavian Oil and Gas, “Sinopec to acquire a stake in block 18, Angola”, 2 Abril 2010, disponível
online: http://www.scandoil.com/moxie-bm2/news/sinopec-to-acquire-a-stake-in-block-18-angola.shtml
(Access a 5 December 2010)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
em 2010 - o quinto maior em Angola19. A zona do Grande Plutónio tem uma vida de
produção esperada de 20-21 anos, e espera-se que gere MUS$63.000 em receitas (20102027).20 Este activo significa um aumento potencial de 8,8% - 72.520 b/d - na produção
diária de petróleo da Sinopec no exterior, bem como de 3,6% -102 milhões de barris das suas reservas comprovadas. A zona Oeste ainda se encontra em fase de
desenvolvimento. Quando os blocos adquiridos em 2006 - Blocos 15/06, 17/06 e 18/06 , cujo potencial de reservas combinadas é estimado em 3,2 mil milhões de barris,21
entrarem em produção (2014-2018), a produção petrolífera da Sinopec em Angola
poderá ultrapassar os 100.000 b/d.22
SONAREF - O Azedar das Relações
A lua-de-mel entre as petrolíferas angolana e chinesa foi porém de curta duração. As
relações Sonangol-Sinopec sofreram um primeiro revés durante o concurso de 2006 na
sequência de um desentendimento a propósito do bónus de assinatura. Em vésperas da
entrega das propostas a SSI apercebeu-se, por contactos nos meios petrolíferos em
Luanda, que os bónus iriam ser muito elevados e, sabendo do interesse da Sinopec em
adquirir participações, alertou-a para este facto. Quando as propostas foram conhecidas
a Sinopec deu-se conta que as suas ofertas tinham excedido as mais altas em cerca de
MUS$150. Descontentes com este facto a estatal chinesa pressionou a Sonangol,
primeiro para que o valor em causa fosse objecto de um acerto de contas - o que não era
possível pois não havia dívidas em atraso e se as houvesse teriam que ser sanadas via
Ministério das Finanças - e depois para que os seus bónus baixassem para o valor mais
alto oferecido pelas outras companhias. Descontente com a crescente pressão do lado
chinês, a Sonangol passou os activos temporariamente para a China Sonangol e
Página
85
19
De acordo com as estatísticas do Ministério das Finanças de Angola, “Exportações e receitas de
petróleo (2010): receitas consolidadas”, disponível online:
http://www.minfin.gv.ao/docs/dspPetrolDiamond.htm (acesso 7 Março 2011).
20
Block 18, East Zone, Angola, Commercial Asset Valuation and forecast, disponível online:
http://business.ezinemark.com/block-18-east-zone-angola-commercial-asset-valuation-and-forecast-to2027-167100ffc6c.html (Access 5 December 2010)
21
Agência Lusa - Shanghai office, “Petrolífera chinesa obtém áreas de exploração em Angola”, 13 Junho
2006, http://www.agencialusa.com.br/gpdf.php?iden=1877 (Acesso a 8 Novembro 2008)
22
AFX News Limited , “China's Sinopec wins bid for stakes in Angola oil blocks”, 13 Junho 2006,
disponível online: http://www.forbes.com/feeds/afx/2006/06/12/afx2810979.html (Access 8 November
2008)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
convidou outras empresas para assumir as parcelas em questão. Confrontados com a
perspectiva da perda eminente destes activos, a Sinopec assumiu os bónus e os activos
passaram novamente para a SSI.23 De acordo com a Wood Mackenzie, os lances pagos
no decorrer desta rodada foram naquela altura os mais elevados de sempre oferecidos
para activos petrolíferos.24 O nível da licitação foi involuntariamente inflacionado pela
Sinopec, que, alegadamente, ofereceu MUS$ 2.200 em bônus de assinatura para a
aquisição dos blocos 17/06 e 18/06.
Pouco depois da ronda de licitações, o Vice-Primeiro Ministro Wen Jiabao
visitou Angola (2006, Junho 20-21). Em conformidade com um dos acordos assinados
durante a visita de Zeng Peiyang em 2005 e como um dos pré-requisitos, na altura, para
aquisição de participações nos blocos 15/06, 17/06 e 18/06, o Presidente da Sonangol e
o Vice-Presidente da Sinopec assinaram, em 16 de Março 2006, um acordo de parceria
para a construção de uma refinaria no Lobito.25 As negociações sobre os detalhes do
projecto tiveram início pouco depois. A refinaria constava há muito tempo na agenda do
governo angolano, uma vez que Angola importa mais de 70% do seu combustível
refinado.26 Angola tem apenas uma pequena refinaria localizada em Luanda a qual
opera presentemente a metade da sua capacidade - 65.000 b/d -, sendo a sua produção
largamente insuficiente para abastecer um mercado doméstico em rápida expansão.
A refinaria do Lobito (Sonaref), na qual a Sonangol ficaria com uma
participação de 70% e a Sinopec com os restantes 30%, foi projectada para uma
capacidade de processamento de 200 mil b/d com inicio das operações prevista para
2010. O projecto foi avaliado na altura em MUS$ 3.500, o segundo maior projecto a
jusante depois da planta de liquefacção de gás natural no Soyo, MUS$5.000. O
desenvolvimento técnico do projecto tinha sido atribuído em 2000 à Samsung da Coreia
do Sul, mas a falta de financiamento manteve o projeto apenas no papel.
Neste novo acordo a Sinopec avançaria com o financiamento da totalidade do
Página
86
projecto. Apesar do quadro favorável na senda dos empreendimentos anteriores e do
23
Entrevista, Luanda, Angola, 1 Fevereiro 2011
Stanley Reed, “A Bidding Frenzy for Angola's Oil”, 7 June 2006, disponível online:
http://www.businessweek.com/globalbiz/content/jun2006/gb20060607_581473.htm
(Access
a
8
November 2008)
25
Agência Lusa, “Refinaria do Lobito pode estar operacional em 2010”, 5 Dezembro 2005disponível
online: http://www.angonoticias.com/full_headlines.php?id=7938<b (Acesso a 8 Novembro 2008)
26
Sonangol Universo, “Sonangol 35 year milestone of success beckons”, in: Sonangol Universo,
Dezembro 2010, p. 39.
