Conselho Consultivo MINEA

Apresentação em tema: "Conselho Consultivo MINEA"— Transcrição da apresentação:

1 Conselho Consultivo MINEA
ANGOLA ENERGIA 2025 Atlas das Energias Renováveis e Visão para o Sector Eléctrico Exmo. Sr. Ministro, Exmos. Srs. Secretários de Estado, Exmo. Representante do Governador de Malange (?), Meus senhores e minhas senhoras A Vigworld em consórcio com a Gesto Energia tem vindo a desenvolver o projecto Angola Energia 2025, projecto esse que se aproxima da sua fase final. Hoje teremos a última de um conjunto de 5 sessões de reflexão em que apresentaremos uma antevisão do sistema em A visão que apresentarei hoje integra o contributo do MINEA ao longo das 4 últimas sessões de reflexão que tivemos, mas é ainda uma versão preliminar, em progresso, aberta aos vossos contributos. APRESENTAÇÃO PRELIMINAR DA VISÃO Conselho Consultivo MINEA AN.2014.A.014.0 Malanje, Agosto de 2014

2 ENQUADRAMENTO Sistema eléctrico 2025 IMPACTO E POLITICA ENERGÉTICA
Entrando na apresentação… Farei um breve enquadramento do projecto, apresentarei a visão do sistema eléctrico em 2025 e finalmente o seu impacto em termos dos 3 eixos da política energética: a competitividade, a segurança e a sustentabilidade. Começando então pelo enquadramento…

3 Objectivos Angola Energia 2025
ANGOLA ENERGIA 2025: ENFOQUE NO HORIZONTE Ano Base 2012/2013 2017 2025 ANGOLA ENERGIA 2025 Plano de Acção O projecto Angola Energia 2025 concentra-se essencialmente no período pós Plano de Acção 2017 e tem 4 grandes objectivos: LER OS 4 OBJECTIVOS DO SLIDE. No fundo, queremos preparar o futuro para não irmos sempre a reboque, à mercê dos acontecimentos, a resolver problemas, a apagar fogos. “Têm de ser vocês a guiar o carro” (opcional/piada tua). Queremos, com o projecto Angola Energia 2025, ajudar-vos a construir um caminho sólido que torne este sector num factor de desenvolvimento para o país. Objectivos Angola Energia 2025 Alinhar sector com Plano Nacional de Desenvolvimento e Angola 2025 Preparar investimentos e medidas de longo prazo Identificar e potenciar os recursos endógenos de Angola Actualizar e detalhar Plano de Segurança Energética

4 ENQUADRAMENTO SISTEMA ELÉCTRICO 2025 PROCURA E DISTRIBUIÇÃO PRODUÇÃO TRANSPORTE E INTERLIGAÇÕES
Olhando agora para o Sistema Eléctrico em 2025: para a procura e distribuição, para a produção e para o transporte e interligações…

5 Procura e Distribuição
PROCURA CRESCERÁ ATÉ 7,2 GW EM 2025 Procura e Distribuição Evolução da ponta máxima anual do sistema GW Principais factores de crescimento do consumo 8,8 GW Electrificação Taxa de electrificação cresce de 33% para 60% do consumo 8,0 GW 7,2 GW +13%/ano Possíveis incrementos com soluções previstas +16%/ano 3,9 GW Industrialização Peso da indústria cresce de 8% para 25% do consumo 2,7 GW 1,4 GW Uma certeza todos temos… o consumo vai continuar a crescer. O crescimento que aqui vêm até 2025 é muito ambicioso: 7,2 GW em 2025… 5 x o que é hoje… 16% de crescimento todos os anos até 2017 e 13% todos os anos a partir daí. A possibilidade adicional de um grande projecto de exportação para a região, em corrente contínua, ou de uma grande refinaria de alumínio em Benguela… Angola passará de 450kWh por habitante para 1450 kWh. É ambicioso, sem dúvida… mas acreditamos que é realista devido ao impacto de 2 grandes factores: o ambicioso programa de electrificação do país que pretende levar a percentagem de cidadãos electrificados de 33% até 60% - 60% não dos cidadãos de hoje, mas dos de Em 2025 seremos 27 milhões. Por outro lado o programa de industrialização do país prevendo-se que a indústria passe de 8% do consumo para 25% do consumo desses 27 milhões ou dos 60% que terão acesso à energia eléctrica. Antes de passar ao próximo slide gostaria de vos chamar à atenção para a mudança do “mapa” (ou distribuição geográfica) do sector. O sistema norte hoje em dia representa 80% do consumo. Muito está concentrado em Luanda. Só é possível atingir 60% de electrificação do país saindo de Luanda. Em 2025 o sistema norte terá uma carga de 4,4 GW mas representará já só 60% do total. Vejam no slide seguinte o mapa dos locais electrificados em 2025 (PASSAR PARA O SLIDE SEGUINTE) Energia total1 8,6 TWh 15,5 TWh 22,0 TWh 39,3 TWh 44,0 TWh 49,6 TWh kWh per capita 450 720 940 1450 Nota: Procura reflecte já factor de eficiência energética de 1%/ano na evolução do consumo per capita electrificado. Fonte: Análise Gesto – Cenário intermédio

