Decreto Presidencial n.º 256/11

Segurança Energética Nacional.

no âmbito da Política e Estratégia de Segurança Energética à

Comissão do Conselho de Ministros para o Sector Produtivo.

assume o apoio técnico da respectiva Comissão na coordenação e supervisão dos programas no âmbito da implementação da Política e a Estratégia de Segurança Energética e em

particular do subsector da energia eléctrica, para o efeito,

pode recorrer a outros especialistas de reconhecida capacidade técnica.

Apreciada em Conselho de Ministros, em Luanda, aos

31 de Agosto de 2011.

Publique-se.

Luanda, aos 20 de Setembro de 2011.

O Presidente da República, José EDUARDO DOS SANTOS .

SUMÁRIO EXECUTIVO

O presente documento foi elaborado entre Junho e Agosto

de 2011, baseado na síntese de Estratégia Energética para

Angola realizada no quarto trimestre de 2009 e actualizado

para reflectir os principais desenvolvimentos ocorridos nos

dois anos decorridos. Para a realização deste estudo foi analisado um conjunto de documentos entretanto produzido, de

onde se destacam os seguintes:

Processo de Implementação da Reforma do Sector

Eléctrico de Angola — Relatório Final;

Programa Nacional de Electrificação Rural (incluindo

os subprogramas de pequena geração hidro-eléctrica (mini-hídricas), Electrificação solar (Aldeia

Solar) e pequena Geração Térmica);

Estratégia de Modernização e Reestruturação das

Empresas Públicas de Electricidade e respectivo

n.º 22:

Proposta para o Reforço e Expansão da Energia Eléctrica a todo o Território Nacional, Estudo — Parcerias Público-Privadas para o Sector Eléctrico

de Angola (documento de análise sobre modelos

potenciais de Parcerias Público-Privadas a implementar em Angola);

Programação Financeira Anual para o Período 2010-

-2015 — Projectos estruturantes do Sector Eléctrico e Projectos de Energia Eléctrica em Angola

(Curto-Médio Prazos):

Para além disso foi também consultada a legislação

entretanto publicada sobre o tema, nomeadamente no que se refere à reorganização das

empresas públicas de electricidade, definição de

enquadramento regulatório na definição de tarifas e remuneração de activos energéticos, bem

como à criação do Fundo Petrolífero.

energético em Angola.

O desenvolvimento económico e social futuro de

Angola requer que o sector energético multiplique por quatro a sua oferta até 2025 (consumo de

25 milhões de toneladas equivalentes de petróleo), assegurando um abastecimento regular, de

qualidade e a custos competitivos às empresas e

populações:

A matriz energética angolana deverá sofrer alterações

profundas, com o subsector eléctrico a aumentar

O seu peso na matriz de forma significativa (dos

3% actuais para 10-15% em 2025) e o subsector

petrolífero a aumentar igualmente a sua importância (de 33% para cerca de 45-55%), em detrimento do elevado peso actual da biomassa;

Ao contrário de muitos outros países, a extraordinária

riqueza de recursos em Angola (e o perfil destes

recursos) permite uma convergência dos três

objectivos principais da política energética, tipicamente conflituantes (segurança e autonomia

energética, eficiência em custos, sustentabilidade

ambiental). Esta situação confere uma posição

privilegiada a Angola na resposta aos desafios

que enfrenta.

A actual situação de «crise» do subsector eléctrico

(elevada inoperacionalidade e irregularidade no

abastecimento das populações e empresas, falta

de capacidade em toda a cadeira de valor) e, por

outro lado, o enorme desafio associado ao crescimento a longo prazo (necessário multiplicar por

9 a oferta actualmente existente) requer uma

actuação estruturada em dois horizontes;

A curto prazo é urgente assegurar a concretização dos

projectos em curso, nomeadamente do «Programa Executivo do Sector Eléctrico» (PESE),

com o objectivo de, até 2012, duplicar a capacidade que estava disponível em 2009, assegurando a reabilitação e reforço imediato das

infra-estruturas, iniciando o processo de redução

de subsídios nas tarifas ao cliente final, e lançando a implementação do Programa Nacional

de Electrificação Rural. Finalmente, importa

tomar desde já as decisões para iniciar o investimento estruturante (de longo prazo) na geração:

CCGT (400-800MW) com base no gás do Soyo,

hídricas (projectos em curso ou em fase avançada), e de pet-coke (250-350MW) — ou investimento alternativo (dependendo da configuração

final da Refinaria do Lobito):

A longo prazo, a transformação do subsector requer

uma actuação em torno dos seguintes eixos:

Forte crescimento do parque de geração (dos

actuais 1IGW para 9GW em 2025), essencial-

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mente assente nos recursos hídricos e no gás

natural;

Potenciação do papel das energias renováveis

como tecnologias importantes para os sistemas isolados, com especial enfoque para os

pequenos aproveitamentos hídricos e, em

situações pontuais, para as energias eólica e

solar, nos casos em que a competitividade em

custos e/ou a indisponibilidade de alternativas

o justifique. À geração com base em outros

recursos endógenos (p.ex., combustão de

resíduos sólidos urbanos e resíduos florestais)

poderá assumir um papel complementar (tanto

no sistema interligado como em sistemas isolados) devendo ser avaliada a competitividade

em custos e outras externalidades em cada

caso específico. A potenciação das energias

renováveis deverá passar pela implementação

de políticas públicas e enquadramentos regulamentares ajustados à competitividade de

cada fonte energética, como forma de fomentar o investimento nos mesmos.

Expansão da electrificação, considerando o papel central

de alguns sectores produtivos no desenvolvimento económico angolano e atingindo, de uma forma geograficamente

equilibrada (ou seja, com uma preocupação de inclusão dos

meios rurais 50% a 60% da população até 2025:

Actuação significativa a nível das tarifas com

vista a assegurar a sustentabilidade económico-financeira do subsector e dos seus operadores (as tarifas cobrem actualmente apenas

20% dos custos do sistema):

Reforço das valências dos operadores do subsector, garantindo-lhes simultaneamente escala

mínima e foco de actividade, o que deverá

requerer um rearranjo do actual modelo organizativo-empresarial, através da criação de

entidades públicas únicas especializadas em

cada uma das etapas da cadeia de valor (produção, transporte e distribuição/comercialização), tal como preconizado, por exemplo, na

Estratégia de Modernização e Reestruturação

das Empresas Públicas de Electricidade e

no recente estudo sobre a Reforma do Sector

Eléctrico de Angola, resultando na seguinte

configuração institucional para o Sector

suportada em 5 entidades distintas:

MINEA na definição de políticas e estratégias para o

sector Eléctrico;

IRSE (Instituto Regulador do Sector Energético) e

AREA (Agência Reguladora de Energia Atómica) para regulação do sector Eléctrico, que

inclui definição de tarifas e modelos de transferência de receitas entre os diferentes actores do

sistema;

Empresa pública exclusivamente dedicada à gestão

dos activos de Produção, a resultar da fusão de

activos de produção da ENE e do GAMEK;

Empresa pública dedicada ao Transporte de energia

em linhas de alta tensão e gestão do sistema;

Empresa pública dedicada à Distribuição, a resultar da

fusão dos activos de distribuição da ENE, EDEL

e Munícipios, concessionária responsável por

todas as redes de distribuição com possibilidade

de desenvolvimento de estruturas locais quando

tal se afigurar vantajoso.

Promoção da entrada de capital privado e de

know-how de construção e operação no

subsector, em casos específicos a detalhar,

através, nomeadamente, da celebração de Parcerias Público-Privadas para a construção e

concessão de equipamentos de produção e

transporte, bem como do estabelecimento na

geração de regimes remuneratórios atractivos

para investidores privados através de PPAs

para grandes projectos interligados e feed-in

tariffs para projectos isolados de menor

dimensão:

No caso específico das centrais a Gás Natural,

CCGT, entrada da SONANGOL em conjunto

com a ENE, integrando verticalmente com as

valências de Gás Natural existentes, nomeadamente o acesso privilegiado desta empresa

a recursos de gás natural e o seu know how

operacional no sector;

No total, a execução do programa de transformação

do subsector eléctrico implica um investimento

de 13 mil milhões de dólares até 2025.