24
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
capital político de que a Sinopec claramente gozava no executivo angolano 27, as
negociações chegaram a um impasse em Janeiro de 2007 e o projecto acabou por
colapsar em Fevereiro de 2007. Na altura os jornais reportaram a causa do impasse
como tendo sido uma forte discordância relativamente à definição do mercado-alvo.
Numa conferência de imprensa realizada em 23 de Fevereiro, o Presidente da Sonangol
justificou publicamente: „chegámos a um ponto onde não podemos fazer concessões não podemos construir uma refinaria para produzir para o mercado chinês‟.28
Entrevistas realizadas pela autora, tanto na China como em Angola, indiciam
porém uma maior complexidade no que toca às causas do desentendimento.29 Mais
especificamente, o ponto de desacordo foi a tecnologia a ser utilizada que, por causa de
diferentes especificações na Ásia e no Ocidente limitaria à partida os mercados de
exportação. Enquanto Pequim queria abastecer o mercado chinês, Luanda objectivava
abastecer o seu próprio mercado interno e os mercados ocidentais - EUA e Europa. Da
perspectiva angolana, a margem de lucro seria muito mais magra exportando a produção
para a Ásia, não só devido à longa distância - custos de transporte - mas também ao
facto de que o combustível é altamente subsidiado na maioria dos mercados asiáticos,
incluindo a China. Em contraste, a exportação para mercados ocidentais garantia à
partida margens de lucro maiores, devido à proximidade geográfica e aos preços mais
elevados do combustível nesses mercados, o que em certa medida contrabalançava o
facto de os preços serem subsidiados em Angola.
Alguns entrevistados sublinham que esta refinaria nunca foi uma prioridade para
a Sinopec em Angola, a qual tomou este compromisso apenas para agradar ao governo
angolano, que tinha ligado o projecto da refinaria à concessão dos blocos a adquirir na
licitação 2005/2006.
O alegado interesse limitado da Sinopec ter-se-á agravado no curso das
negociações devido ao estreitar da perspectiva de lucro dado que a Sonangol projectava
Página
87
construir uma refinaria altamente sofisticada cuja tecnologia a Sinopec não dispunha.
27
De acordo com algumas reportagens na mídia, a elite política angolana preferia selar o acordo com a
Sinopec em vez da ONGC que também concorreu para este projecto. Projects Today, “ONGC bids for
refinery project in Angola”, 1 November 2005, disponível online:
http://www.projectstoday.com/News/NewsDetails.aspx?smid=16&nid=14266 (Acesso 8 Novembro
2008).
28
Sousa Neto, “Sonangol incompatibiliza-se com Chineses e Franceses”, 3 Marco 2007, disponível
online: http://www.angonoticias.com/full_headlines.php?id=13633<b (Acesso a 8 Novembro 2008).
29
Varias entrevistas, sector publico e privado, Luanda, Angola no período Janeiro-Marco 2008 e Março
2009, e na China e Macau em Outubro-Dezembro 2007.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Este facto inflacionaria substancialmente o custo do projecto e inviabilizava à partida a
contratação de empresas subsidiárias da Sinopec - a maior companhia petrolífera
chinesa na área da refinação - em favor de empresas ocidentais. Alguns entrevistados
apontaram também a localização da refinaria do Lobito como problemática uma vez que
punha sérios desafios tecnológicos e logísticos bem como a discutível rentabilidade
deste projecto no contexto do mercado de refinação mundial. Esta perspectiva é
corroborada pelo facto de que nenhum outro investidor se chegou à frente para ajudar a
Sonangol a financiar este projecto30 mau grado todos os esforços desenvolvidos neste
sentido pela estatal e o contexto favorável do aumento do preço do petróleo.
O negócio, neste contexto, seria muito menos vantajoso para a Sinopec uma vez
que projectava capitalizar, não só na comercialização dos produtos, como nos juros do
empréstimo e na construção do projecto. Na perspectiva chinesa o negócio só valia a
pena nos seus termos dado que lhes permitiria consolidar o seu capital político e abrir as
portas a futuras participações em blocos para pesquisa e produção sem terem que
necessariamente incorrer em „prejuízo‟.
A Sinopec subestimou, todavia, o impacto que este episódio teria na expansão
dos seus interesses petrolíferos em Angola, especialmente num contexto de alta dos
preços do petróleo.
O Divórcio e a Tentativa de Reconciliação
Em face deste obstáculo inesperado, o grupo Sinopec passou a empreender
esforços para expandir o seu acervo petrolífero em Angola à margem da joint-venture
com a Sonangol. Apenas alguns meses depois do colapso da parceria para a Sonaref a
Sinopec concorreu sozinha à ronda de licitação para novos blocos que abriu no final
Página
88
desse ano (2007).
Devido aos últimos desenvolvimentos, na perspectiva da Sinopec, a jointventure tinha-se tornado contraproducente.
30
No contexto da expansão das receitas do petróleo (pré-crise) o governo angolano decidiu avançar
sozinho com o projecto da Sonaref. No final de 2008, a execução técnica do projecto foi adjudicado a
uma empresa americana, a Kellogg Brown & Root (KBR). O custo do projecto subiu para US$ 8 mil
milhões, com a mesma capacidade de produção (200.000 bpd) projectada para começar em 2015.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
A lista de empresas pré-qualificadas desta ronda incluía assim a Sinopec
International Group - como operadora - bem como a SSI - como não operadora31. A
ronda foi todavia congelada em meados de 2008, inicialmente devido à proximidade das
eleições legislativas (Setembro 2008) e depois destas devido à crise económica global.
Apesar da tendencial subida do preço do petróleo a partir de 2010, a sua reabertura
ainda é incerta.
No final de 2008, a Sinopec fez outra tentativa de aquisição de activos
petrolíferos em Angola separada da Sonangol. Para este fim juntou esforços com outra
petrolífera chinesa, a CNOOC, para adquirir uma participação de 20% no bloco 32 –
águas ultra-profundas -,32 operado pela Total. A quota em causa foi posta à venda pela
Marathon no contexto da crise financeira mundial. O lance conjunto da Sinopec e da
CNOOC MUS$1.300 superou os lances rivais da ONGC, Petrobras e até mesmo de
outra companhia petrolífera chinesa, a CNPC. O acordo final entre a Sinopec / CNOOC
e a Marathon foi alcançado em Julho de 2009 e esperava-se que o negócio fosse
concluído antes do final do ano.33 No entanto, em Setembro de 2009, a Sonangol tornou
pública a sua intenção de exercer o seu direito de preferência 34 bloqueando assim o
acesso do consórcio chinês a este activo.