6 ELECTRIFICAÇÃO ATÉ 2025 COM ENFOQUE NAS SEDES DE PROVINCIA E SEDES DE MUNICIPIO
Procura e Distribuição Electrificação Quatro modelos de electrificação: Capital de Província Rede Nacional Distribuição Sede de Município Outras localidades Rede Nacional de Distribuição abrange Capitais de Provincia, suas áreas de influência e grandes indústrias Grandes Consumidores Concessões de Distribuição Rural Sedes de Município e outros locais mediante concessões ligadas à RNT ou redes interligadas Estão aqui 237 locais, 123 grandes clientes industriais (“os triângulos”) e 500 “aldeias solares” (os pontos muito pequeninos amarelos que mal se vêm) que passarão a ter, de uma maneira ou de outra, acesso a serviços de energia em 2025. Dos 237 locais, 193 (os verdes claros e os verdes escuros) serão abastecidos através da rede interligada e das redes dos países vizinhos. A Empresa Nacional de Distribuição (os locais verdes escuros) actuará nas sedes de Provincia e nas suas áreas urbanas de influência abrangendo apenas 74 locais e as 123 indústrias. Os verdes claros, 119 locais, são na sua maioria sedes de município e farão parte do que chamamos de “electrificação rural”. O futuro Instituto Nacional de Electrificação Rural, o INEL, em articulação com os Governos Provinciais atribuirá concessões de distribuição rural. Os concessionários comprarão energia directamente à RNT a preços reduzidos e assegurarão a cobrança, a manutenção das infra-estruturas de distribuição, bem como o seu crescimento. Os concessionários de distribuição rural terão o mesmo papel que a ENDE terá nas capitais de provincia. Depois, ainda na área de actuação do INEL, temos os sistemas isolados ou “off-grid” onde entidades concessionárias terão não só a responsabilidade de distribuir, mas também de produzir energia eléctrica. Estes 44 locais abastecidos por sistemas isolados diferenciam-se aqui pela fonte de produção: 16 sedes de município serão abastecidas por mini-hídricas (os azuis…MOSTRAR EXEMPLO DE LEUA); 27 sedes de município serão abastecidas por sistemas assentes em motores a gasóleo com algum solar de apoio (os cinzentos, MOSTRAR EXEMPLO DE CUITO CANAVALE QUE JÁ ESTÁ EM MARCHA) e 1 sede de município, pela sua distância e dimensão, será 100% solar: Rivungo. Amarela. Finalmente, temos as 500 “aldeias solares”, sistemas 100% solares com 20 a 40 kW que electrificarão todas as comunas fora de rede e outras povoações principais. Numa primeira imagem pode parecer que a ENDE fica diminuída, mas não se enganem… (PASSAR DE SLIDE) Sistemas isolados INEL - Instituto Nacional de Electrificação Rural ENDE Sistemas fora de rede para electrificar Sedes de Município Concessões de Distribuição Sistemas isolados Mini Hídricas “Aldeias Solares” Sistemas isolados Diesel Sistemas isolados Solar Aldeias solares nas sedes de comuna fora de rede e maiores povoações Fonte: Análise Gesto

7 Procura e Distribuição # de locais abastecidos Taxa de electrificação
CAPITAIS DE PROVINCIA REPRESENTARÃO 80% DOS CLIENTES ATENDIDOS Procura e Distribuição Electrificação Número de clientes atendidos (Milhões Clientes) Evolução e distribuição dos Clientes atendidos 3,3M 2,9M 91% 80% 1,6M 91% 0,98M x% Neste slide vemos o número total de clientes em cada um dos 4 modelos de electrificação que vimos no slide anterior, em 2025 (Apontar para o lado direito do slide) Em 2025 o sistema terá 3,3 milhões de clientes ligados. A ENDE terá 2,9 milhões de clientes, abastecendo 54% da população, 90% dos quais situados em capitais de provincia. As concessões de distribuição rurais apesar de abastecerem 119 locais vão alimentar apenas 250 mil clientes (mesmo assim mais de 1 milhão de pessoas). Os sistemas isolados clientes e as aldeias clientes. Reparem que os clientes estarão quase todos rurais de maior dimensão e a distribuição de equipamentos renováveis (lanternas, …) nas zonas mais dispersas. 89% Peso relativo das Capitais de Província 0,25M 0,06M 0,01M # de locais abastecidos -- -- 860 74 +123 indústrias 119 44 500 a Taxa de electrificação 33% 43% 60,0% 54,0% 4,7% 1,1% 0,2% Fonte: Análise Gesto