A prioridade estratégica deverá ser a maximização da

captura de riqueza para Angola, para o que será

necessário desenvolver novas capacidades no

subsector e aumentar a angolanização da actividade económica, a par da racionalização dos elevados investimentos previstos para o subsector;

No upstream, é crítico reforçar o papel da SONANGOL

como operador (crude e gás natural) e definir o

modelo regulatório para potenciar o investimento

na exploração de gás natural;

Na refinação, existe um elevado potencial de criação

de valor associado à optimização integrada dos

dois projectos existentes (Lobito e Luanda) e à

sua implementação nos prazos previstos e com

elevada eficiência na execução do investimento;

Na logística de produtos derivados, os investimentos

previstos, apesar de colmatarem as lacunas existentes, apresentam um elevado potencial de

racionalização (poupanças totais superiores a

2 mil milhões de dólares), pelas vias: (1) de

racionalização da armazenagem prevista para

reservas estratégicas, e (2) de captura de sinergias entre projectos da logística, distribuição e

refinação (explorando modos alternativos de

transporte, como são o pipeline e o transporte ferroviário);

Na distribuição, deverá ser tendencialmente eliminada

a subsidiação ao consumidor final (as tarifas

actuais cobrem apenas um terço a metade do

custo real de abastecimento, gerando um défice

anual de cerca de 2 mil milhões de dólares no

subsector), e promovido o aumento acentuado da

rede de postos em cerca de 500-1.000 postos até

2015, para o qual a recente liberalização constituiu um primeiro passo. À massificação da utilização de GPL através do reforço da rede de

distribuição (e de subsídios iniciais e selectivos

ao consumo) é crítica para a redução do consumo

de biomassa;

A execução do programa implica um investimento

de 13 a 15 mil milhões de dólares até 2025

(excluindo o upstream de petróleo e gás natural).

Para responder de forma efectiva aos desafios de

desenvolvimento de capacidades e infra-estruturas, e acomodar as alterações que se perspectivam no funcionamento do sector energético ao

longo da cadeia de valor (como, por exemplo, a

maior participação de privados), é importante

rever o enquadramento institucional do sector,

robustecendo as funções de regulação, através da

clarificação de funções e responsabilidades, e do

desenvolvimento das competências necessárias.

Em particular, de verão ser definidos os termos da

definição de tarifas através do IRSE e uniformização e redução progressiva da subsidiação

atribuída ao sector energético;

Adicionalmente, e face à escala de transformação

necessária e ao significativo esforço de coordenação entre subsectores, recomenda-se que o

esforço de transformação do Sector venha a integrado no âmbito da já existente Comissão do

Sector Produtivo (CSP) — que coordenará e

monitorizará ao mais alto nível todas as actividades em curso, incluindo o planeamento estratégico intersectorial e a definição do plano estratégico integrado para o sector energético a longo

prazo. No contexto desta Comissão, as competências do Grupo Técnico do Sector Produtivo

serão reforçadas com valências orientadas à execução dos planos para o Sector Energético;

Duas alternativas para ao âmbito de actuação do CSP

no Sector Energético:

Foco na globalidade da Estratégia e Política Energética de Angola, incluindo Petróleo, Gás

Natural e Energia Eléctrica;

Foco no Sector Eléctrico e suas prioridades de

actuação no curto e médio prazos.

Neste contexto, perante a maior urgência dos desafios

do Sector Eléctrico e face ao maior desenvolvimento do sector petrolífero de Angola, é recomendado que a CSP centre os seus esforços na

Reforma do Sector Eléctrico. Como tal, o Grupo

Técnico do Sector Produtivo e será essencialmente reforçado com valências dirigidas aos

desafios do Sector Eléctrico, e terá como prioridade a execução das Linhas de Actuação do subsector eléctrico.

INTRODUÇÃO

O Executivo angolano aprovou a 14 de Janeiro de 2009 a

constituição da Comissão Interministerial para a Segurança

Energética de Angola, com as responsabilidades de definir a

estratégia e política energética de Angola, elaborar o pro-

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grama de segurança energética nacional e, finalmente, elaborar uma proposta de modelo institucional para o sector.

O presente documento pretende sintetizar as conclusões

dos trabalhos da Comissão e apresentar as principais recomendações para aprovação pelo Governo, encontrando-se a

esse efeito estruturado em cinco secções:

Numa primeira secção, é brevemente exposto o contexto de partida, onde se estabelece a urgência do

desenvolvimento célere da oferta energética e se

estabelecem os princípios orientadores que devem

enquadrar a estratégia e a política do sector;

Numa segunda secção, são apresentados o diagnóstico

e as orientações estratégicas para o subsector

eléctrico, com caracterização da situação actual

do subsector e identificação de objectivos e prioridades estratégicas para actuação (incluindo as

linhas de actuação nas energias renováveis);

Numa terceira secção, são apresentados o diagnóstico

e as orientações estratégicas para o subsector

petrolífero e de gás natural, também com caracterização da situação actual do subsector e identificação de objectivos e prioridades estratégicas

para desenvolvimento deste subsector;

Numa quarta secção, é exposto o impacto das orientações estratégicas propostas em termos da sustentabilidade ambiental do novo paradigma energético

angolano;

Numa quinta secção, é apresentada uma proposta para

evolução do modelo institucional, com o duplo

objectivo de reforçar os mecanismos de supervisão e coordenação no seio do sector energético e

de assegurar a concretização com sucesso das

prioridades estratégicas delineadas;

Finalmente, numa sexta secção, é apresentado um programa de acção sintético com as prioridades concretas de actuação no sector.

À economia angolana ambiciona crescer de forma sustentada e significativa nas próximas décadas, com as previsões até 2025 a apontarem para um crescimento acumulado

do PIB não petrolífero na ordem dos 180% (i.e., triplicar da

dimensão em cerca de 15 anos).

Para que este crescimento e o desenvolvimento económico e social associado se concretizem, é essencial dar res-

posta às crescentes necessidades de consumo de energia, assegurando um abastecimento regular, de qualidade e a custos

competitivos às empresas e populações.

Com efeito, e para alimentar o crescimento esperado no

PIB, Angola terá de aumentar o seu consumo energético total

até 2025 em quase 300% face a 2008, quadruplicando a energia total consumida e atingindo um consumo anual estimado

em cerca de 25 milhões de toneladas de petróleo equivalentes.

A par com este crescimento no consumo total energético,

é previsível que se assista a uma alteração importante na configuração da matriz energética angolana, com fontes mais eficientes e sustentáveis a ganharem peso no mix (por exemplo,

crescimento, até 2025, do peso da electricidade de 3% para

10-15% e do peso dos derivados de petróleo de 33% para 45-

-55%, em detrimento do peso da biomassa).

No sentido de responder de forma efectiva aos desafios

importantes que o sector energético enfrenta actualmente, a

Comissão Interministerial para a Segurança Energética estabeleceu quatro princípios orientadores da futura estratégia e

política energética:

Estabelecer a energia como alavanca de desenvolvimento económico, garantindo uma oferta de qualidade e com custos controlados como fonte de

competitividade do tecido empresarial;

Promover o abastecimento universal de energia,

desenvolvendo as infra-estruturas necessárias e

fornecendo energia a preços acessíveis para a

generalidade da população;

Incentivar a eficiência do funcionamento do sector

energético, regulamentando para promover a

qualidade do serviço e garantindo o equilíbrio

financeiro dos agentes no sistema;

Promover o desenvolvimento equilibrado da sociedade e economia angolanas, desenvolvendo

opções que visem diminuir as assimetrias sociais

e geográficas e constituindo um mix energético

diversificado que privilegie as energias endógenas, a segurança energética e a sustentabilidade

ambiental.

A riqueza de recursos da economia angolana permite uma

convergência entre objectivos-chave da política energética.

Com efeito, as opções estratégicas delineadas (designada-

mente, a aposta num mix de produção eléctrica assente em

centrais hídricas e em CCGTs) permitem simultaneamente

reforçar a segurança energética pela disponibilidade endógena das fontes primárias associadas a estes meios de produção, assegurar a eficiência em custos pela competitividade

elevada destas tecnologias, e ainda, promover a sustentabilidade ambiental. Esta situação confere a Angola uma posição

privilegiada para responder aos desafios que enfrenta a nível

energético.

Estratégicas.

Principais elementos do diagnóstico:

O subsector eléctrico apresenta uma infra-estrutura

subdimensionada face à procura, facto que é

agravado pela elevada inoperacionalidade e ineficiência dos activos existentes. O sistema apresenta custos elevados, em paralelo com uma

política de forte subsidiação que isola os clientes

finais dos custos económicos reais, resultando

num crescente desequilíbrio financeiro do subsector, designadamente das empresas públicas

que dele fazem parte. As várias tentativas de reestruturação do subsector têm-se confrontado com

importantes desafios de implementação.

