Kelatcirio No. 7108-ANC Angola: Problemas e Op~desno Sector Energetic0 Maio 1989 JOINT UNDP/WORLD BANK ENERGY SECTOR ASSESSHEHT PROCRAM Reports Already Issued Country - Date Number Indonesia November 1981 Mauritius December 1981 Kenya May 1982 Sri Lanka May 1982 Zimbabwe June 1982 Haiti June 1982 Papua New Guinea June 1982 Burundi June 1982 Rwanda June 1982 Malawi August 1982 Bangladesh October 1982 Zambia January 1983 Turkey March 1983 Bolivia April 1983 Fiji June 1983 Solomon Islands June 1983 Senegal July 1983 Sudan July 1983 Usanda July 1983 Nigeria August 1983 Nepa1 August 1983 The Gambia November 1983 Peru January 1984 Costa Rica January 1984 Lesotho January 1984 Seychelles January 1984 Morocco March 1984 Portugal April 1984 Niger May 1984 Ethiopia July 1984 Cape Verde August 1984 Guinea Bissau August 1984 Botswana September 1984 St. Vincent and the Grenadines September 1984 St. Lucia September 1984 Paraguay October 1984 Tanzania November 1984 Yemen Arab Republic December 1984 Liberia December 1984 Islamic Republic of Mauritania April 1985 Jamaica April 1985 CBte dtIvoire April 1985 Benin June 1985 Continued on inside back cover Este relat6rio faz parte de uma s6rie integrada no Programa Conjunto de Dia- gn6sticos do Sector Energetic0 PNUD/Banco Mundial. 0 trabalho foi financiado pelo Governo da SuBcia, pelo PNUD e pelo Banco. Mundial e foi realieado pel0 Banco Mundial. Este relat6rio Q de distribuiqk limitada. 0 seu conteiido nZo pode ser divulgado sem autorizaqk do Governo de Angola, do PNUD ou do Banco Mundial. Este Relat6rio baseia-se em parte nas conclua6es de uma miss& que visitou Angola em Abrilhaio de 1987. A missk foi chefiada por Michel del Buono (Economista Senior) e incluiu W. Teplitz-Seabitsky (Consultor,Economista de Energia e Adjunto do Chefe de Missgo), J. N. Baptista (Engenheiro ElectrotC- cnico/Economista), S. Dalin (Engenheiro ElectrotCcnico), M. Grimaud (Eapecia- lista em Gbs Natural), J. Lopes (Engenheiro ElectrotCcnico/Especialista em Energia DomCstica), W. Matthews (Especialista em Petr6leos - Refinass e Distribuiqzo), M. Paues (Assistente de Investigaqk), R. SCrgio (Analiata Financeiro), R. Soto (Especialista em Petr6leoa- Prospecqk e Contratoe) e H. Warfvinge (Economista Florestal). R. Bates (Subchefe de Divisk) juntou-se B missgo na fase final e participou nas reunises finais. P.V. Pinheiro reviu o capitulo relativo B comercializaqk de produtos petrolifema. 0s principais autores do Relat6rio sgo Michel del Buono e W. Teplitz-Sembitsb. Una versk preliminar do relat6rio foi discutida com o Governo Angolano no final de Setembro de 1988 e no principio de Fevereiro de 1989. A versk preliminar foi publicada simultaneamente em portugu2a e em ingles. Angola possui abundantes reservas de hidrocarbonetos, um grande potencial hidriulico e amplos recursos de combustiveis lenhosos. A sua capaci- dade para exportar anualmente 12-14 milhzes de toneladas de petr6leo bruto tea sustentado a economia durante os mais de doze anos de guerra civil. Todavia, a guerra afectou significativamente o sector energ6tico. Eabora a companhia petrolifera estatal SONANGOL e a refinaria de Luanda funcionem bea, o sector electric0 tem vindo a deteriorar-se continuamente no decurso da Cltima d6cada, e as empresas tem visto aumentar rapidamente os seus d6fices financeiros. Pregos artificialmente baixos, quer da electricidade, quer dos derivados de petr6le0, szo um incentivo ao desperdicio de consumo e n h permitem a cobertura dos custos, em particular no caso da energia el6ctrica. No gis natural, justificam-se investimentos que aumentem os fornecimentos de GPL (gases de petr6leo liquefeitos). No que se refere aos combustiveis tradicionais, a politica governamental de n h intervengh ("hands off") deve ser prosseguida na situagiio actual, at6 que seja possivel adoptar uma politica mais activa com o regress0 da paz Bs zonas de abastecimento. As propostas apresentadas neste relat6rio visam aumentar a eficien- cia do sector energgtico, niio s6 atrav6s de um certo nCmero de investimentos moderados em infra-estruturas, mas tamb6m atrav6s de alteragzes na politica de pregos e de uma melhoria global da gestzo do sector. A missh recomenda que, no tocante ao subsector elgctrico, se concentre a atengh na manutengh e rea- bilitagiio da infra-estrutura existente e no aumento da fiabilidade de abaste- cimento. 