8 REDE ELÉCTRICA APOIARÁ OS CLUSTERS E MEGA CLUSTERS DA ESTRATÉGIA ANGOLA 2025 E DO PND 2013-2017
Procura e Distribuição Industria- lização Projectos estruturantes electrificados Clusters e Megaclusters Angola 2025 e PND Grandes Projectos (MW) Pontos de Interesse Alimentação, agro-indústria e floresta Habitação e construção 127MW 95MW Transportes e Logística Recursos minerais 57MW 304MW Petróleo e Gás Natural* Turismo e lazer 39MW 11MW Como vimos, o crescimento do consumo deve-se não só à electrificação do país, mas também à sua industrialização. Foram identificados projectos que perfazem1134 MW, em linha com os 25% referidos inicialmente. Neste slide vemos todos os 1134 MW de projectos estruturantes do PND e outros que nos foram comunicados pelos vários Ministérios com mais de 2 MW de carga. As minas de diamantes no leste, as minas de ferro, cobre e ouro no sul, os PDIs ao longo do país, as áreas de agro-indústria em Malange ou no Kwanza sul, as cimenteiras. Reparem que todos os projectos, com excepção de apenas 4 com 4 MW no Moxico e Cunene (APONTAR PARA OS PROJECTOS), estarão ligados à rede em 2025. A rede eléctrica proposta para 2025 está preparada para receber todos estes projectos e apoiará, sem dúvida, os clusters e mega clusters da estratégia Angola 2025 e PND , bem como a industrialização do país. Gostaria ainda de chamar a atenção para o projecto da Refinaria de Alumínio em Benguela que sozinho pode representar uma carga de mais de 800 MW, o que terá um enorme impacto no sistema. Caso este projecto avance o sistema terá de ser reforçado com 400 MW de gás em Benguela e com o Zenzo 1 (que deve ser preparado para avançar caso seja necessário) Indústria (PDI) Outras indústrias 393MW 108MW Apenas 4 projectos estruturantes com 4 MW por ligar à rede Carga total 1134 MW Refinaria de alumínio implica geração adicional: +0,4 GW Gás em Benguela + Zenzo 1 (+0,46GW) * Carga do cluster Petróleo e Gás Natural não inclui produção para auto consumo em co-geração (cargas não incluídas na procura total) Fonte: Plano Nacional de Desenvolvimento, consultas aos vários Ministérios, Análise Gesto

9 9,9 GW INSTALADOS EM 2025, DOS QUAIS 6,7 GW DA PRODEL
Produção Potência (GW) 7% 21% 0,7 9,9 GW +37,5% 2,0 Parcerias Público Privada 8% 64% 0,8 7,2 GW 6,3 PRODEL PPP Passando agora do consumo e rede para a capacidade de produção que será necessária para o abastecer… Vemos neste slide o total de potência instalada por tecnologia em 2025 e por tipo de operador. O sistema eléctrico será essencialmente baseado em hídrica com 6,3 GW que representa 64% do total e gás natural em menor escala com 2 GW, cerca de 20%. Acrescem 8% de renováveis com 800 MW e cerca de 700 MW de outras térmicas. Teremos assim um total de potência instalada em 2025 de 9,9 GW para responder a uma carga de 7,2 GW, o que corresponde a uma margem de reserva de 37,5%, necessária para fazer face a falhas e anos de seca. No horizonte haverá uma grande aposta nas parcerias público privadas que atingirão os 3,2 GW. No entanto, em 2025 a PRODEL continuará a ser o maior produtor nacional com 6,7 GW de potência instalada. 2017* 4,1 0,02 0,8 1,1 6,1  +2,2 +0,78 +1,2 -0,5 +3,8 * Considera-se que Laúca entra no final de 2017. Nota: Não considera cogeração/autoprodução do sector do petróleo e gás natural Fonte: Análise Gesto