Subdimensionamento da infra-estrutura, evidenciado

por:

Significativas restrições no acesso — estima-se

que em 2008 apenas cerca de 30% da população tinha acesso a energia eléctrica (face a

benchmarks de entre 50% e 100% em países

como Nigéria, África do Sul e Brasil). As

limitações no acesso fazem-se sentir particularmente no meio rural (Quadro 1);

Fortes limitações na capacidade de produção de

energia eléctrica — estima-se que em 2008, o

sistema eléctrico tenha satisfeito apenas cerca

de 50% dos 8TWh de procura eléctrica existente anualmente, sendo a diferença proveniente de auto-geração.

Elevada inoperacionalidade dos activos (estimada

entre 40% e 50% da infra-estrutura existente ao

longo de toda a cadeia de valor), motivada por

um conjunto de factores, como a elevada intensidade de exploração, a idade avançada dos equi-

pamentos, a inexistência de manutenção regular,

ou ainda a insuficiência nas acções de reabilitação (Quadro 2):

Custos elevados de fornecimento, estimados em cerca

de 220 dólares por MWh distribuído (cerca de

60% superiores aos valores de referência), motivados por perdas técnicas elevadas (cerca de 15%

da energia produzida face a benchmark de 10%),

e pela desadequação e ineficiência da infra-estrutura de produção ao longo de três dimensões:

(1) elevados custos variáveis das tecnologias utilizadas (em particular pela utilização de combustíveis dispendiosos), (11) elevados investimentos

unitários (vs benchmarks internacionais), e (iii)

inoperacionalidade elevada do sistema (a gerar

reduzida disponibilidade e utilização dos activos)

(Quadro 3);

Elevada subsidiação, com a manutenção de uma tarifa

média de 42 dólares por MWh, suportando o

Estado cerca de 80% do custo total do sistema.

Este desequilíbrio é agravado por um nível elevado de perdas comerciais, quer pela via de ligações irregulares e fraudulentas (cerca de 50% do

total), quer por não pagamento ou outras deficiências no ciclo comercial. Se considerados

estes factores, a tarifa média resultante que é

efectivamente cobrada é de apenas 26 dólares por

MWRh distribuído, gerando-se um desequilíbrio

financeiro de cerca de 800 milhões de dólares em

2008 (cerca de 2% do OGE) (Quadro 4):

Insuficiência de valências e capacidades, com

impacto a nível de aumento do risco de atrasos e

de não sincronização de projectos, de redundância entre investimentos em curso, como demonstrado pela incompleta implementação das recomendações delineadas em anteriores documentos de estratégia e política subsectorial;

DéTfices financeiros estruturais das empresas públicas

do subsector, que resultam em grande medida dos

factores acima descritos e que contribuem também para o seu agravamento, num ciclo auto-alimentado de tendência negativa. Estes défices

financeiros resultam numa situação patrimonial

insustentável numas perspectiva empresarial

estrita, que dificultam grandemente o recurso ao

crédito privado e exigem da parte do Estado um

comprometimento de capitais excessivo face à

dimensão dos activos subjacentes.

11 4559

No seu conjunto, estas lacunas limitam fortemente a

capacidade do sistema para fazer face às necessidades energéticas actuais e representam uma pesada herança a ultrapassar para responder aos desafios do futuro.

Prioridades de actuação:

O contexto de partida caracteriza-se assim pela existência

de lacunas importantes na oferta eléctrica actual, com um

risco significativo de agravamento desta situação de carência

a prazo, na medida em que o aumento esperado até 2025 na

procura eléctrica (de cerca de STWh para cerca de 30 a 35

TWh por ano) virá aumentar de forma dramática a pressão

sobre o sistema.

Face a este cenário, a estratégia para o subsector eléctrico

deverá passar por dois horizontes de actuação: um horizonte

de estabilização (até 2012), em que se pretende implementar

um conjunto de iniciativas com impacto a curto-médio prazo

que contribuam para a minimização das carências actuais; e

um horizonte de consolidação (a partir de 2013), que pretende lançar as bases para uma transformação mais profunda

do subsector, capacitando-o para dar resposta segura, eficiente e sustentável às necessidades a médio e longo prazos.

em alavancas com impacto no curto prazo, que permitam

aumentar a capacidade disponível do sistema em cerca de

2 vezes até 2012 (de -1 GW para -2 GW) de forma a

satisfazer o aumento previsto da procura. As acções devem

abranger toda a cadeia de valor, segundo cinco vectores de

actuação prioritários:

estrangulamentos;

rápida e custos controlados (nomeadamente, turbinas a gás em sistemas interligados, e mini-hfdricas, e turbinas eólicas em sistemas isolados

consoante as condições específicas locais e após

avaliação e ponderação de custos e desafios de

implementação das várias opções possíveis);

a alocação da capacidade instalada e facilitar resposta a picos;

urbanos e áreas com elevado potencial económico, como pólos industriais e agrícolas, mas

também tendo também em atenção a necessidade

de desenvolvimento do meio rural.

Estas acções estavam em boa medida já previstas no

«Programa Executivo do Sector Eléctrico» 2009 (PESE), que

estimava um investimento aproximado de cerca de 4 mil

milhões de dólares até 2012, repartido em investimentos nos

sistemas interligados e isolados, ao longo de toda a cadeia de

valor do sistema eléctrico. Em particular, destacam-se alguns

exemplos:

A reabilitação de pelo menos S00M W de capacidade

produtora, onde se incluem, entre outros projectos, a modernização da central hídrica de Cambambe (4x45MW) reabilitação, (A4Ax65SMW)

alteamento e construção da central 2 (4xX6SMW)

e a construção da central do Gove (OM W), bem

como a reabilitação da rede de transporte e de

distribuição (por exemplo, a linha de 60KV

Lubango-Namibe, e as redes de distribuição das

Cidades de Luena, Ndalatando, Malanje, Menongue e Soyo):

A construção de activos para disponibilização de pelo

menos 700MW de capacidade adicional, onde se

destaca o reforço da capacidade térmica e da rede

em Luanda (200MW), a conclusão da linha de

400KV Capanda-Luanda (disponibilização de

100MW) e respectivas subestações (também com

financiamento aprovado no âmbito do Fundo de

Infra-estruturas), e a instalação de 165MW em

turbinas a gás em Cabinda, no Namibe, Dundo,

Xangongo e Ondjiva (também estas constantes

do plano de investimentos);

A interligação do sistema Norte-Centro-Sul, e a ligação da Província do Uíige ao Sistema Norte;

A electrificação de centros urbanos (p.ex. Lobito,

Luanda) e a electrificação e construção de

pequenos aproveitamentos hídricos, em sistema

isolados como Chiumbe-Dala (Moxico).

De acordo com a última versão disponível do PESE (correspondente a 2009), estavam em execução 46% dos projectos previstos no PESE (mais de 100), existindo assim um

importante caminho a percorrer para assegurar a execução

do plano no curto espaço de tempo disponível (3-4 anos).

Para o período 2011-2017 deverão ser implementadas as

prioridades de investimento já definidas, destacando-se as

seguintes (Quadro 5):

O lançamento de primeiras fases de grandes pro-

Jectos hídricos de médio-longo prazos, como

a Central 2 de Cambambe, Laúca (no rio

Kwanza) e Caculo Cabaça;

O investimento no reforço das redes de distribuição de Luanda e Novas Centralidades;

A ampliação (Cabinda) e construção de novas

centrais térmicas no Namibe, Dundo, Xangongo e Ondjiva.