0 dispendioso projecto de Capanda deve ser adiado. Este projecto foi reavaliado por uma empresa de consultores de engenharia e o Banco concordou em analisar o respectivo relat6rio. A fim de manter a boa situagh do subsector petrolifero e evitar uma descida precipitada das reservas e da produgiio de pe- tr6le0, recomenda-se que o Governo continue a reforgar a SONANGOL e a manter a competitividade das condigzes contratuais oferecidas Bs companhias petrolife- ras estrangeiras. A SONANGOL deve assumir toda a responsabilidade pel0 com6r- cio de derivados de petr6leo no prop6sito de reduzir os correspondentes custos em moeda estrangeira. As importagzes angolanas de GPL podem ser substituidas refraccionando os GPL obtidos na instalagzo de recuperagh de GPL de Cabinda. A distribuigiio interna de produtos petroliferos deve ser entregue a uma divisiio da SONANGOL, aut6noma ou semi-aut6noma e que poderi incluir a par- ticipagiio de capitais privados, nacionais ou estrangeiros. Quanto A energia no sector dsm6stic0, o retorno a uma situagh de paz exigiri novas estrat6gias capazes de levar a um menor desperdicio e a uma concorrencia mais intensa na comercializagiio dos combustiveis lenhosos, cuja procura tender6 a crescer se e quando forem aumentados os pregos dos derivados de petr6leo. AGIP Companhia Petrolifera Italiana (membrodo Grupo ENI) APP Acordo de ProduqZo Partilhada BEP Belgian Engineering Promotion BIRD Banco Internacional para a Reconstruqiio e Desenvolvimento (Banco Mundial) BNA Banco Nacional de Angola BRASPETRO Ramo Internacional da Petrobras (Companhia Petrolifera Estatal do Brasil) CABGOC Cabinda Gulf Oil Company (Joint venture entre a Sonangol e a Gulf-Chevron) CEE Comunidades Econ6micas Europeias CELB Companhia ElCctrica do Lobito e Benguela CEPSA Empresa de Refinaqiio de Petr6leo CHEVRON Companhia Petrolifera Americana CIDA Ag6ncia Canadians para o Desenvolvimento Internacional CMLP Custos Marginais de Longo Prazo CNE Comissiio Nacional de Electricidade COMER1NT Empresa Consultora pertencente ao Grupo EN1 (Holding Estatal Italiano dos Hidrocarbonetos) CONOCO Continental Oil Company (Companhia Petrolifera Americana) DNACO Direcqk Nacional para a Conservaqk da Natureza DNRFE Departamento de Novas e Renov6veis Fontes de Energia EDEL Empresa de Electricidade de Luanda ELF Companhia Petrolifera Francesa END1AMA Empresa Nacional de Diamantes de Angola ENE Empresa Nacional de Electricidade ESMAP Programa conjunto PNUD/Banco Mundial de Assist2ncia B Gestk do Sector EnergCtico ESPA Empresa de Serviqos Petroliferos de Angola E.T.C. Fundaqh Holandesa para a Investigaqiio Econ6mica FOL Fuel6leo leve FOP Fuel6leo pesado FPA Fina Petr6leos de Angola FURNAS Furnas Centrais ElCctricas GAMEK Gabinete de Aproveitamento do MBdio Kwanza GPL Gases de Petr6leo Liquefeitoa HEAC HidroelCctrica do Alto Catumbela IIB Investimento Interno Bruto INP Instituto Nacional do Petr6leo JPEA Junta Provincial de Electrificaqh de Angola LSFO Low Sulphur Fuel Oil (Fuel6leo de baixo teor de enxofre) MEP MinistCrio da Energia e Petr6leo MPLA Movimento Popular de Libertaqk de Angola OGE Orqamento Geral do Estado ONUDI Organizaqk das Naq6es Unidas para o Deaenvolvimento Industrial SIGW E ABBEVIATUJUS (continuaqh) PIB Produto Interno Bruto PNUD Programa das Naq6es Unidas para o Desenvolvimento SADCC Southern African Development Coordination Conference (ConferCncia para a Coordenaqh do Desenvolvinento da Africa Austral) SEF Saneamento Econ6mico e Financeiro SOFRELEC Eapresa Consultora Francesa SONANGOL Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola SONEFE Sociedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendimentos Ultramarinos TEXACO Texas Oil Corporation TIR Taxa Interna de Rendibilidade TOTAL Companhia Petrolifera Francesa TPE Technopromexport (Empresa