10 DISTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO EM 2025 E PRINCIPAIS PROJECTOS PÓS 2017
Produção Principais projectos pós 2017: Mapa Geração, Redes e Subestações da RNT em 2025 CC Fútila* **(2x0,1 GW) Potência (MW) TG Fútila* **(1x0,04 GW) Cambolo (0,03 GW) CC Soyo 2 (0,7 GW) TG**+CC Cazenga*(0,1 GW) Caculo Cabaça* (1 GW) S.H. Luapasso (0,08 GW) Geração Quilengue (0,22 GW) Cafula (0,4 GW) Hídrica / Mini Hídrica Gás CC Quileva (0,11 GW) Biomassa TG “Boavista 1”* ** (0,09 GW) Luena* (0,08 GW) Eólico Olhando agora para os principais projectos de geração a desenvolver no período pós 2017 que permitem atingir os tais 9,9 GW: De norte para sul e depois leste: Em Cabinda, a central de Fútila crescerá até aos 235 MW assente em 2 ciclos combinados de média dimensão com 100 MW (2) e uma turbina de ciclo simples com 35 MW. As 2 turbinas GE de 35 MW serão convertidas em ciclo combinado através da instalação de uma turbina de vapor. No Soyo, iremos aproveitar o total do potencial do gás e do corredor de 400 kV criado com a instalação de mais 720 MW além dos 720 MW actualmente em construção. O Soyo terá 1440 MW instalados. Em Luanda não se prevê nova geração, com excepção da substituição dos grupos 4 e 5 de Cazenga por um pequeno ciclo combinado a funcionar a gás natural. A central de Cazenga será convertida para gás natural com base em Gás Natural Liquefeito. Até 2025 os grupos 1, 2 e 3 serão descomissionados. Caculo Cabaça será construído até 2025 mas de forma faseada. Até 2025 só serão construídos 1000 MW pois esta potência permite aproveitar grande parte do caudal libertado por Laúca – funcionando quase como uma central de base. No Keve serão desenvolvidos dois empreendimentos prioritários: Quilengue também designado por Balalunga com 220 MW mais perto de Porto Amboim e Cafula com 400 MW com regularização e potencial agrícola. A solução para Cafula será compatível com uma futura construção do Genga ou Utiundumbo pequeno para uma solução reversível de Cafula. No entanto, essa será uma opção para o pós 2025. No Lobito apostar-se-á no reforço de Quileva com a construção de um ciclo combinado de 110 MW no local onde actualmente estão os motores. O ciclo será abastecido a gás natural liquefeito. As 2 turbinas Siemens ou Westinghouse na Boavista em barcaça, com cerca de 80 MW, serão transportadas para o Lobito ou Benguela para reforçar o sistema centro. Ainda no sistema centro, serão construídos dois empreendimentos no Catumbela: Cacombo com cerca de 30 MW e forte capacidade de regularização do caudal do rio e Calengue com 190 MW próximo de Benguela. Ainda no sistema centro temos o projecto hidrotérmico, prevendo-se o desenvolvimento dos rios Cune e Cunhinga no Kuito em articulação com 300 MW de biomassa em 3 locais. O Namibe será reforçado com 2 turbinas de 40 MW. Uma nova e outra que está actualmente em barcaça na Boavista. Assim, a actual central da Boavista será repartida entre o Lobito e Namibe. Mais a Sul, o Baynes avançará até 2025 com uma potência entre 400 e 600 MW, admitindo-se uma potência de pelo menos 200 MW para Angola. No sistema leste, está prevista a construção do Sistema Hidroeléctrico de Luapasso com 3 empreendimentos num total de 80 MW. Acresce a construção da média hídrica de Cambolo, no rio Cuango, que enquanto o eixo norte – leste não é construído poderá electrificar de forma “off-grid” os milhares de pessoas que vivem naquela região. Finalmente, a cidade de Luena necessitará de 80 MW de potência térmica até 2025 para garantir níveis de segurança n-1 caso suceda algum problema na linha. Calengue (0,19 GW) Solar Gasóleo Cacombo (0,03 GW) Cune e Cunhinga (0,15 GW) Sub-estações TG “Boavista 2”* ** (0,04 GW) TG Namibe (0,04 GW) Níveis de Tensão [kV] 220 Baynes* (0,2 GW) 400 * PRODEL ** Conversões para gás natural não previstas no Plano de Acção ou relocalização Fonte: Análise Gesto