Por outro lado, o desígnio de extensão da electrificação ao

meio rural é tratado por programa específico que numa primeira fase prioriza todas as sedes municipais, num total de

139 localidades, incluindo, no curto prazo, iniciativas com

impacto na electrificação de cerca de 540 mil habitantes,

incluindo projectos como:

Desenvolvimento de Subprograma de Pequena

Produção Hidroeléctrica, incluindo a realização de estudos de viabilidade e projectos executivos de 50 aproveitamentos e construção

de pelo menos & aproveitamentos com estudos de viabilidade já realizados, com o objectivo de garantir o acesso a electricidade a

cerca de 400 mil habitantes até 2014;

Desenvolvimento de Subprograma de Sistemas

de Geração Térmica, que preconiza um piloto

de 30 unidades de geração térmica com grupos de SO0K VA, implicando o acesso a electricidade a um total de 120 mil habitantes:

Desenvolvimento de Subprograma de Implementação de Sistemas Solares Fotovoltaicos,

que prevê a instalação até 2012 de 63 sistemas fotovoltaicos em 52 localidades, implicando o acesso a electricidade a um total de

20 mil habitantes.

sistema eléctrico, privilegiando, em particular, a segurança

no abastecimento e a autonomia energética. Para tal, o sistema deverá garantir o aumento de capacidade 4,5 vezes até

2025 (de cerca de 2GW em 2012 para cerca de 9GW em

2025). As acções devem abranger toda a cadeia de valor,

segundo cinco vectores de actuação prioritários:

particular, os recursos hídricos e o gás natural) e

que deverá inclusivamente passar pela descontinuação progressiva de tecnologias não competitivas;

a 60% da população até 2025, prioritizando também o serviço a pólos de desenvolvimento agrícola e industrial;

custo completo da energia, mantendo-se possivelmente alguma subsidiação para camadas

sociais mais desfavorecidas. Esta aproximação

deverá resultar no saneamento financeiro dos

operadores, permitindo-lhes investir em infra-estruturas e recursos humanos. Este processo está

já em curso preconizando-se a passagem da responsabilidade pela definição das tarifas para o

IRSE, bem como pela definição de remuneração

dos vários activos energéticos:

investimento em activos de produção;

enquanto tecnologias preferenciais em sistemas

isolados (sempre que sejam localmente competitivas em custos e em tempo de implementação

vis-à-vis outras fontes energéticas). Esta promoção deverá dar especial atenção ao total aproveitamento dos recursos hídricos já identificados e

potenciais, à energia solar (com pilotos já a

decorrer), e potencialmente à energia eólica em

virtude dos recursos existentes em Angola, do

custo competitivo destas tecnologias (sobretudo

mini-hídrica) para servir esses sistemas, e da elevada velocidade de implementação, menores

necessidades de manutenção e dificuldades

logísticas (por exemplo no abastecimento de

combustível) face a outras tecnologias. Nos sistemas isolados onde seja adoptada energia

hídrica, solar ou eólica, deverá manter-se geração térmica e/ou sistemas de armazenamento de

energia (albufeiras e equipamentos de bombagem

em sistemas hídricos, sistemas de baterias para

equipamentos solares/ eólicos) para salvaguardar

a continuidade do fornecimento. À criação de um

quadro regulamentar e de apoio público às renováveis é um factor crítico do seu desenvolvi-

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mento, dando ao sector privado os incentivos e a

estabilidade regulatória necessários ao investimento.

Em concreto, nos sistemas interligados será de privilegiar

a construção de grandes centrais hídricas e de ciclos combinados a gás natural (CCGT), aproveitando os recursos endógenos para assegurar uma produção eléctrica a preços

competitivos (Quadros 6 e 7).

Nos sistemas isolados, as energias renováveis (em particular as mini-hídricas, e a energia eólica e solar) poderão

constituir-se como as alternativas mais interessantes não só

numa perspectiva de sustentabilidade como também numa

perspectiva económica e de celeridade em assegurar o abastecimento às populações. Sempre que tal não for possível, ou

que a interligação não seja viável, deverá ser equacionada a

geração por pequenos grupos térmicos (Quadro 8).

Adicionalmente, deverão ser consideradas outras tecnologias que se apresentem como oportunidades eficientes e

céleres de aumentar a capacidade de produção eléctrica. Em

particular, poderá ser considerado o recurso a tecnologias de

produção eléctrica através de biomassa (p.ex., resíduos sólidos urbanos, resíduos florestais) desde que a sua adopção

faça sentido do ponto de vista económico e assente numa

lógica de exploração sustentável de recursos. Por exemplo,

poderão ser criadas infra-estruturas de valorização de resíduos sólidos urbanos que realizem o aproveitamento energético dos mesmos e que fomentem a salubridade urbana.

Importa também tomar desde já as decisões necessárias

para implementar o mix mais eficiente de tecnologias,

actuando designadamente nos seguintes eixos:

O processo de lançamento da construção de uma

CCGT, com capacidade de 400 a 800MW (alimentada pelo gás do projecto Angola LNG), bem

como o alteamento e a construção da segunda

central de Cambambe, e criar uma equipa de

estudo que desenvolva o projecto de caracterização do potencial energético por fontes renováveis

em Angola, focando a sua actividade nos sistemas isolados;

Os investimentos para assegurar a criação de um sistema Leste que ligue as Províncias de Lunda

Norte, Lunda Sul, Moxico e Cuando Cubango até

2015, bem como os planos que assegurem energia aos principais pólos industriais e agrícolas;

A reabilitação transversal das redes de distribuição

MT e BT, entre outras no Uíge, Cabinda, Malanje,

Lobito, Benguela, Huambo;

A implementação das centrais hídricas do rio Kwanza,

com finalização da segunda central e alteamento

do Cambambe (960MW) e Central no Kwanza

(Laúca), correspondentes a cerca de 2GW;

Adaptação da configuração da Refinaria do Lobito

incluindo a construção de uma central a pet-coke

ou lançamento de projecto alternativo com capacidade entre 250 e 350MW.

No seu conjunto, os investimentos estimados para assegurar a transformação do subsector eléctrico totalizam cerca

de 13 mil milhões de dólares entre 2009 e 2025 e deverão ser

suficientes para satisfazer as necessidades de procura durante

esse período (Quadro 9).

Alavancas de transformação do subsector:

A transformação do subsector eléctrico enfrenta desafios

muito importantes em termos de recursos financeiros e

humanos, que não podem ser resolvidos de forma célere dentro do actual modelo regulatório e institucional.

O modelo de participação pública e privada do subsector deverá promover a entrada de capital privado e de knowhow de construção e de operação no subsector, sendo que a

celebração de Parcerias Público-Privadas poderá ser considerada em casos específicos, e após ponderação de riscos e

eventuais impedimentos decorrentes da utilização desta

solução (em particular na produção e transporte). É igualmente crítico assegurar que os operadores possuem a escala,

os recursos e o foco que lhes permita fazer face aos novos

desafios de transformação. Adicionalmente, deverá promover-se uma reestruturação das empresas públicas, assegurando um reforço de valências e da eficiência (Quadro 10).

Na produção, os novos investimentos deverão ser

abertos ao capital privado, complementando os

potenciais investimentos públicos, uma vez que

esta é a área da cadeia de valor com maiores

lacunas em capital financeiro e humano, e que

tradicionalmente mais atrai operadores privados.

O operador público incumbente deverá concentrar toda a infra-estrutura de produção existente

actualmente (incluindo o aproveitamento Hidro-

Eléctrico do Capanda) e também deter um papel

determinante em novos investimentos públicos —

em moldes a definir de forma mais detalhada

num momento futuro. Nos investimentos de produção a partir do gás natural advoga-se um

modelo de parceria entre à SONANGOL-E--P,, e

a ENE considerado desejável, dado o acesso privilegiado da primeira empresa a recursos de gás

natural e o seu know how operacional no sector;

No transporte, deverá actuar um operador público

único, focado no desenvolvimento da infra-estrutura de base e que garanta uma visão integrada

do sistema. O operador deverá ainda coincidir

com o operador de mercado e de comprador

único para os geradores privados. (Quadro 11);

Na distribuição e comercialização, propõe-se a centralização de todos os activos de distribuição

existentes — ou pelo menos da sua grande maioria — numa entidade pública única, possibilitando

desta forma maior sinergia operacional, potenciação do escasso talento existente, homogeneização de processos, aprovisionamentos e

tecnologias. Poder-se-á também equacionar, se

se entender necessário à luz da Lei Geral da Electricidade, o estabelecimento de concessões

(Quadros 12 e 13);

O modelo proposto é ainda compatível com a possível

criação futura de uma holding nacional que

agrupe as empresas públicas de produção, transporte e distribuição, em função da aspiração

estratégica que se tenha para o subsector eléctrico. Do ponto de vista estratégico, esta opção

permite o desenvolvimento de um grupo de

relevo a nível nacional e potencialmente a nível

internacional, resultando também num reforço da

capacidade de atrair talento, de desenvolver

capacidades e de captar recursos nos mercados

financeiros. Este modelo corporativo poderia ser

flexível, podendo a prazo permitir a separação da

empresa de transporte da holding, à imagem do

que acontece em outros países (p.ex., REN em

Portugal), dada a importância crítica deste negócio em termos de serviço público;

O novo modelo empresarial acima descrito — que

representa uma alteração significativa do actual

panorama — é um elemento fundamental da nova

Estratégia Energética nacional. A implementação

desta nova estrutura empresarial por si só não é

contudo suficiente para dar resposta aos desafios

enfrentados, sendo também indispensável garantir a eficácia dos novos veículos empresariais. À

eficácia das novas (ou reformuladas) empresas

públicas do sector eléctrico depende em parte da

resolução dos problemas estruturais do sector,

designadamente no que diz respeito ao gap tarifário e à insuficiência de valências técnicas, mas

também de garantir o saneamento dos balanços

destas empresas e a sua adequada capitalização.