A intervenção da Sonangol terá sido alegadamente baseada em considerações de
mercado, uma vez que a participação estava a ser vendida a um preço inferior ao seu
valor real - avaliado em MUS$1.400 – MUS$1.600 pela Goldman-Sachs. Se a
intervenção da Sonangol foi ainda uma consequência da retirada da Sinopec do projecto
Sonaref em 2007, ou se foi meramente uma decisão tomada para proteger o mercado e
evitar a queda dos preços dos seus activos petrolíferos, permanece pouco claro 35. Não
obstante, é importante registar que houve uma mudança clara na relação entre a
Página
89
31
A lista de companhias pré-qualificadas está disponível no site da Sonangol: http://www.sonangol.co.ao
(acesso a 8 Fevereiro 2011)
32
Um investimento promissory com reservas estimadas de 1.5 mil milhões de crude leve.
33
Marathon Press release, “Marathon Announces $1.3 Billion Sale of 20 Percent Interest in Angola Block
32”, 17 July 2009, disponível online:
http://www.marathon.com/News/Press_Releases/Press_Release/?id=1308708 (acesso a 8 Fevereiro 2011)
34
Benoit Faucon, Dow Jones Newswires, “Sonangol wants to Block Marathon‟s share to China”, 11
September 2009, disponível online: http://online.wsj.com/article/BT-CO-20090911-713371.html (acesso
a 5 Dezembro 2010)
35
Com base nas entrevistas realizadas em Luanda (Março 2009) e nos relatórios da mídia, parece haver
uma linha divisória entre funcionários do governo ou pessoas próximas do executivo e sociedade civil a
respeito da mudança da relação entre a Sonangol e a Sinopec. O primeiro grupo nega qualquer mudança
política e reforça considerações de mercado no processo decisório, enquanto o segundo grupo vê aqui
claramente um azedar das relações na sequência do episódio da Sonaref.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Sonangol e a Sinopec depois daquele episódio. Se em 2004 a Sonangol usou o seu
direito de preferência para beneficiar a Sinopec, o mesmo expediente foi usado aqui
para impedir a aquisição de activos directamente pelas empresas chinesas. Esta atitude
da Sonangol é ainda mais impressionante se tivermos em consideração o contexto de
crise económica e a situação financeira mais debilitada em que Angola se encontrava na
altura. A Sonangol comprou a participação de 20% da Marathon em Fevereiro de 2010
por MUS$ 1.300, com o objectivo de a vender por um preço mais elevado quando o
mercado estiver mais favorável.36 Este activo consta actualmente - Março 2011 - no
mapa das concessões da Sonangol como propriedade da China Sonangol.
Os esforços desenvolvidos pela Sinopec no período 2007-2009 para expandir os
seus activos na indústria petrolífera angolana separada da Sonangol foram portando
improdutivos, contrastando claramente com o período anterior (2004-2006), em que o
laço entre as duas estatais ia de „vento em popa‟.
Em Março de 2010 a Sinopec International - braço listado do grupo Sinopec adquiriu da empresa-mãe - China Petrochemical Corporation - a participação de 55% na
SSI, substituindo assim a Sinopec Overseas Oil and Gas (SOOG). O negócio totalizou
MUS$ 2.460 dos quais MUS$760 para pagar dívidas da SSI à SOOG 37. Esta
movimentação indicia claramente a vontade da Sinopec de reabilitar a joint-venture com
a Sonangol, substituindo a SOOG - uma subsidiária do grupo Sinopec registada nas
Ilhas Caimão - por uma outra empresa do grupo com perfil bastante mais elevado e
listada na bolsa de Hong Kong).
Este exercício de reorganização da Sinopec teve lugar paralelamente às
negociações entre Luanda e Pequim para a extensão de novas linhas de crédito (final
2009/início de 2010). Embora não seja claro em que medida estes dois acontecimentos
foram coordenados, eles indiciam um retorno da China à mesma fórmula que havia sido
tão bem sucedida em 2004 – a procura de uma parceria mais estreita simultaneamente
Página
90
com o executivo angolano e com a Sonangol visando melhorar as suas perspectivas na
indústria petrolífera de Angola.
36
Upstream, “Marathon wraps up block 32 sale”, 9 February 2010, disponível online:
http://www.upstreamonline.com/live/article205997.ece (acesso a 5 Dezembro 2010).
37
Scandinavian Oil and Gas, “Sinopec to acquire a stake in block 18, Angola”, 2 April 2010, disponível
online: http://www.scandoil.com/moxie-bm2/news/sinopec-to-acquire-a-stake-in-block-18-angola.shtml
(acesso a 5 Dezembro 2010)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
A Dinamica Sonangol, SSI e China-Sonangol
A China-Sonangol parece ter sido a maior beneficiada com o azedar das relações
entre a Sonangol e a Sinopec. Contrastando claramente com as tentativas frustradas da
Sinopec em anos recentes, a China-Sonangol viu o seu acervo de activos petrolíferos
crescer em 2010-2011 (ver tabela), um dos quais directamente em detrimento da
Sinopec - a participação de 20% da Marathon no bloco 32 - que foi comprada pela
Sonangol e colocada em nome da China Sonangol. Além disso, a China Sonangol foi
listada como um dos vencedores na primeira ronda de licenciamento para a área do présal de Angola,38 tendo-lhe sido concedidas, em Janeiro de 2011, participações em quatro
dos onze blocos em oferta - blocos 19, 20, 36 e 38.