11 800 MW DE NOVAS RENOVÁVEIS ATÉ 2025
Produção Biomassa (500 MW) Distribuição prevista das Novas Renováveis em 2025 110 MW Açucareiras (Biocom 100MW; 10 MW novas açucareiras - ex. Dombe Grande) 340 MW Biomassa (300 MW Projecto hidrotérmico, 20 MW Saurimo, 20 MW Luena) 50 MW RSU (30 MW Luanda e 20 MW Benguela) Solar (100 MW) 80 MW em múltiplos projectos 10 MW para substituir diesel em sistemas isolados 10 MW em 500 aldeias solares Eólico (100 MW) A visão 2025 é também uma visão que aposta nas novas renováveis com 800 MW a instalar até 2025. Com base no Atlas das Energias Renováveis: da biomassa, do sol, do vento e da hídrica, foram identificados e hierarquizados centenas de projectos. Apresenta-se na imagem uma proposta dos projectos que nos parecem prioritários, por tipo de recurso, que nalguns casos têm de ser confirmados com estudos mais detalhados – por exemplo medições de vento. A biomassa terá 500 MW (onde se inclui a Biocom aqui em Malange, centrais de biomassa no centro e no leste e duas unidades de Residuos Sólidos Urbanos em Luanda e Benguela) O solar com 100 MW apostará essencialmente no centro e sul onde o recurso é maior e nos sistemas isolados: com 10 MW a resultar de sistemas de apoio aos geradores diesel nos sistemas isolados e 10 MW das 500 aldeias solares. No eólico mantém-se a meta de 100 MW mas com uma aposta mais diversificada geograficamente, em particular atendendo aos bons resultados das medições em curso no Kwanza Norte. O Tombwa será redimensionado para 20 MW por forma a evitar enormes investimentos em redes com reduzida utilidade e rentabilidade. Finalmente, a aposta nas mini-hídricas irá para os sistemas isolados com cerca de 60% dos 100 MW. Novos projectos para ligar à rede, além dos que já estão em curso, apenas se consideraram no sistema leste. 20 MW Tombwa (de acordo com capacidade linha) 2 x 40 MW no Kwanza Norte e Huíla (após medições) Mini Hídrica (100MW) Potência (MW) 42 MW em projectos ligados à rede até 10 MW cada 58 MW em 11 mini-redes isoladas Fonte: Análise Gesto

12 FORTE CRESCIMENTO DA RNT PARA APOIAR ESTRATÉGIA ANGOLA 2025 E ELECTRIFICAÇÃO
Transporte e interligações RNT em 2025 e Estratégia de desenvolvimento territorial – Angola 2025 km Comprimento da Níveis de Tensão [kV] 220 400 60 110 (LT Lubango – Matala) (LT Biópio – Quileva) 150 132 66 Ligações existentes à Namíbia (Ondjiva e Calueque, respectivamente) (LT Cacuso - Malange) (LT Capanda – Cacuso) Corredor a 220 kV Norte - Leste 15.450 31% 9.750 23% 45% 2.850 52% 33% 60% 25% 24% 7% # SE Nº de Subestações da Já vimos a ENDE e a PRODEL. Vamos agora olhar para a RNT em 2025. A rede continuará a crescer após 2017 mas a menor ritmo e com maior enfoque nos 60kV necessários para apoiar a electrificação rural. De 2850 kms em 2013 em linhas de 60, 220 e 400kV passaremos para kms em O número de sub-estações da RNT também aumentará de 35 para 142 em 2025, registando-se um forte crescimento das sub-estações de 60kV. À direita vemos a rede sobreposta com o mapa de desenvolvimento territorial da estratégia Angola A azul podem ver os corredores de desenvolvimento e verificar que a rede acompanhará essencialmente esses mesmos corredores de desenvolvimento mostrando um forte alinhamento entre o sector eléctrico até 2025 e a estratégia Angola 2025. Gostaria aqui de ressaltar os principais investimentos pós Primeiro, um novo corredor a 220kV, com linha dupla, entre o Norte e o Leste. A opção pelos 220kV deve-se à necessidade de garantir redundância e segurança n-1. Segundo um corredor a 400kV do Keve em direcção à Namibia passando por Benguela e Lubango. Finalmente, um novo eixo de 220kV para reforço do abastecimento a Menongue. 142 Pólos de Desenvolvimento 83 79 Pólos de Equilíbrio 34 35 Pólos de Equilíbrio a estudar 13 64 Áreas Urbanas 49 22 Redundância na ligação a Menongue Corredores de Desenvolvimento Interligação a 400kV Norte – Centro - Sul Espaços Periféricos * Existem cerca de 460 km nos níveis de Tensão de 66kV, 110kV, 132kV e 150kV Fonte: Simulação Anarede; Análise Gesto Subestações