Apenas nestas condições estas empresas terão

capacidade de, gradualmente, acederem ao crédito bancário e, dessa forma, reduzirem a sua

dependência do accionista estatal. Esse saneamento financeiro é também essencial para permitir a adopção das práticas de gestão empresarial preconizadas.

O enquadramento regulatório deverá ser revisto para permitir a coexistência de investimentos públicos com atracção

de investimentos privados na construção de nova capacidade

de produção (e eventualmente transporte). Adicionalmente, a

estrutura tarifária a clientes finais deverá ser única em todo

o País, com um objectivo de convergência das tarifas para os

reais custos do sistema, permitindo, a prazo, a sustentabilidade financeira das empresas públicas do sector.

Os recursos financeiros necessários à realização do

plano energético deverão ser disponibilizados

através de um Fundo, financiado por um leque

abrangente de fontes, como por exemplo receitas originárias da produção de petróleo, impostos e taxas de concessão e multas;

Em determinados casos, a detalhar, pode ainda ser

considerada a celebração de Parcerias Público-

-Privadas (PPP) como forma de contornar a

necessidade intensiva de capitais nesta fase de

investimentos e reforço de infra-estruturas, que

permitem ao governo a partilha com investidores privados dos custos e/ou riscos específicos de

cada projecto. Existem vários modelos possíveis,

a seleccionar de acordo com as características do

projecto específico, nomeadamente no que se

refere à responsabilidade pela construção, propriedade das infra-estruturas (Governo ou entidade privada) e duração do período da concessão

(podendo no limite ser indefinido). A adopção de

PPP deverá exigir da parte da entidade pública

responsável, o desenho e monitorização cuidadosos do desempenho de cada uma das PPP, para

assegurar a máxima eficiência e eficácia;

Para garantir uma remuneração atractiva para o sector privado, mas sem comprometer a eficiência

11 4563

de custos por parte do Governo e dos utilizadores

finais, propõe-se o regime de PPA como instrumento privilegiado para o investimento e operação de novas unidades de produção de grande

dimensão (superiores a 1IOMW). Este modelo

permite algum grau de competição, potenciando

dessa forma os níveis de eficiência, mas evita

desregular totalmente o mercado, tornando o

investimento menos arriscado e logo mais atractivo para um investidor privado. Ao operador

público poderá ser dada a opção de participar

como parceiro em investimentos desta natureza;

Para os projectos de menor dimensão, as tarifas feedin deverão ser o instrumento-chave de remuneração da electricidade produzida (capacidade

inferior a IOMW, mas apenas em sistemas isolados para não estimular o aparecimento de unidades de dimensão subóptima no sistema

interligado) e em unidades de co-geração. A instalação destas unidades deverá estar sujeita a

licenciamento, ficando ainda o acesso à rede

sujeito à aprovação da empresa pública operadora do sistema (Quadro 14);

As tarifas ao consumidor final serão idênticas em todo

o território nacional de forma a promover o serviço universal e o desenvolvimento económico

regional, e devendo convergir para o real custo

do sistema de forma a promover a eficiência na

utilização dos recursos. À convergência gradual e

previsível das tarifas com os custos reais do sistema é também essencial para assegurar o objectivo de sustentabilidade financeira das empresas

públicas do sector. A protecção de classes com

menores rendimentos deverá ser garantida por

tarifas sociais, cujo financiamento deverá ser

devidamente regulamentado, com obrigações

claras para todas as partes, designadamente

o Estado e as empresas públicas do sector.

(Quadro 15).

Principais elementos do diagnóstico:

O subsector petrolífero e de gás natural é a principal fonte

de geração de riqueza da economia angolana, representando

quase 60% do PIB em 2008.

Ao contrário do subsector eléctrico, o subsector petrolífero e de gás natural não enfrenta uma situação de crise,

devendo a prioridade ser colocada na concretização de uma

estratégia que maximize a captura de riqueza para Angola e

racionalize os investimentos vultuosos previstos para o subsector.

No upstream de petróleo, Angola possui reservas significativas de crude, embora com uma importância crescente dos

campos em águas profundas (deep e ultradeep waters). O

principal desafio reside em encontrar o equilíbrio adequado

no modelo de concessões que maximize o valor para Angola,

reforçando a posição da SONANGOL como operador de

referência (Quadro 16).

Em finais de 2008, as reservas alcançavam 13.500

milhões de barris (reservas provadas), o que

representa 21 anos de produção, um valor próximo da mediana de 20 anos para os 50 maiores

países produtores;

A produção tem-se deslocado de forma significativa

para os campos de águas profundas (de 31% da

produção total em 2003 para 71% em 2007), o

que acarreta desafios tecnológicos e operacionais

significativos, e se traduz em elevados montantes

de investimentos e de custos de produção;

A SONANGOL apresenta uma experiência limitada

na operação em águas profundas, sendo fundamental a sua capacitação nesta área para assegurar o reforço da sua posição como operador

nacional de referência no subsector petrolífero;

No upstream de gás natural, Angola apresenta um elevado potencial exportador face ao volume do gás

potencialmente existente. O principal entrave

para a evolução do subsector é a insuficiência do

regime legal actual para estimular os investimentos (Quadro 17);

Angola tem um elevado potencial de produção de gás

natural, com reservas provadas de 270 mil

milhões de m3 (cerca de 40 anos de produção do

Angola LNG), apontando algumas estimativas

para recursos superiores a 1.200 mil milhões de

m3. A verificarem-se estes valores, Angola disporia deste recurso em quantidade bastante

superior ao potencial de consumo nacional,

devendo por isso a exploração de gás natural

focar-se prioritariamente nos mercados de exportação;

Os investimentos têm sido limitados, especialmente

nos blocos de gás não associado, resultando num

número reduzido de novas descobertas. O principal investimento concentra-se no transporte e

processamento de gás associado no projecto

Angola LNG;

O principal entrave ao investimento no subsector

encontra-se nas lacunas existentes no enquadramento legal, sendo prioritário estabelecer um

modelo de concessão específico para o gás natural, bem como definir o enquadramento legal

para as actividades de transporte e de processamento.

Na refinação de derivados de petróleo, Angola possui

uma capacidade de produção deficitária e ineficiente que

resulta em importações elevadas de produtos essenciais como

a gasolina ou o gasóleo e gera prejuízos avultados. Os projectos previstos para Luanda e Lobito apresentam um elevado potencial económico e estratégico, que deverá ser

reforçado através da optimização dos montantes previstos de

investimento (Quadro 18).

A capacidade de refinação de Angola é actualmente

composta por duas unidades de reduzida complexidade e dimensão — a Refinaria de Luanda e

a unidade móvel do Sanha — que são insuficientes para fazer face às necessidades de consumo

do País, traduzindo-se em importações anuais de

cerca de 1.000 milhões de dólares de produtos

refinados;

A Refinaria de Luanda apresenta um forte desafio

de rentabilidade, com perdas de cerca de 100

milhões de dólares por ano (excluindo os subsídios), em virtude da reduzida complexidade que

não lhe permite extrair o máximo valor dos crudes processados;

Existe um elevado potencial de criação de valor associado à optimização integrada dos projectos do

Lobito e de Luanda, com um importante impacto

ao nível da segurança de abastecimento e da

autonomia energética. À sua implementação nos

prazos previstos e com elevada eficiência na execução do investimento (total de cerca de 6 a 8 mil

milhões de dólares na Refinaria do Lobito, e um

valor superior a 2 mil milhões de dólares previsto

na Refinaria de Luanda) assume-se como fundamental para o robustecimento da capacidade

refinadora;

Na logística de produtos derivados, e em virtude do

legado histórico e do forte crescimento da procura, existem lacunas significativas ao longo de

toda a cadeia de valor. Os investimentos previstos introduzem melhorias significativas face à

situação actual, apresentando, no entanto, um

significativo potencial de racionalização (Quadro 19):