ANGOLA - ACTIVOS PETROLÍFEROS DA CHINA SONANGOL (CSIH) E DA SSI
China
Sonangol
25% bloco
3/05A
25% bloco
3/05
5% bloco 31
(de TEPA)
20% block
32 (da
Marathon)
SSI
2006 (ronda de
licitação)
Águas pouco
profundas
50% bloco 18
(da Shell)
2010
(participação
posta à venda)
Águas ultraprofundas
20% bloco
15/06 27.5
bloco 17/06
Ano de
aquisição
Profundidade
2004
(participação
posta à
venda)
Águas profundas
2006 (ronda
de licitação)
2011 (ronda de
licitação)
Pré-sal
40% bloco
18/06
FONTE: Mapa de Concessões da Sonangol (Julho 2010); para blocos adquiridos em 2011 entrevista, Luanda, 03
Fevereiro de 2011
Página
91
10% bloco
19 10%
bloco 20
20% bloco
36 15%
bloco 38
Ano de aquisição Profundidade
38
Benoit Faucon and Isabel Ordonez, “Angola awards oil rights in new frontier area”, Dow Jones
Newswires, disponível online: http://www.advfn.com/news_UPDATE-Angola-Awards-Oil-Rights-InNew-Frontier-Area_46147521.html (acesso a 26 Janeiro 2011)
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Nem a SSI nem a Sinopec constaram das empresas seleccionadas pela Sonangol
para a licitação do pré-sal. Mais, a China Sonangol - na qual a Sonangol tem uma
participação de 30% - foi a única empresa sem experiência relevante convidada a
participar nesta ronda de licenciamento, o que confirma uma vez mais a importância
crucial da aliança com a Sonangol para prosperar no sector.
A maior parte dos activos das duas empresas está, todavia, ainda em fase de
exploração. Apenas o bloco 05/03 - China Sonangol e bloco 18 – SSI - estão
actualmente em produção - 48 mil b/d e 160 mil b/d, respectivamente, em 200939. Em
termos de produção, segundo dados do Ministério dos Petróleos de Angola40, a SSI
ocupa a sétima posição no ranking das 21 empresas exportadoras de petróleo angolano.
ANGOLA – Exportações da China Sonangol e da SSI
2006
2007
2008
2009
China
Sonangol
SSI
Milhares de
barris
Milhares
US$
Milhares de
barris
Milhares
US$
Exportações Milhares de
Totais de barris
Angola
2010
1,97
2,955
985
1,969
2,891
128,022
210,643
115,537
143,519
227,309
0
3,924
25,581
25,851
23,886
0
339,664
2,430,181
1,607,896
1,826,066
495,919
605,482
675,024
646,938
624,401
MilharesUS$ 30,393,320 42,357,156 62,401,503 39,219,541 48,656,445
Página
92
FONTE: Ministério dos Petróleos de Angola, Relatório do Sector Petrolífero de 2009, Julho de 2010 e de 2010,
Agosto de 2011
Conforme demonstrado na tabela, apesar do revés nos últimos anos no que toca
a novas aquisições, a Sinopec tem no presente mais petróleo nas suas operações em
39
Ministério dos Petróleos, Departamento de Planeamento e Estatística, Relatório de Actividades do
Sector Petrolífero relativo ao ano 2009 (Luanda: Ministério dos Petróleos, Agosto 2010) p.15.
40
Ministério dos Petróleos, ibidem
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Angola do que a China Sonangol. A Sinopec deve este facto ao primeiro activo que
adquiriu em Angola, no bloco 18, no contexto da primeira linha de crédito estendida
pelo EXIMBANK.
Conclusão
Tendo, numa fase inicial, identificado correctamente a construção de
infraestruturas como uma necessidade primordial de Angola no pós-conflito, Pequim
ofereceu os seus préstimos para financiar o projecto de reconstrução do governo
angolano em troca de acesso favorecido a activos petrolíferos e fornecimento de
petróleo no longo prazo.
Ao exemplo do que sucede em outros países africanos e latino-americanos, a
estratégia chinesa para aquisição de blocos passou pela construção de uma associação
estreita com a nomenclatura política e com a companhia petrolífera angolana. Em
apenas dois anos (2004-2006) a Sinopec acumulou através da parceria com a Sonangol
(SSI) um potencial de reservas de quase mil milhões de barris em alguns dos blocos de
águas profundas mais promissores.
A má gestão do episódio da Sonaref por parte da estatal chinesa, porém, deitou
por terra um futuro que nesta altura parecia auspicioso. Partindo da condição de sócio
maioritário da joint-venture (SSI) e da sua elevada capacidade financeira, a Sinopec
claramente sobrevalorizou o seu ascendente sobre a Sonangol bem como subestimou a
capacidade negocial desta, primeiro no episódio do bónus de assinatura e depois no
projecto da refinaria no Lobito. Esta má gestão da relação por parte da Sinopec levou à
alienação da parceria com a Sonangol inviabilizando desta forma a expansão dos
interesses da Sinopec por conta própria numa indústria altamente controlada pela estatal
Página
93
angolana pois acumula o papel de regulador do sector.
Apesar do seu poderio financeiro a Sinopec não domina a tecnologia de
pesquisa, desenvolvimento e produção em águas profundas onde está localizado o
grosso das reservas angolanas. Por esta razão, e por a indústria angolana ser altamente
concorrida pelas companhias internacionais de petróleo que dominam esta tecnologia, a
margem negocial da Sonangol com a Sinopec revelou-se bem maior do que a Sinopec
havia calculado inicialmente.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
A análise acima revela também uma interessante dinâmica Sonangol - SSIChina Sonangol. Sempre que surgem desentendimentos entre a Sinopec e a Sonangol os
blocos são temporariamente transferidos para a China Sonangol - bónus, Sonaref,
participação no bloco 32, pré-sal - e quando resolvidos os activos retornam para a SSI,
uma estratégia que se tem revelado bastante eficiente na prossecução dos interesses da
estatal angolana que permanece assim o parceiro forte nesta relação.
Sem nova ronda de licenciamento prevista num futuro próximo - pouco provável
devido aos elevados investimentos necessários para a exploração do pré-sal -, a China
parece ter finalmente compreendido a lógica do jogo em Angola. Os últimos
desenvolvimentos
indiciam
que
Pequim
retornou
à
fórmula
implementada
originalmente com base em sólidas relações intergovernamentais e uma forte parceria
com a Sonangol. Esta perspectiva é comprovada pela tentativa da Sinopec (Março de
2010) de revitalizar a parceria com a Sonangol através da mudança cosmética da
propriedade de sua participação de 55% na joint-venture (SSI) e pela recente extensão
de 3 novas linhas de crédito para infraestruturas, totalizando alegadamente
MUS$10.000, o grosso das quais garantidas em petróleo.
Por seu lado, o governo angolano tem dado mostras de querer separar as linhas
de crédito chinesas de acesso favorecido a participações em blocos de petrolíferos das
suas estatais. Não obstante os novos empréstimos assinados entre os dois governos em
2009/2010, a Sinopec não logrou ainda adquirir novas participações na indústria de
hidrocarbonetos angolana.