SoviCtica de Engenharia) UTA Unidade T6cnica e Administrativa (Energia) TAXA DE C-I0 1 US$ = 29,62 Kz (Kwanza) 1/ AT alta tensgo BCF milhares de milhdes de p6s c6bicos (109) BT baixa tensgo CIF cost + insurance + freight (custo + seguro + frete) DWT toneladas de arqueaggo bruta FOB free on board (excluindo seguro e frete) GWh gigawatt hora IMA increment0 m6dio anual kcal quilocaloria kcal/kg quilocaloria por quilograma kgep quilogramas de equivalente petr6leo quil6metro km2 km quil6metros quadrados kV quilovolt kW quilowatt k'gh quilowatt hora m metros c6bicos MCF milhares de p6s ciibicos (103) mcwb moisture content, wet basis (teor de humidade em peso h6mido) 6 MMBTU milh6es de BTU (British Th~rmalUnits) (10 ) MMCF milh6es de p6s c6bicos (10 ) 6 MMCFD milhdes de p6s c6bicos por dia (10 ) MT m6dia tensgo MW megawatt MWh megawatt hora pCs/a p6s por ano t/d toneladas por dia t/a toneladas por ano TCF biliaes de p6s c6bicos (1012) tep toneladas de equivalente petr6leo 1/ Taxa de cbbio vigente em Angola desde 1975. RESUMO. CONCLUS(JESE RECOMENDACOES .................................... i I. A ENERGIA NA ECONOMIA............................................. 1 Quadro Econ6mico Geral ....................................... 1 Petr6leo e Finanqas Ptiblicas ............................ 3 Comircio Internacional e Balanqa de Pagamentos.......... 4 Reformas de Politica .................................... 4 Panorkica Geral do Sector Energbtico ........................ 5 Derivados do Petr6leo ................................... 6 Petr6leo Bruto .......................................... 7 Gbs Natural ............................................. 10 Electricidade ........................................... 10 Combustiveis Lenhosos ................................... 11 Projecq6es de Procura de Energia ............................. 12 Quadro Institucional ......................................... 13 SADCC - Unidade TCcnica e Administrativa para a Energia (UTA) ................................... 14 MSo-de-Obra. AssistGncia Tdcnica e Formagh .................. 15 Formaqk para o Subsector Petrolifero ................... 16 Formagiio para o Subsector Elbctrico..................... 17 EstratCgia de Desenvolvimento de Angola no Sector EnergCtico 18 EstratCgia de Desenvolvimento Petrolifero e Paz.......... 18 SONANWL ................................................ 19 Refinaqiio e Abastecimento de Refinados.................. 19 Electricidade ........................................... 20 Energia DomCstica ....................................... 20 11-A PETR6LEO BRUTO: ACTIVIDADES A MONTANTE ............................ 23 Sunirio e Recomendaq6es ...................................... 23 Hist6ria da Prospecqiio e ProdugZo de Petr6leo................ 25 Produqh e Investimentoa Petrolifems .................. 27 Quadro Institucional e Fiscal ................................ 29 Tributagiio do Petr6leo.................................. 31 Campos de Petr6leo Marginaia ............................ 33 Perspectivas de Desenvolvimento de Campos Petroliferoa ....... 35 11-B OFERTA E UTILIZAGXO DE GAS ........................................ 40 Sumhrio e Recomendaq6es ...................................... 40 Reservas e Utilizaqh de GBs ................................. 41 Mercado Potencial para o Gba Nh-Asaociado .............. 44 PETR6LEO BRUTO: REFINACAO E OFERTA DE PRODUTOS .................... 47 Sumdrio e Conclus5es ....................................... 47 Vantagens de uma Politica de Preqos Correcta ............ 47 Refinaqgo ........................................... 48 Distribuiqgo ........................................... 49 Aprovisionamentos ....................................... 49 Consideraqzes sobre Produqiio, Abastecimento e Consumo ........ 50 ComercializaqBo - Importaqgo/Exportaqgo de Derivados .... 50 Comparaq6es Internacionais .............................. 57 Projecqzes de Consumo de Derivados de Petr6leo .......... 58 Politica de Preqos dos Derivados de Petr6leo ................. 59 Preqo dos Derivados B Saida da Refinaria ................ 