Existe um desequilíbrio significativo na distribuição

de capacidade de armazenagem, com excesso de

capacidade no Litoral e carência no Interior, existindo igualmente lacunas de capacidade em

diversos produtos:

O sistema de distribuição é ineficiente, apresentando

uma utilização excessiva de camiões-tanque, a

par de uma elevada inoperacionalidade dos activos, contribuindo para as frequentes rupturas de

stock a jusante, no retalho, com consequente

degradação do serviço aos clientes;

Os investimentos previstos para a reserva operacional

conduzirão a uma melhoria das condições de

armazenagem, mas poderão ser optimizados por

eliminação de redundâncias e por coordenação

com os investimentos previstos pela Refinação e

pela Distribuição;

Os investimentos previstos para as reservas estratégicas apresentam um potencial de poupança superior a 2 mil milhões de dólares até 2025. Os

objectivos de armazenagem foram definidos por

forma a garantir 90 dias de consumo quando,

tomando por referência os indicadores da International Energy Agency, os objectivos devem ser

definidos face às necessidades de importações

líquidas. Dado que Angola deverá ser exportador

líquido de derivados a partir de 2015, o montante

global de investimentos para reservas estratégicas poderá ser racionalizado. Adicionalmente,

os investimentos em reserva operacional deverão

ter em consideração o potencial de reconversão

da reserva estratégica a partir de 2015;

Deverão ser analisadas as alternativas de transporte

mais adequadas face às evoluções esperadas de

consumo, designadamente a construção de um

pipeline entre a futura Refinaria do Lobito e os

parques de armazenagem de Luanda, que se afigura preliminarmente atractiva face ao fluxo previsto de produtos refinados para alimentar as

necessidades de consumo de Luanda e do Norte

de Angola não supridas pela refinaria de Luanda.

11 4565

Na distribuição de produtos derivados, existem lacunas

significativas na infra-estrutura de comercialização (em particular em Luanda), a que o plano de investimentos previsto

dá uma resposta parcial. Adicionalmente, os elevados subsídios a par de margens reduzidas limitam os incentivos à

expansão de postos, e estimulam um excesso de procura e a

existência de um mercado informal significativo (Quadro 20).

A rede de Retalho é insuficiente para responder à procura actual (cerca de 133 ilhas por cada 100.000

automóveis vs benchmarks internacionais de

aproximadamente 300), sobretudo nas zonas

urbanas, em particular em Luanda (cerca de

105 ilhas por cada 100.000 automóveis);

Os investimentos previstos no Plano de Desenvolvimento da Rede da SONANGOL não são suficientes para fazer face ao aumento da procura

(objectivo de 229 ilhas por 100.000 automóveis

em 2015 vs benchmark de aproximadamente

com excesso de postos no Norte e fortes lacunas

em Luanda):

Os subsídios aos combustíveis são substanciais,

resultando no excesso de procura e num encargo

anual total de cerca 1,8 mil milhões de dólares

para o Governo (cerca de 5% do OGE). Adicionalmente, a venda de combustíveis a um preço

inferior ao seu real valor de mercado estimula um

significativo mercado informal, onde o preço é

habitualmente três a dez vezes superior ao valor

oficial em bomba.

Na produção e distribuição de GPL, o consumo tem

vindo a crescer fruto do reforço das infra-estruturas de

armazenagem e distribuição, existindo ainda assim um significativo potencial de crescimento tendo em vista reduzir o

consumo da biomassa.

O GPL é um produto altamente disponível uma vez

que Angola é (e continuará a ser) um forte

exportador líquido, e existem as infra-estruturas

de armazenagem e enchimento de garrafas para

fazer face à procura existente;

Apesar de o GPL estar a substituir o carvão vegetal

nas áreas urbanas e peri-urbanas a penetração é

ainda reduzida (consumo de 10Kkg per capita por

ano vs 27kg no Brasil), em virtude de insuficiências na cadeia de distribuição que se traduzem

em rupturas de stock frequentes nos pontos de

revenda, e em virtude dos elevados custos

relativos da caução e do fogão face aos rendimentos da maior parte da população angolana.

Prioridades de actuação:

O objectivo estratégico para o subsector petrolífero e de

gás natural deverá ser o de assegurar, de forma sustentada, o

papel de motor fundamental do desenvolvimento da economia angolana. Face ao diagnóstico apresentado, este objectivo estratégico implica duas linhas claras de actuação: em

primeiro lugar, maximizar a captura de riqueza para Angola

(aumentando a participação nacional na criação de riqueza

ao longo da cadeia de valor), e, em segundo lugar, racionalizar os vastos investimentos previstos para o subsector.

Neste sentido, e para operacionalizar os objectivos estratégicos, recomenda-se o desenvolvimento de políticas concretas obedecendo a seis linhas de actuação estratégica.

reforço do papel da SONANGOL como operador (crude e

gás natural), em particular através de:

ultra deep water);

GOL, lançando-se uma reflexão sobre o estabelecimento de um período para a transição da

gestão das concessões para uma outra entidade:

extracção do crude que maximize a riqueza

criada para o País e potencie o seu desenvolvimento.

recursos, e aumentar o enfoque das políticas de apoio ao programa de investimentos em exploração.

Refinaria de Luanda, assegurando a viabilidade económica

dos investimentos e o cumprimento dos prazos previstos.

de armazenagem e logística através de (Quadros 21 e 22):

reservas estratégicas, considerando a reconversão parcial das capacidades constituídas até 2015

em capacidades operacionais:

de armazenagem das Refinarias de Lobito e de

Luanda e da Sonangol Logística;

os volumes de consumo previstos após entrada

em funcionamento da Refinaria do Lobito (por

exemplo, pipeline Lobito-Luanda, caminho-de-

-ferro Namibe-Lubango), tendo em consideração

o potencial de exportação para outros países

(Zâmbia e para a R.D. do Congo).

de postos de abastecimento, e aumentar a eficiência do subsector, designadamente através de quatro linhas de actuação

(Quadro 23):

de construção de postos da SONANGOL;

atrair novos operadores privados para reforçar a

capacidade de construção;

dos combustíveis no Retalho.

plano operacional para a massificação do GPL, aproveitando

os recursos endógenos e promovendo a redução do consumo

de biomassa através de três linhas de actuação (Quadro 24):

incrementar o número de distribuidores e de pontos de venda, aumentar a fiabilidade da rede de

distribuição, assegurar o acréscimo do stock de

garrafas em circulação), e a promoção da infra-

-estrutura de gás canalizado em novas urbanizações:;

GPL, considerando a alteração do perfil de subsídios (reforçando o subsídio à caução por contraposição da redução do subsídio ao consumo),

e reduzindo a dimensão das garrafas comercializadas;

GPL face ao carvão vegetal (nas zonas peri-urbanas).

A prossecução destas prioridades de actuação permitirá

aumentar a eficiência na utilização dos recursos e consolidar

a segurança energética nos combustíveis, em particular, face

à existência de recursos petrolíferos endógenos e face à criação de uma futura capacidade de refinação exportadora.

Neste contexto, e apesar de não serem necessárias fontes

alternativas de combustível numa perspectiva de segurança

de abastecimento, a exploração de biocombustíveis pode assumir-se como uma oportunidade a considerar, quer numa

perspectiva de exportação, quer numa perspectiva de consumo interno complementar. Para garantir a efectiva competitividade dos biocombustíveis, é essencial assegurar um

rendimento agrícola ao nível dos melhores do mundo.

Estas linhas de actuação deverão ser vertidas em políticas

concretas por forma a assegurar a optimização dos investimentos previstos para o subsector petrolífero e de gás natural que totalizam, à partida, valores de 12 a 15 mil milhões de

dólares até 2015 (Quadro 25).

Alavancas de transformação do subsector:

A consecução dos objectivos definidos exige alterações

ao actual modelo empresarial ao longo da cadeia de valor,

bem como ao modelo regulatório do subsector petrolífero e

de gás natural, designadamente face ao objectivo expresso

de liberalização de elementos da cadeia de valor do subsector e face a lacunas organizativas e no quadro regulamentar

(por exemplo, inexistência de um órgão regulador para o subsector petrolífero, e de enquadramento regulamentar para o

subsector de gás natural).

O modelo empresarial do subsector petrolífero deverá

sofrer alterações ao longo de toda a cadeia de valor (entretanto já aprovadas no modelo de liberalização para o subsector dos combustíveis) (Quadro 26).