Os desenvolvimentos dos dois últimos anos indicam claramente que resta à
Sinopec uma única maneira de expandir os seus interesses em Angola, que é fazê-lo
através da parceria com a Sonangol, a qual vê na SSI um instrumento eficaz para
controlar e direccionar os recursos da estatal chinesa em função dos interesses
Página
94
angolanos.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
CAPÍTULO 5
Página
95
PETRÓLEO E GÁS EM ÁFRICA
Emílio Londa
Mestre em Economia da Energia pela Universidade Católica Portuguesa
Investigador do Núcleo de Energia do CEIC
Professor Assistente de Desenvolvimento Económico e Macroeconomia da UCAN
Técnico de Gestão Macroeconómica do Ministério do Planeamento
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
INTRODUÇÃO
Um cenário em que a procura mundial de hidrocarbonetos continua a crescer a
um ritmo próximo dos 1,5% ano e a procura de gás natural a uma taxa em torno dos 34%, com vários factores de risco do lado da oferta como a crescente concentração
geográfica das principais reservas comprovadas de petróleo bruto - no Médio Oriente - e
das reservas comprovadas de gás natural - na Rússia e no Médio Oriente -, as restrições
de participação do sector privado impostas por alguns países - em resultado de
mecanismos fiscais que restringem os retornos para os investidores a níveis não
aceitáveis pelos mercados internacionais de capitais -, o grau de maturidade atingido
pelos principais campos de grandes produtores como os EUA e a Noruega e as
crescentes restrições ligadas a preocupações ambientais, faz emergir o continente
africano como um território atraente para investimentos na pesquisa e produção tanto de
petróleo como de gás natural.
Além dos habituais players que pertencem ao grupo dos BIG FOUR - Líbia,
Argélia, Nigéria e Angola -, começam a ganhar espaço, desde os meados de 90, novos
países como a Guiné Equatorial, Chade, São Tomé e Príncipe, Sudão e, mais
recentemente, o Ghana. Boas perspectivas abrem-se para países como Namíbia,
Tanzânia e Moçambique onde decorrem grandes campanhas de pesquisa.
Actualmente África desempenha um importante papel no mercado petrolífero
global. No ano de 2010 o continente representou 9,5% das reservas, 12,3% da produção
e 18,6% das exportações a nível mundial.
A crescente importância de África como fornecedor de hidrocarbonetos não tem
paralelo na sua participação no consumo, o qual continua extremamente reduzido 3,7% -, o que se deve, em grande medida, ao seu fraco nível de desenvolvimento
Página
96
económico.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
PETRÓLEO
Reservas
As reservas de petróleo bruto de África estão avaliadas em 132,1 biliões de
barris (Bbs) (BP, 2011). A importância de África nas reservas petrolíferas mundiais foi
estimada em 9,5% relativamente ao ano de 2010, tendo sido de 8,0% em 1980 (BP,
2011). Entretanto, estas estatísticas não evidenciam o facto de, entre 1993 e 2010, em
resultado de elevados investimentos em actividades de pesquisa, as reservas provadas
terem mais do que dobrado, passando de 61,2 Bbs, em 1993, para os níveis actuais.
PETRÓLEO - Distribuição Mundial das Reservas
8,0%
5,9%
8,5%
9,5%
1980
1990
2000
2010
Total North America
Total S. & Cent. America
Total Europe & Eurasia
Total Middle East
Total Africa
Total Asia Pacific
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
As mesmas estatísticas ocultam a significativa concentração das reservas de
Página
97
África. O grupo dos Quatro Grandes - Líbia, Nigéria, Argélia e Angola - detém 95,0%
das reservas totais do continente, sendo que, somente a Líbia e a Nigéria concentram
63,3% do total das reservas de África.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
PETRÓLEO - Reservas em África
(mil milhões de barris)
140
120
100
80
60
40
20
0
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Algeria
Angola
Libya
Nigeria
Sudan
Other Africa
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Apesar da reduzida significância, no presente, das suas reservas, a Guiné
Equatorial, o Chade, o Uganda e o Sudão têm tido sucesso nas suas prospecções o que
deixa pressupor um aumento da importância das reservas de África no plano mundial.
As estimativas de reservas do Sudão aumentaram em 6 Bbs de 2003 a 2007. A
relativa estabilidade política que será, certamente, conseguida com a proclamação do
Sudão do Sul como estado independente, dá lugar a novas e boas perspectivas para o
desenvolvimento acelerado do sector petrolífero deste país. Por sua vez, o Gabão viu as
estimativas das suas reservas aumentarem 1,3 Bbs em 1995 e 1,5 Bbs em 2007. A
Guine-Equatorial e o Chade realizaram, ao entrar para o novo milénio, descobertas
avaliadas em cerca de 1,2 Bbs. O Uganda em poucos anos de pesquisa tem já reservas
superiores a 1,0 Bbs.
Os factores críticos no aumento das reservas de petróleo do continente são os
incrementos dos esforços de exploração, não só nos países já produtores, como em
países com potencial como o Mali, Níger e República Centro Africana em terra e a
Página
98
Libéria, Serra Leoa e Guiné Conacri, na suas zonas marítimas exclusivas, os quais
finalmente estão a disputar o interesse das companhias petrolíferas.
Produção
A produção de petróleo do continente africano ultrapassou, pela primeira vez na
história, a marca dos 10 milhões de barris por dia em 2007, tendo voltado a fazê-lo em
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
2010 depois de uma queda passageira na produção verificada em 2008 e 2009. Ao
terminar o ano de 2010 com um nível de produção estimado em 10,1 milhões de barris
por dia (Mb/d) o peso da produção deste continente no total da produção mundial
passou para 12,3%, o que confirma também a tendência de aumento deste indicador dos
últimos 30 anos.