60 Preqo dos Derivados no Consumidor Final ................. 61 Economicidade da Refinaqgo versus Abastecimento Directo de Derivados ................................... 63 IV.ENERGIA ELECTRICA................................................ 67 Sumbrio e Recomendaqoes ...................................... .1 67 Oferta de Electricidade ...................................... 68 Condiqzes Gerais de Produqgo ............................ 69 Sistema Norte ....................................... 70 Sisteaa Centro .......................................... 71 Sistema Sul ........................................ 72 Transporte e Distribuiqgo ............................... 73 Procura de Electricidade .................................. 74 Situaqgo Passada ....................................... 74 Sistema Norte - Luanda .................................. 75 Sistemas Centro e Sul ................................... 76 Diagramas de Carga ..................................... 77 Previszes de Consumo ......................................... 77 SONEFE: Sistema Norte ................................... 78 ENE: Sistemas Centro e Sul .............................. 78 Projecqzes Alternativas de Consumo ...................... 79 Tarifas Elkctricas e Situaqiio Financeira das Empresas ........ 81 Contabilidade ........................................... 82 Situaqgo Financeira das Empresas ....................... 83 Divida Externa do Subsector Elkctrico ................... 85 Facturaqiio e Cobranqa ................................... 85 MZo-de-Obra. Dotaqzes e Assistencia Thcnica .................. 86 Mb Afectaqgo do Pessoal Qualificado ..................... 86 Assistencia Tkcnica ..................................... 87 Principais Problemas e Recomendaqzes ......................... 88 Organizaqgo ............................................ 88 Gestiio................................................. 91 SituagZo Financeira e Tarifas ........................... 92 Facturaggo e Cobranga ................................... 94 MZo-de-Obra Qualificada ................................. 95 * Formagao ................................................ 96 Assistenci~T6cnica ..................................... 96 Planeamento dos Investimentos e da Expansgo ............ 97 Prioridades de Investimento ............................. 98 IV.ENERGIA ELBCTRICA (CONTINUAGAO) Projecto Hidroel6ctrico de Capanda........................... 102 Sumbrio e Recomendag6es................................ 102 Antecedentes do Projecto de Capanda .................... 103 Capanda e o Plano de Expansh de Cuato Minim ........... 104 Custos Marginais de Longo Prazo ......................... 105 Informagk Thcnica e Financeira ......................... 106 Capanda e a Necessidade de Interligagaee ................ 108 Coment6rios Finais......................................109 V. FLORESTAS. COMBUSTfVEIS LENHOSOS E ENERGIA DOMgSTICA ..............111 Sumbrio. Conclus6es e Recomendagaes .......................... 111 Consumo e Produgh de Combustiveis Lenhoeoe .................. 113 Consum de Combustiveis Lenhosos Produgh de Madeira .....................................113 ........................ 117 Estimativa da Produggo pelo DNRFE. ...................... 118 Produgh Versus Consume.....,.,......,.,..,..,.......... 120 ....... Problemas Institucionais: ... Administragh do Sector Fl~restal.............~.. 122 Comercialieagh e Prepos 122 Organizagaes de Fornecedores de Combustiveis Lenhouoa .............,.,..........................125 Problemas e Recomendag6es...................e................ 125 Acgaes Que Podem Ser Empreendidas Na Presente Situaph "Sem PaeW ..................... 126 0 Litoral: "Sem PazW.................................... 127 ............. 0 Interior: "Sem Pazw............................e...n.. 129 Prioridades Alternativas numa Situapzo "COB Paem 130 Acgaea Propostas........................................ 130 Projecto Piloto para ~ ula-~amibe i ..........,......,... 