13 MENOS GERAÇÃO E MAIS TRANSPORTE EM LUANDA EM 2025
Transporte e interligações Mapa da e geração em Luanda em 2025 Níveis de Tensão [kV] SE Kapary Criação do andar de 400kV em Cacuaco e Seccionamento da LT 400kV Kapary - Catete Criação da Subestação 220kV em Chicala aproveitando a futura auto-estrada marginal para corredor 220kV SE Kifangondo Potência (MW) SE Boavista SE/CT Cazenga (100MW) SE Chicala SE Cacuaco CT CFL (125MW) Substituição da transformação de Viana 400/220kV para 2 x 450 MVA RSU Luanda SE Funda Tipo de Combustível SE Morro Bento SE/CT Viana (22MW) SE Golf Gás CT Quarteis (32MW) Gasóleo RSU CT Benfica (40MW) SE Camama Fazendo agora um zoom em Luanda verificamos que os investimentos previstos para 2017 permitem sustentar o crescimento da carga da cidade até 3,3 GW, com um problema que importa resolver. No futuro, a energia a 400 kV terá tendência a fluir em direcção a Viana ultrapassando em muito a capacidade de transformação 400/220kV disponível. Assim propõem-se 4 medidas para minimizar e gerir a pressão sobre Viana no futuro: - LER CAIXAS CINZENTAS… Propostas pós 2017 SE Zango SE Catete SE Ramiros Carga Luanda 2025 3,3 GW Criação da Subestação 220kV na zona do Zango para aliviar Subestação de Viana Fonte: Simulação Anarede; Análise Gesto

14 Transporte e interligações
EXPORTAÇÃO EM ANO MÉDIO E IMPORTAÇÃO EM ANOS “SECOS” Transporte e interligações Mapa das interligações e redes de transporte regionais Exportação (Importação) com Congo GWh Níveis de Tensão [kV] 132kV 220kV Congo 330kV/400kV Ano médio Ano seco extremo Túmulo do Caçador (0,45 GW) Eixo HVDC opcional caso haja interesse privado sem garantia soberana. Angola apoiará na concessão de geração competitiva. CCGT Lobito (0,4 GW) Sistema de geração adicional de suporte ao eixo HVDC Laúca – Copper Belt Em termos de interligações prevêem-se as seguintes: 3 ligações ao Congo. Uma entre o Soyo e o Inga a 400kV, outra entre Cabinda e o Inga a 220kV e uma terceira entre Luachimo e Kananga (para dar estabilidade à rede). 2 ligações à Namibia. Uma via Baynes a 400kV e outra via Ondjiva, que ficará ligada à rede a 60kV. Em ano médio, ambos os eixos apresentam potencial de exportação. O Congo, dependendo dos avanços do Inga, ´poderá ser um clientes importante. A Namibia, devido ao peso de Ruacana e à sua reduzida regularização, será um importador relevante no último semestre de cada ano. Acresce que a Namibia está fortemente interligada quer com o Zimbabwe/Zambia a partir do eixo de Caprivi e África do Sul, podendo constituir em ano seco extremo, uma fonte de energia em horas de vazio. Basicamente, Angola estaria nesses anos de reduzida hidraulicidade a comprar energia às centrais de carvão sul africanas que reduzem a sua operação nas horas de vazio.. Ou menor consumo. A importação e exportação terá um papel importante para Angola: - em ano médio e húmido permitirá exportar excedentes de energia; - em ano seco permitirá importar excedentes nas horas de vazio. Finalmente, propõe-se um novo eixo opcional a desenvolver em HVDC para a zona do “Copper Belt”. Este eixo só deverá ser desenvolvido se a iniciativa privada o conseguir viabilizar. Angola disponibilizará aos promotores do projecto a possibilidade de construírem o Túmulo do Caçador e uma central de ciclo combinado no Lobito. Zâmbia GWh Exportação (Importação) com Namíbia Zimbabwe Namibia Botswana Ano médio Ano seco extremo

15 Simulação dos fluxos de energia e preços em ano médio
UMA REDE ÚNICA INTERLIGADA E ASSENTE EM HIDRICA Despacho e funcionamento do sistema em ano hidrológico médio Despacho Peso relativo por tipo de fonte (anual e trimestral) Simulação dos fluxos de energia e preços em ano médio (Representação simplificada da rede em GTMAX) Carga Zaire Sul Kwanza e Malange Luanda Este Uíge Norte Centro Huambo e Bié Jambas Congo Cabinda Namíbia Benguela 87 44 46 47 43 58 48 52 65 TWh Níveis de tensão mais elevada 400kV 220kV Ano 1ºT 2ºT 3ºT 4ºT Perfil de utilização médio diário da Geração Exportação ~0% Carga Finalmente, mostramos uma antevisão do “despacho” ou funcionamento do sistema. A energia hídrica representará 70% da produção, reduzindo a sua produção nas horas de vazio e aumentando-a nas horas de ponta, como seria de esperar. Vemos também ao longo dos trimestres que a produção hídrica varia, de acordo com a época das chuvas e época seca. (APONTAR PARA GRAFICO DE BARRAS EM CIMA À ESQUERDA) As outras térmicas apesar de representarem 7% da potência instalada vão apenas funcionar em regime de “backup”, representando apenas 0,4% da geração total. Vemos aqui que em ano médio o sistema irá exportar, mas essencialmente em horas de cheia e ponta e com base no gás natural. (APONTAR PARA A LINHA A CARREGADO – CARGA - NO GRÁFICO ABAIXO À ESQUERDA) No mapa da direita vemos os fluxos de energia. A largura das setas representa o fluxo em cada corredor, que naturalmente flui mais pelos corredores vermelhos, a 400kV. A cinzento vemos o preço marginal local em cada um dos nós da rede simplificada. As diferenças de preços entre nós são reduzidas com excepção de Cabinda, Sistema Leste e Sistema Sul onde se verificam preços superiores. Esta aproximação dos preços e as reduzidas restrições nos corredores são indicadores que estaremos quase perante uma rede única e interligada. 22% 0 – 250 MW 250 – 500 MW 500 – 1000 MW 1000 – 2000 MW > MW % De utilização da linha Custo marginal USD/MWh 8% 70% Fonte: Simulação GTMAX; Análise Gesto