PETRÓLEO - Estrutura da Produção Mundial
9,9%
10,3%
10,4%
12,3%
1980
1990
2000
2010
North America
S. & Cent. America
Europe & Eurasia
Middle East
Africa
Asia Pacific
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
A análise da história da produção do continente mostra que o mesmo levou 13
anos para aumentar a produção de 6 para 8 Mb/d, enquanto para aumentar a produção
de 8 para 10 Mb/d precisou apenas de 5 anos, o que denota uma aceleração no
crescimento. A comparação do comportamento da produção de África com o preço
médio do petróleo sugere que esta aceleração na produção foi favorecida por uma
subida significativa do preço do petróleo que, certamente, tornou muitas descobertas
viáveis – nomeadamente em águas profundas - e possível a implementação de
Página
99
tecnologias mais caras.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
PETRÓLEO - Produção em África
(mil barris / dia)
12000
120,00
10000
100,00
8000
80,00
6000
60,00
4000
40,00
2000
20,00
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
0,00
1980
1981
0
Algeria
Angola
Egypt
Libya
Nigeria
Other Africa
BRENT - Média anual (US$/barril)
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Devido à instabilidade no Delta do Níger, a produção da Nigéria foi caindo
desde 2006, acumulando perdas que ascendem aos 430 mil barris por dia (mb/d). Até
2007, a queda de produção da Nigéria foi compensada por Angola e Líbia o que
resultava no crescimento da produção agregada de África. Em 2008 a produção destes
dois países cresceu muito pouco e à queda de produção anterior somou-se a Argélia. Na
sequência dos cortes de produção impostos pela OPEP em resultado da descida brutal
no preço do petróleo, a produção de Angola e da Líbia e também a de África caiu 4,9%.
Em 2010 todos os grandes produtores registaram significativos aumentos de produção
com excepção da Argélia que teve uma ligeira queda de 0,4%. Em resultado, a produção
do continente berço aumentou 4,1% em relação ao ano anterior e voltou a ultrapassar a
barreira dos 10 Mb/d.
A crescente procura mundial de energia tem mantido o preço do petróleo a
níveis historicamente altos o que está a despertar muitos países de África em investir
Página
100
mais no negócio do petróleo e gás. Para além dos países já citados deve acrescentar-se a
África do Sul, o Madagáscar, o Gana - recentemente iniciou a produção no campo
Jubileu -, a Mauritânia, o Quénia e o Marrocos.
O ano de 2011 apresenta-se como de elevada instabilidade na tendência da
produção de África. Se, por um lado, a Nigéria tem implementado reformas que poderão
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
levar a um crescimento da sua produção41 e no Ghana se comemora o início da
produção, por outro lado, factores técnicos levaram a uma baixa da produção em
Angola e a uma mais significativa queda da produção na Líbia – chegou a estar quase
paralisada por cerca de cinco meses - em resultado da chamada Primavera Árabe.
Embora não se tenha ainda os valores exactos, muitos analistas estimam que a
queda de produção da Líbia rondou os dois terços durante os confrontos entre o
Conselho Nacional de Transição e as tropas leais a Muammar Gaddafi. Para muitos,
esta situação deve-se mais à ausência dos trabalhadores do que à danificação de
instalações. Sabe-se no entanto que a maioria dos terminais de exportação são as
instalações mais afectadas, o que pode prolongar o tempo de subida gradual da
produção, por falta de meios de expedição. As últimas estimativas da recuperação da
produção Líbia para os níveis anteriores oscilam entre um ano e meio e dois anos.
Durante o conflito, para estabilizar os preços no mercado internacional a Arábia
Saudita aumentou a sua produção em cerca de 750 mb/d42.
Antes da Revolução a produção média da Líbia estava estimada em 1.6 Mb/d, o
que a colocava no terceiro lugar entre os grandes africanos atrás da Nigéria, Angola e à
frente da Argélia.
LÍBIA - Dinâmica do Sector Petrolífero
4000
3500
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
3357
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Página
101
Descobertas (mil milhões de barris, eixo à direita)
Produção (mil bppd, eixo à esquerda)
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
41
No início de 2011 as autoridades nigerianas reiteraram a intenção de limitar nos 65% o seu share nas
receitas petrolíferas. Estima-se que, até então, o share médio do Governo era igual a 85%. Para muitos
analistas, este limitação resultaria num aumento significativo da produção da Nigéria o que permitiria se
distanciar significativamente de Angola quanto a produção diária. Por outro lado, muitos mantêm-se
cépticos relativamente a efectivação destas intenções.
42
A capacidade total de reposição da Arábia Saudita está estimada em 4 milhões de barris de petróleo por
dia.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
No entanto, as significativas descobertas realizadas nos últimos 20 anos,
permitiram à Líbia aumentar significativamente o seu rácio de Reservas/Produção (R/P)
de 44 para 77 anos de produção, facto que ainda não se reflectiu no aumento da
produção, mas torna o país no mais promissor de África para a indústria petrolífera.
ÁFRICA - Rácio Anual Reservas/Produção
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
19821983198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010
Algeria
Angola
Libya
Nigeria
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Refinação
A indústria de refinação em África tem um potencial de processar 3,2 milhões de
b/d, o que corresponde a 3,6% da capacidade mundial instalada, sendo que, nos últimos
20 anos a capacidade instalada no continente aumentou apenas 17%. Em termos de
petróleo processado as refinarias de África representam apenas 3,2% do total mundial,
fruto de uma taxa de utilização média das refinarias igual a 74,5%, significativamente
Página
102
inferior à média mundial de 81,1%.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ÁFRICA - Desenvolvimento do Mercado Interno de Petróleo
3500
4,0%
3000
3,5%
2500
3,0%
2,5%
2000
2,0%
1500
1,5%
1,0%
500
0,5%
0
0,0%
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
1000
Capacidade de refinação, mil b/d (eixo esquerdo)
Participação no consumo mundial de petróleo (eixo direito)
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Os maiores centros de refinação do continente são o Egipto (19.2%), a Argélia
(16.7%), a África do Sul (15.6%), a Nigéria (14.6%), a Líbia (11.6%), o Marrocos
(5.2%) e o Quénia (3.0%). No total, o continente possui 46 refinarias, distribuídas por
22 países, das cerca de 700 no mundo. Na sua maioria são unidades de destilação
simples.