A operação do upstream manter-se-á aberta a operadores

privados e à Sonangol P&P, com a gestão das concessões sob

a responsabilidade da Sonangol Concessionária;

O mercado de refinação ficará aberto a novos operadores, estabelecendo-se um regime temporário de

refinador em regime especial para a Refinaria de

Luanda (assegurando-se o escoamento de produto a preços regulados), e ficando as restantes

refinarias a funcionar tendencialmente em import

parity. É crítico assegurar que os futuros preços

ex-refinaria praticados para o mercado interno

sejam efectivamente de import parity:;

O mercado de logística ficará sob a responsabilidade

de um operador de logística único (a Sonangol

Logística) que deverá assegurar preços e níveis

de serviço idênticos a todos os operadores de distribuição. É crítico assegurar (através de supervisão do regulador) que os níveis de serviço

praticados sejam de elevada qualidade e não discriminem entre operadores da distribuição;

11 4567

O mercado de distribuição será liberalizado, permitindo-se a entrada de novos operadores para

reforçar a capacidade de cobertura do território

nacional. À implementação de postos em zonas

remotas será assegurada pelo distribuidor de

último recurso. O modelo empresarial do subsector de gás natural de verá adoptar no upstream

um modelo semelhante ao do subsector petrolífero. No downstream, e face à reduzida procura

interna de gás natural (centrada em grandes unidades industriais), o modelo deverá ser estabilizado no futuro face ao interesse demonstrado

pelos operadores (Quadro 27);

A operação do upstream será aberta a operadores privados, com a gestão das concessões sob a responsabilidade da Sonangol Concessionária. À

actividade de prospecção e exploração será responsabilidade da Sonangol P&P e da Sonagás,

sendo o desenvolvimento e produção de gás da

responsabilidade da Sonagás;

O transporte primário e o processamento de gás não

associado deverão ser da responsabilidade do

operador de cada uma das concessões (e, nessa

medida, abertos a operadores privados e à Sonagás): quanto ao gás associado deverá ser da responsabilidade do proprietário do gás;

A distribuição e comercialização deverão estar abertas

à Sonagás e a operadores privados, destinando-

-se a venda, essencialmente, à grande indústria e

à produção energética.

O modelo regulatório do subsector petrolífero sofre alterações na estrutura de preços ao longo de toda a cadeia de

valor (entretanto já aprovadas no modelo de liberalização

para o subsector dos combustíveis).

Será estabelecido um preço máximo no Retalho, idêntico em todo o País. De igual modo, será definido

um preço único idêntico à saída de cada parque

de armazenagem de logística. Assim, ficará

garantida uma margem máxima para os operadores de Retalho. É crítico eliminar a incerteza existente quanto à fórmula e montante concreto da

margem de comercialização por forma a incentivar o lançamento de investimentos privados no

Retalho;

O Governo subsidiará o operador de logística por

forma a compensar os custos diferenciados de

aprovisionamento e transporte em diferentes

áreas do País (e que não são compensadas por

preços diferenciados);

Poderão existir mecanismos de subsidiação dos operadores de Retalho para assegurar a abertura de

postos em zonas de volume reduzido.

O conjunto de recomendações estratégicas foi delineado

para permitir o aproveitamento dos recursos endógenos da

economia Angolana, assegurando a convergência entre os

princípios de garantia de segurança energética, utilização das

tecnologias mais eficientes e promoção de desenvolvimento

económico e ambiental sustentável.

A promoção de uma estratégia energética com uma forte

ênfase na sustentabilidade ambiental é evidenciada por um

conjunto de propostas fundamentais:

Redução do consumo de biomassa através da massificação do GPL: a aposta no GPL, uma tecnologia relativamente «limpa», para substituição

progressiva da biomassa como recurso energético base da economia Angolana permitirá reduzir o peso da biomassa na matriz energética

Angolana de 64% para 35% até 2025, protegendo

a floresta e savana angolanas (que têm um papel

fundamental na preservação da biodiversidade e

na absorção das emissões de CO, para a atmosfera):

Racionalização do consumo através do alinhamento

das tarifas e preços com os custos de produção:

a proposta de eliminação progressiva dos actuais

níveis de subsidiação, tanto no subsector eléctrico como no subsector petrolífero (downstream), conduzida pelo IRSE, conduz à

aproximação das tarifas e preços aos seus reais

custos de produção, racionalizando o consumo

de energia eléctrica e de derivados de petróleo;

Definição de um mix de produção eléctrica com uma

reduzida «pegada de CO7»: o desenvolvimento

de um parque de produção eléctrica assente fundamentalmente em infra-estruturas hídricas e

centrais a gás natural, complementadas por sistemas descentralizados de mini-geração térmica,

hídrica e solar por substituição da actual matriz

de geração eléctrica fortemente dependente de

geradores a diesel, permite a Angola transformarse num dos países com a matriz de geração eléctrica menos poluente a nível mundial,

apresentando um reduzido número de emissões

de CO, por MWh de electricidade produzido;

Aproveitamento complementar de tecnologias renováveis: o potencial desenvolvimento de soluções

energéticas alternativas (como os biocombustíveis ou a geração eléctrica com base em resíduos

sólidos urbanos) sempre que a sua competitividade em custos esteja assegurada, permite o

aproveitamento eficiente dos recursos internos,

p.ex., através do desenvolvimento do sector agrícola ou da melhoria das condições de salubridade

nos grandes centros urbanos (pela existência de

melhores infra-estruturas de recolha de resíduos).

Angola deverá tirar partido de outras oportunidades que

possam decorrer de esforços globais de redução de emissões

de gases de estufa, como por exemplo, a realização de investimentos que possam resultar na atribuição de CDMs

(Clean Development Mechanisms19).

O conjunto de recomendações acima apresentado incorpora de forma holística a dimensão de sustentabilidade

ambiental, permitindo que Angola apresente todas as condições para, no futuro, se afirmar como uma potência líder e

pioneira em termos de sustentabilidade ambiental entre os

países em desenvolvimento.

Energético Angolano.

Para responder de forma efectiva aos desafios de desenvolvimento de capacidades e infra-estruturas, mas também

para acomodar as alterações que se perspectivam no funcionamento do sector energético ao longo da cadeia de valor

(como, por exemplo, a maior participação de privados), é

importante rever o enquadramento institucional do sector,

particularmente a dois níveis:

Um primeiro, de robustecimento das funções de regulação, com clarificação de funções e desenvolvimento de competências;

Um segundo, de reforço da supervisão sobre os planos

de desenvolvimento do sector e da coordenação

entres estratégias dos subsectores, que poderá

passar pela criação de um órgão a nível interministerial.

Quanto ao robustecimento das funções de tutela e de

regulação, a recomendação é clarificar as funções regulatórias, definir as fronteiras de responsabilidade e actuação e

reforçar as valências técnicas nos dois subsectores.

No subsector eléctrico recomenda-se o reforço das competências da entidade reguladora (IRSE), clarificando as

fronteiras de responsabilidade com o Ministério da Energia e

Águas e com os operadores de mercado (em particular com

o operador do sistema e o comprador único, a assegurar pela

entidade responsável pelo transporte) (Quadro 28).

A definição da estratégia eléctrica e a planificação do

sistema deverão ficar a cargo da Comissão do

Sector Produtivo, em estreita articulação com o

Ministério da Energia e Águas. As empresas do

subsector deverão realizar o planeamento dos

investimentos, para posterior coordenação e

validação pela Comissão e o Ministério da Energia e Águas:

A responsabilidade pelo licenciamento da operação

dos equipamentos (de produção, de rede de transporte e de distribuição) e pelo licenciamento e a

fiscalização das obras de construção de novos

activos de produção deverá ser do Ministério da

Energia e Águas;

A abertura de concursos para construção e/ou operação de novos activos deverá ser da exclusiva responsabilidade do Ministério da Energia e Águas,

excepto na construção dos activos de produção,

em que Ministério e operador do sistema (que

funcionará como Comprador Único da energia

gerada) deverão actuar em conjunto:

A proposta de definição de tarifas e de preços será da

responsabilidade do IRSE (que deverá consultar

o operador do sistema sobre as tarifas na geração), sendo esta posteriormente validada pelo

Ministério das Finanças e pelo Gabinete de preços e concorrência do Ministério da Economia.