16 ENQUADRAMENTO IMPACTO E POLITICA ENERGÉTICA COMPETITIVIDADE SEGURANÇA SUSTENTABILIDADE
Vimos assim uma antevisão do sistema eléctrico em 2025. Vamos agora olhar para o impacto desse sistema de 2025 em termos de política energética: na competitividade, na segurança e na sustentabilidade.

17 2012 Activos corpóreos empresas**
$20,8B ADICIONAIS DE INVESTIMENTO NO PERÍODO COM MAIOR RECURSO AO SECTOR PRIVADO Competi-tividade Investimentos totais no Sector Eléctrico até 2025 $b 18,3 (3,7/ano) 8,7 (1,1/ano) 20,8 (2,6/ano) Electrificação rural (PPP) $4,1b G.Hídricas $0,9b Gás Natural $2,1b N.Renováveis Produção (PPP) 12,1 (1,5/ano) INEL ($9,4b)* 3,9 ($10,4b)* Neste slide vemos o total dos investimentos previstos no sector até 2025. O valor de investimento que é necessário após 2017 é substancial ($20,8b), mas distribuído ao longo de mais anos ($2,6b/ano vs. 3,7 por ano entre ) e com maior participação do sector privado. O sector privado participará na geração e também nas concessões de distribuição rural. As 3 principais empresas do sector: PRODEL, RNT e ENDE, terão dimensão equivalente entre elas, em redor dos $10b, sendo a PRODEL a maior em termos de activos. É de notar ainda um maior enfoque na componente de Distribuição vs. o Transporte no período ($13,6b)* 2012 Activos corpóreos empresas** Empresas públicas Parcerias (PPP) Plano Acção Total Angola Energia 2025 (2018 – 2025) *Estimativa do total de Activos Corpóreos **Investimentos até 2012 calculados com base nos Activos Corpóreos do Gamek, ENE e EDEL, assumindo-se 40% dos activos da EDEL para produção e 60% para transporte. Valor em Parceria Público Privada calculado com base nos MW operados por privados. Fonte: Balanços GAMEK, ENE, EDEL, Plano de Acção , Análise Gesto

18 EQUILIBRIO FINANCEIRO DO SECTOR REQUER TARIFAS EM 2025
COM VALORES ENTRE $84/MWh E $137/MWh A PREÇOS ACTUAIS Competi-tividade USD/MWh Custos nivelado de fornecimento de energia em 2025 (a preços de 2014) $130,9+5%=$137,4 (+12%/ano real) 41,3 130,9 114,7 26,6 $80,7+5%=$84,7 (+8%/ano real) 3,6 56,6 -7,8 Tarifa actual ($33,5) Este slide calcula os custos de energia por actividade em 2025, a preços de 2014, sem subsídios. A vermelho temos os custos variáveis incorridos pelas empresas públicas do sector, incluindo os combustíveis entregues aos operadores em Parceria Público Privada. A verde? temos os pagamentos a título de “contratos de venda de energia” ou “PPA” a realizar com parceiros privados. Finalmente, a cinzento temos a remuneração o investimento das empresas públicas do sector. Da esquerda para a direita… A produção convencional (sem renováveis), custará $56,6/MWh em ano médio, e beneficiará adicionalmente de $7,8/MWh de ganhos na exportação a preço superior. A este custo importa acrescer o sobre-custo das renováveis., estimado em $6/MWh e o da electrificação rural, estimado em $3,6/MWh. A RNT tem uma forte componente de remuneração dos seus investimentos. A ENDE tem uma forte componente de custos variáveis, ligados à operação de uma utility, perdas comerciais e técnicas relevantes e também investimento relevante a remunerar. No final, se pagarmos os custos variáveis, os contratos de energia e assegurarmos uma remuneração adequada aos investimentos, ao longo de toda a cadeia, deveríamos ter uma tarifa de $137,4/MW (4x superior à actualmente existente). No mínimo é fundamental que se paguem os custos variáveis e os valores contratualizados para evitar défice financeiro e insustentabilidade do sector, que corresponderia a uma tarifa mínima de $84,7/MWh. Tendo em consideração que a tarifa actual anda nos $33,5/MWh, é preciso actualizar a tarifa entre 8 a 12% por ano mais inflação, todos os anos até 2025, para atingir a sustentabilidade económica do sector. Remuneração investimento Contratos energia Custos variáveis Produção Convencional Sobrecusto Renováveis Outros Custos Ano seco extremo + Perdas 3% Total ano médio Ganhos exportação Sobrecusto “Electrificação rural” + Perdas 9% Nota: Taxa de desconto de 5% para investimentos do Estado e 11% para Parcerias Público Privadas Hidricas em USD e 15% para outros projectos em Kwanzas (com garantia do Ministério das Finanças). Outros: 5% custos adicionais. Sobrecusto rural reflecte apenas apoio para nivelar custo geração pois preços finais serão diferenciados por concessão. Fonte: Balanços GAMEK, ENE, EDEL, Plano de Acção , Análise Gesto