Página
103
ÁFRICA - Capacidade de Refinação em 2005 (1.000b/d)
Egypt
South Africa
Algeria
Nigeria
Libya
Morocco
Sudan
Kenya
Cote d'Ivoire
Ghana
Cameroon
Angola
Tunisia
Senegal
Zambia
Congo
(Brazzaville)
Number of
Refineries
9
4
4
4
5
2
3
1
1
1
1
1
1
1
1
Crude Oil
Distillation
726
490
450
439
380
155
122
86
65
45
42
39
34
27
24
Catalytic
Cracking
0
109
0
83
0
5
0
0
0
14
0
0
0
0
0
Thermal
Cracking
0
61
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Reforming
62
94
89
70
20
24
2
8
13
65
7
2
3
2
5
1
21
0
0
2
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
Gabon
Liberia
Madagascar
Tanzania
Eritrea
Sierra Leone
Africa Total
World Total
Africa’s Share
1
1
1
1
1
1
46
691
6.7%
17
15
15
15
15
10
3,23
82,795
3.9%
CEIC
0
0
0
0
0
0
210
14,706
1.4%
7
0
6
3
0
0
77
6,147
1.3%
1
2
2
3
1
0
478
11,449
4.2%
FONTE: EIA (2005) AFRICAN ENERGY 2009
Os baixos índices de capacidade de refinação apresentados por este continente
devem-se, sobretudo, ao seu baixo nível de industrialização e a erradas políticas dos
preços de combustíveis, praticados em muitos dos países, as quais desincentivam o
investimento. Por consequência, até os grandes produtores como a Nigéria e Angola são
Página
104
muito dependentes das importações de produtos petrolíferos.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
MUNDO - Capacidade de Refinação
(distribuição em 1980)
16%
28%
3%
4%
9%
40%
Total North America
Total S. & Cent. America
Total Europe & Eurasia
Total Middle East
Total Africa
Total Asia Pacific
MUNDO - Capacidade de Refinação
(distribuição em 2010)
23%
30%
7%
4%
9%
27%
Total North America
Total S. & Cent. America
Total Europe & Eurasia
Total Middle East
Total Africa
Total Asia Pacific
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Página
105
O Mix de consumo de produtos petrolíferos de África é dominado pelos
destilados médios e leves. Esta estrutura é bastante parecida com a que se verifica na
Europa e muito diferente da verificada nos EUA, onde os destilados leves dominam a
balança de consumo.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
MUNDO - Consumo por Grupo de Produto (2010)
21,8%
3,5%
21,4%
12,4%
18,9%
31,7%
8,1%
16,9%
13,6%
9,0%
28,0%
36,1%
20,7%
50,5%
29,7%
26,0%
21,7%
11,6%
45,2%
36,1%
30,5%
\
46,8%
30,1%
North America
S. & Cent.
America
22,4%
29,6%
22,8%
24,4%
30,6%
Europe
Former Soviet
Union
Middle East
Africa
Asia Pacific
Fuel oil
Others
Light distillates
Middle distillates
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Os produtores da África do Norte parecem ter feito progressos na exportação de
uma parte considerável da sua riqueza petrolífera em forma de produtos de valor
acrescentado. Em 2006, os produtores de petróleo da África do Norte exportaram
608.000 barris/dia de produtos contra 2,5 milhões de barris/dia de petróleo bruto.
Quatro anos depois, as exportações de produtos passaram para 610.000 barris/dia contra
2,2 milhões de barris/dia de petróleo bruto. Em contraste, as exportações e produtos da
África do Oeste baixaram para 159.000 b/d depois de terem sido de 167.000 b/d em
2006.
PETRÓLEO - Imp e Exp 2010
(mil b/d)
North Africa
West Africa
East & Southern Africa
Total World
Crude
Imports
247
1
101
37670
Product
Imports
250
144
152
15840
Crude
Exports
2260
4443
326
37670
Product
Exports
610
159
9
15840
Página
106
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Segundo o Atlas 2010 da African Energy, no total, está prevista a construção de
mais 13 refinarias na África do Oeste, o que permitirá a região tirar vantagem do facto
da maior parte das ramas oeste-africanas serem doces - baixo teor em enxofre - e leves –
densidade superior a 30o API ou mais). Porém, a viabilidade destes projectos está muito
dependente do ritmo de industrialização, do grau de integração através de redes seguras
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
de pipelines, do comportamento tendencial da margem de refinação e da estabilidade
institucional dos países.
Comércio Internacional
As exportações de África foram de 7,4 milhões de barris por dia, 8,4% abaixo do
nível máximo histórico realizado em 2007. Este nível de exportações corresponde a
74,0% da produção total do continente e a 14% das exportações mundiais.
Os principais destinos das exportações de petróleo de África são os EUA, a
Europa e a China.
ÁFRICA - Exportações por Região de Pet. e Combustiveis (2010)
(mil barris por dia)
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
-
US
Canada
S. & C.
America
From North Africa
Europe
From West Africa
China
India
Other Asia Rest of World
Pacific
From East & Southern Africa
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Por motivos geográficos, as exportações para os EUA são maioritariamente
provenientes do Oeste de África e as exportações para a Europa provêm
maioritariamente da África do Norte, através do mediterrâneo. As exportações para as
Página
107
demais regiões são provenientes, principalmente, da África do Oeste.
No ano em análise, a principal fonte de importações de África foram o Médio
Oriente e a Europa cujas importações superaram, cada, os 300 mil b/d, em 2010. Estas
regiões são seguidas pela Ásia e pelos EUA, respectivamente, em importância nas
importações de África.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ÁFRICA - Importações por Origem, 2010
(mil barris por dia)
Other Asia Pacific
Singapore
Japan
India
China
Middle East
Former Soviet Union
Europe
S. & Cent. America
US
-
50
100
150
200
250
300
350
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Estas importações foram maioritariamente de produtos, não obstante a África do
Norte ter importado quantidades significativas de crude, principalmente para abastecer
as refinarias do Marrocos que têm dificuldade em importar da vizinha Argélia porque o
petróleo deste país é de elevada qualidade, e por isso, de elevado preço.
ÁFRICA - Importação de Petróleo
(mil barris por dia)
152
East & Southern Africa
101
144
West Africa
1
250
247
North Africa
Página
108
0
50
100
Product Imports
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
150
Crude Imports
200
250
300
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
GÁS NATURAL
África tem desempenhado um papel cada vez mais importante no mercado
mundial de gás natural. O continente alberga somente cerca de oito porcento das
reservas mundiais comprovadas de gás natural e a sua produção representa uma pequena
parte (6,5%). Apesar disso, as exportações de África são significativas. As exportações
por gasodutos da Argélia, da Líbia e do Egipto representam mais de oito porcento desse
sector do comércio global e no domínio de Gás Natural Liquefeito (GNL), as
exportações de África representam quase um quarto do comércio mundial.
Reservas
De acordo com os dados da BP (2011), África tem reservas provadas de gás natural a
volta de 14,7 triliões de metros cúbicos que correspondem a 8,2% das reservas
mundiais.