O IRSE deverá ficar responsável pela supervisão

da aplicação das tarifas e preços definidos;

A revisão de contratos de geração bilaterais entre operadores e grandes consumidores, e o estabelecimento e controlo de níveis de serviço dos

distribuidores ao cliente final serão também responsabilidade do IRSE;

A definição das normas de funcionamento e dos standards de qualidade (e respectivo controlo de

cumprimento) serão da responsabilidade do

IRSE (no transporte e distribuição) e do Comprador Único na produção.

No subsector petrolífero e de gás natural recomenda-se a

clarificação das actividades de regulação (em particular no

downstream), através da criação de uma entidade que agregue as funções regulatórias, resultando na seguinte divisão

de responsabilidades para o subsector (Quadro 29):

11 4569

A definição da estratégia no subsector deverá ficar a

cargo do Ministério dos Petróleos, em coordenação com o CSP. As empresas do subsector realizarão o planeamento dos investimentos, para

posterior coordenação e validação pelo Ministério dos Petróleos;

A responsabilidade pelo concessionamento e gestão

das concessões no upstream deverá permanecer

da responsabilidade da Sonangol Concessioná-

Tia;

A responsabilidade pelo licenciamento das operações

no downstream (refinação e distribuição) deverá

ser do Ministério dos Petróleos:

A definição de tarifas e de preços ao longo de toda a

cadeia de valor será da responsabilidade política

do Governo após proposta técnica da unidade

com funções regulatórias (que ficará responsável

pela supervisão da aplicação das tarifas e preços

definidos):

A definição das normas de funcionamento e dos standards de qualidade (e respectivo controlo de

cumprimento) serão da responsabilidade da unidade com funções regulatórias (na refinação

logística e distribuição) e da Sonangol Concessionária (na exploração e produção)”.

Em ambos os subsectores existe uma necessidade de significativo reforço de valências no sentido de assegurar o cumprimento das funções regulatórias na íntegra, devendo a

contratação e a formação de quadros técnicos nestas áreas

constituir uma prioridade estratégica.

O modelo institucional deverá ser integrado num órgão

abrangendo vários domínios — a já existente Comissão do

Sector Produtivo (CSP) — que assegure o acompanhamento

da execução das medidas propostas, coordene as estratégias

e o planeamento e preste assessoria ao mais alto nível ao

Governo em temas de estratégia e política energética. (Quadro 30).

As novas funções da Comissão do Sector Produtivo

incluiriam a supervisão e monitorização da implementação

da estratégia definida para o sector energético (por exemplo,

supervisão da implementação do PESE), de coordenação de

estratégias e de planeamento (garantindo a compatibilidade

dos vários planos de cada subsector), de aconselhamento do

Chefe do Executivo em matérias de política energética, de

elaboração de propostas (sobre enquadramento regulatório e

legal do sector), e de apoio na definição do plano estratégico

integrado de longo prazo para todo o sector energético.

O Grupo Técnico de do Sector Produtivo será responsável por prestar apoio técnico à Comissão do Sector Produtivo. Este grupo deverá ver reforçadas as suas capacidades

com profissionais de reconhecida capacidade técnica, sobretudo em valências de Logística e Operações, Tecnologia,

Finanças e Jurídica.

O reforço do poder regulatório e a constituição de um

órgão supraministerial com poder de supervisão e intervenção no sector energético são factores críticos para alcançar

os objectivos delineados para o sector, e, consequentemente,

para a consecução do desafio de desenvolvimento de Angola.

O foco das novas funções do CSP poderá dirigir-se à globalidade da política e estratégia energética para Angola ou

centrar-se nas prioridades do Subsector Eléctrico. (Quadro 31).

Face ao maior desenvolvimento do sector petrolífero em

Angola, recomenda-se o foco no subsector eléctrico, permitindo:

Maior especialização e concentração dos recursos nas

valências necessárias à execução dos desafios do

Sector Eléctrico;

Foco do âmbito de actuação e nos objectivos a atingir, reduzindo o risco de dispersão em questões

de âmbito menos urgente no contexto actua de

Angola;

Clarificação das capacidades necessárias dos recursos da CSP a integrar as futuras equipas de Apoio

Técnico, concentrando as valências no Sector

Eléctrico.

Este capítulo apresenta uma síntese das prioridades de

actuação para o subsector eléctrico e para o subsector petrolífero e de gás natural.

Prioridades de actuação para o subsector eléctrico (Quadros 32 e 33)

Finalizar estrutura subsectorial de acompanhamento do

PESE e iniciar o seu processo de monitorização regular da

evolução (Ministérios da Energia e Águas e do Planeamento).

investimentos e iniciar o seu processo de monitorização

regular da evolução;

das energias do futuro (CCGT e hídricas) e projectos de

transporte e distribuição;

modelo empresarial e organizativo alvo, bem como reforçar

capacidades internas através do recrutamento e formação de

talento:

IRSE (reforço de funções e de valências) e iniciar a revisão

do quadro regulatório para a evolução do subsector;

e respectivo enquadramento regulatório;

redução da subsidiação de tarifas ao cliente final e a uniformização de preços em todo o país;

agentes do subsector que assegure a sustentabilidade económico-financeira ao longo da cadeia de valor.

Prioridades de actuação para o subsector petrolífero

e de gás natural (Quadros 34 a 36):

plano para o upgrade das capacidades de gestão e integração

de projectos em águas profundas da Sonangol (Ministério dos

Petróleos e Sonangol);

transição para a evolução do regime regulatório das concessões no upstream (Ministérios dos Petróleos e das Finanças,

e Sonangol);

e da Economia, e Sonangol);

natural (Ministério dos Petróleos):

refinação, desenvolvendo uma perspectiva integrada dos

investimentos previstos e assegurando optimização do

investimento e cumprimento de prazos (Sonangol);

pipelines e caminhos-de-ferro (Sonangol):

assente na racionalização das necessidades de reservas

estratégicas (Ministério dos Petróleos e Sonangol);

legislativo e regulatório com base nas orientações já definidas (Ministério dos Petróleos):

das Finanças, da Economia e dos Petróleos);

valências no subsector (Ministério dos Petróleos):

para acelerar o licenciamento e abertura de postos de abastecimento de combustíveis (Ministério dos Petróleos):

investidores no Retalho os objectivos de abertura de postos

Vis-à-vis as necessidades efectivas (Ministério dos Petróleos

e Sonangol);

incluindo a definição de planos de reforço da rede de distribuição e alterações possíveis ao perfil de subsidiação

(Sonangol e Ministério dos Petróleos).

Adicionalmente, é fundamental a integração rápida do

programa nas funções do CSP que, no âmbito das suas funções, realizaria o acompanhamento da implementação das

medidas acima propostas.

GLOSSÁRIO

CCGT: Combined cycle gas turbine, centrais de ciclo

combinado a gás natural.

CDM: Clean development mechanism, acordos no âmbito

do Protocolo de Quioto que permitem aos países desenvol-

11 4571

vidos com metas de emissão de CO» o investimento em pro-

Jectos de redução de emissões em países em desenvolvimento

como alternativa a projectos de redução de emissões mais

caros nos próprios países (actualmente em revisão).

Downstream: Engloba todas as actividades da cadeia de

valor de oil & gás a jusante da exploração e produção (refinação, transporte, distribuição e comercialização).

GPL: Gás Petrolífero Liquefeito.

IRSE: Instituto Regulador do Sector Eléctrico.

Kbpd: milhares de barris por dia.

MW: Megawatt, medida de capacidade instalada para

produção de energia eléctrica.

1 megawatt (MW) = 10º watts

1 kilowatt (KW) = 10º watts

| gigawatt (GW) = 10º watts

1 terawatt (TW) = 101º? watts

MWh: Megawatt/hora, medida de energia eléctrica produzida e que corresponde à quantidade de energia utilizada

para alimentar uma carga com potência de um megawatt

durante o período de uma hora.

Pet-Coke: resíduo resultante do processo de refinação

que pode ser utilizado como combustível para geração de

enérgia eléctrica.

PPA: Power Purchase Agreement, estabelece um contrato entre o operador do sistema (comprador único) e o

investidor privado em que se garante uma remuneração do

investimento através da compra da totalidade energia produzida.

Tarifas feed-in: Estrutura de incentivos à geração que

implica o pagamento de um preço estabelecido pelo Governo,

tipicamente com incentivos e garantia de compra associada.

Upstream: Engloba as actividades da cadeia de valor de

oil&gás a montante da refinação (prospecção, exploração,

desenvolvimento, produção e transporte).

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