19 Perfil de utilização da Geração diário em ano seco extremo
SISTEMA PREPARADO PARA DÉFICE DE ENERGIA HIDRICA EM ANO SECO EXTREMO Segurança Potência (GW) Perfil de utilização da Geração diário em ano seco extremo Índice de cobertura da ponta em 2025 9,9 1,85 0,8 7,36 1.3% 4.2% 39.6% 9.3% Outra componente fundamental da política energética é a segurança de abastecimento. O regime hidrológico dos rios de Angola é variável. Apesar da capacidade de regularização das novas barragens nenhum empreendimento em Angola terá capacidade para regularização entre anos. O que quer dizer que o sistema tem de estar preparado para a possibilidade de ocorrência de um ano seco extremo todos os anos. Como vemos neste slide, a potência a instalar até 2025 permite cobrir a falha do maior grupo térmico e hídrico, bem como prever uma quebra de 1,85GW na energia primária por falta de água. O sistema eléctrico oferece suficiente potência garantida para fazer face a um ano seco extremo. No lado direito, vemos o funcionamento do sistema nesse mesmo ano seco extremo (de 1972). Vejamos: a hídrica só representa 45%, o gás sobe para 40%. … As novas renováveis, mais estáveis entre anos, contribuem com 9%. As outras térmicas, antes quase inexistentes, agora passam a representar 4%. E até a importação contribui… Em resumo, duas mensagens importantes: O sistema estará preparado para fazer face a um ano seco extremo. A geração de reserva, as novas renováveis e a importação darão um contributo importante em anos secos. 45.6% Potência instalada Falha maior Gr. Hídrico Efeito temperatura Ponta 2025 Falha maior Gr. Térmico Falta energia primária Potência garantida

20 % renovável da potência instalada (Top 10 SADC + OPEP + OCDE em 2011)
ANGOLA TERÁ UM DOS SECTORES ELÉCTRICOS MAIS SUSTENTÁVEIS DO MUNDO EM 2025 Sustenta-bilidade % renovável da potência instalada (Top 10 SADC + OPEP + OCDE em 2011) Factor de emissão de CO2 do Sector eléctrico (Top 10 SADC* + OPEP + OCDE em 2010) 100% 99% 99% 98% 95% 91% Em 2025 o sistema eléctrico será responsável por apenas 4,8 Mt CO2(e) Finalmente, a sustentabilidade. No gráfico da esquerda podemos observar a % de potência instalada com origem renovável (hídrica e novas renováveis) em todos os países da SADC, OPEP e OCDE. Se Angola atingisse os níveis objectivo de 2025 seria o 8º país com maior % de renováveis. Do lado direito, vemos o factor de emissão médio do sistema eléctrico do mesmo grupo de países. Também ao nível das emissões de CO2 Angola lidera, ficando em nono lugar. Em resumo, acreditamos sinceramente que é possível a Angola chegar a 2025 com um sistema eléctrico competitivo, seguro e sustentável que suporte a Estratégia Angola 2025 e o crescimento do país. MUITO OBRIGADO. 72% 71% 69% % gCO2/kWh * Dados de emissões relativos a Lesotho e Malawi não disponíveis Fonte: EIA (Departamento de Energia EUA), IEA, Análise Gesto

21 www.gestoenergy.com www.vigworld.net OBRIGADO PELA ATENÇÃO
GESTO ENERGIA S.A. VIG World