ÁFRICA - Reservas de Gás Natural
(triliões de metros cubicos)
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
0,0
Algeria
Egypt
Libya
Nigeria
Other Africa
Página
109
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Estas reservas estão concentradas na Argélia, Nigéria, Egipto e Líbia que
representam 92,0% da dotação do continente.
Em 2007 apenas havia um punhado de países com pequenas reservas de gás em
África. Entre estes encontram-se Angola, Camarões, Congo (Brazzaville), Côte
D‟Ivoire, Guiné Equatorial, Gabão, Moçambique, Tanzânia, Namíbia, Ruanda e Sudão,
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
os quais viram as suas reservas e a produção de gás natural aumentar, embora a um
nível muito inferior ao da Nigéria.
Em muitos destes novos intervenientes, as estimativas de reservas são pouco
fiáveis porque o gás não tem sido utilizado em projectos, facto que iria, não só aumentar
a pesquisa como estudar com profundidade a questão das reservas. O caso mais
positivo, entre os países citados com pequenas reservas de gás natural, é o de
Moçambique que, com as recentes descobertas no offshore do norte, já tem gás para
desenvolver o seu primeiro projecto de liquefação para exportação, podendo assim
entrar no mercado mundial do LNG, dentro de meia dúzia de anos.
Produção
A produção de gás natural de África tem crescido a uma taxa anual em torno dos 7,5%,
o que lhe permitiu alcançar os 209 biliões (B - mil milhões) de metros cúbicos em 2011. A
Argélia está em primeiro lugar em ordem de importância (38,4%), seguida do Egipto (29,2%) e
da Nigéria (16,0%).
ÁFRICA - Produção de Gás Natural
(Biliões de metros cubicos)
250,0
14
12
200,0
10
150,0
8
100,0
6
4
50,0
2
0
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
0,0
Página
110
Algeria
Egypt
Libya
Nigeria
Other Africa
Price: EU cif (US$ per million Btu)
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
O gráfico acima sugere que o aumento do preço do gás natural verificado nos
últimos 10 anos justifica, em parte, o aumento significativo da produção que se registou
no mesmo período para o continente, e em particular, para o Egipto.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Comércio Internacional
Por razões tecnológicas e climáticas o consumo de gás natural de África é muito
inferior à sua produção. Em 2010 o consumo de gás superou ligeiramente os 100 B de
metros cúbicos o que corresponde a cerca de metade da produção e a 2,6% do consumo
total mundial.
ÁFRICA - Consumo de Gás Natural
(biliões de metros cubicos)
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
0,0
Algeria
Egypt
South Africa
Other Africa
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
As infraestruturas de gás natural em África são as mais limitadas do mundo. Não
existem, em muitos países, redes de distribuição de gás natural, o que limita o acesso da
maioria dos consumidores. O clima tropical e a ausência de concentração urbana na
maior parte do continente tornam o desenvolvimento de um mercado residencial
improvável, mas a produção de electricidade e os usos industriais são promissores.
O Gasoduto da África do Oeste (WAGP), ao ligar a Nigéria ao Benin e ao Togo
Página
111
permite-lhes iniciar a construção de centrais termoeléctricas e a rede de condutas,
oferece um contributo na construção de um mercado de gás natural interno ao
continente.
As exportações têm sido o principal destino da produção de África. No ano de
2010 o continente exportou cerca de 223 B de metros cúbicos, tendo o comércio entre
países africano sido de 4,9 B de metros cúbicos. Metade das exportações de África é
feita usando gasodutos e a outra metade através da liquefacção, exportando-se LNG.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ÁFRICA - Exportações de Gás Natural
(biliões de metros cubicos)
Asia Pacific
Middle East
Africa
LNG
Europe and Eurasia
by Pipeline
S. & Cent. America
North America
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Por razões geográficas, a Europa é o principal parceiro do continente no
comércio do gás natural. Em 2010 as exportações para o velho continente representaram
37,7% do total. Actualmente, a África representa mais de 35 porcento das exportações
de gás natural - sobretudo LNG - no mundo.
Com o aumento das redes de pipelines, o comércio intra-África tem hoje alguma
importância. O principal fluxo comercial de gás natural acontece entre Moçambique e a
África do Sul que tem como principal objectivo o abastecimento do complexo
petroquímico da Sasol. Estes empreendimentos têm resultado em externalidades
positivas para Moçambique ao permitir o fornecimento de gás para as indústrias locais e
a introdução, em 2007, de autocarros a gás natural comprimido (GNC) pela Empresa de
Transportes Públicos de Moçambique. No Norte de África há também o uso pela
Tunísia e o Marrocos de gás argelino, dado como pagamento das taxas de passagem dos
Página
112
seus pipelines para a Europa, como se constata no gráfico seguinte.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
ÁFRICA - Comércio Inter-regional de Gás Natural
(biliões de metros cubicos)
South Africa
Tunisia
Morroco
Ghana
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
FONTE: BP, Statistical Review of World Energy 2011
Muitos desenvolvimentos ligados à indústria de gás estão a ter lugar no
continente incentivados pelo crescimento da procura de gás natural nos Estados Unidos,
bem como na Europa e na Ásia e de novos requisitos ambientais.
Assim, está a ser desenvolvida uma unidade de liquefacção de gás natural na
Nigéria e outra em Angola que permitirão, entre outros objectivos, aumentar a
segurança energética nos respectivos países através da diversificação das respectivas
matrizes energéticas.
Um grande projecto, o Gasoduto Transariano (TSGP) da Nigéria para a Argélia
poderá ser levado a cabo, permitindo a entrega de até 30 B de metros cúbicos para o
mercado europeu através das conexões dos gasodutos existentes e de outros futuros,
para a Espanha e Itália.
A Companhia Petrolífera Tanzaniana (Tanzania Petroleum Development
Corporation) está a construir actualmente uma rede de distribuição em Dar-es-Salam
Página
113
para assegurar a distribuição de gás natural a 15.000 famílias.
RELATÓRIO DE ENERGIA DE ANGOLA
CEIC
Página
114
Bibliografia

Upstream, The International Oil & Gas Newspaper. (various) 2011

Centro de Estudos e Investigação Científica da UCAN. Relatório Energia
em Angola - 2010

Oil Review Africa. Vol. 6. 2011

BP Statistical Review of World Energy – June 2011