131 Acgaes de Apoio Propostas a Nivel Nacional ................... Fortalecimento Institucional................e.e.........133 135 Pbgina Anexo 1 Indicadores Macroecon6micos .................................. Anexo 2 Instituiqdes do Sector Energhtico ............................ Anexo 3 Balanqo Energhtico de Angola ................................. Anexo 4 Dados sobre Petr6leo e GAS ................................... Anexo 5 A Lei do Petr6leo ............................................ Anexo 6 Tributaqiio do Sector Petrolifero ............................ Anexo 7 AnAlise Financeira da FAbrica de Amoniaco/Ureia .............. Anexo 8 Dados sobre o Subsector de Produtos Petroliferos ............. Anexo 9 Estrutura de Preqos dos Produtos Petroliferos ................ Anexo 10 Anblise Econ6mica da Refinaria de Luanda Usando Valores Hist6ricos ............................... Anexo 11 Recursos Humanos no Segmento de Jusante do Sector Petrolifero Anexo 12 Comercializaqiio de Produtos Petroliferos ..................... Anexo 13 Dados sobre o Subsector Elhctrico ............................ Anexo 14 Projecqdes da Procura de Electricidade- Hip6teses Principais, Estudos da BEP, da THEMAG e da Missiio ........................ Anexo 15 Angola - Sistema de Tarifas de Electricidade ................. Anexo 16 0 Projecto Hidroelhctrico de Capanda ......................... Anexo 17 Angola: Recursos Florestais e Energia Domhstica - Descriqiio de Quatro Projectos Prioritbrios ..................... Anexo 18 Angola: Revisgo do Programa de Investimentos do Subsector Elhctrico e Actualizagiio do Plano de Expansiio de Custo Minimo para o Sistema Norte .................... Angola: Plano de Acqiio para Desenvolvimento do Sector Energhtico. xix Indicadores Econ6micos Comparados. 1985 ............................ 2 Angola: Grandes Indicadores Econ6micos ............................ 3 Resumo do Balango Energhtico de Angola. 1986 ...................... 5 Resumo da Evoluqiio do Consumo de Energia Comercial ................ 6 Vendas Internas de Produtos Petroliferos por Sector. 1985 ......... 7 Evolugiio dos Resultados do Sector Petrolifero ..................... 8 Indicadores das Necessidades de Recursos do Sector Petrolifero .... 9 ~rojecqdesde Procura de Energia Comercial ........................ 12 Produgii<-de Petr6leo e 1r:vestimentos rro Sector Petrolifero ........ 27 Angola: Variaq5es nas Receitas Fiscais do Petr6leo e na ProduqZo Petro.'ferc:. 1985-1986 .................................... 33 Previsdes de ProspecqZo e Desenvolvimer~toFuturos. 1987-90 ........ 35 Produqiio e Reservas de Petr6leo. 1986-90 .......................... 37 Anblise Econ6mica da Fbbrica de Amoniaco/Ureia .................... 45 Importaqdes de Derivados de Petr6leo. 1980-86 ..................... 51 Fornecimento de Jetfuel 1980-86. Importagdes vs Produqiio na . Refinaria Local ................................................... 51 Exportaqzes de Produtos Petroliferos (Maritimas). 1980-86 ......... 52 Produqdes Liquidas da Refinaria ................................... 54 Refinari~,de Luanda Composiqiio da Carga de Petr6leo Bruto. . 1985.RS . . . . . . . . . . ........................................... 54 . cnda. ......... I a 1 "allLnqs Carga/DhDito. 1990 e 1985-86 55 3.7 Refinaria de Luanda . Custos de Exploraggo e Margem Total Bruta. 1986........................................................ 56 3.8 Consumo (Vendas) Interno de Derivados de Petr6leo. 1980-86 ........ 57 3.9 Consumo de Petr6leo per Capita - Compara~iioInternacio~lal.1984-85 58 3.10 ProjecgGes de Consumo de Derivados de Petr6leo .................... 59 3.11 Pre~osOficiais ii Saida da Refinaria vs Preqos 1nternsc.ionais . .... 61 3.12 Exemplo da Estrutura de Preqos dos Derivadvs de Petro\.;.o.1987 .... 63 3.13 Sum6rio da Economicidade da Refinaria de Luanda ................... 65 4.1 Potgncia Instalada e Disponivel. 1987 ............................. 70 4.2 ProjecgGes de Produqiio e Consumo de Electricidade ................. 79 4.3 ProjecgGes de Energia e Potgncia. 1986-2000 ....................... 80 4.4 Angola: Empresas Elkctricas. Vendas e Fluxos de Fundos, 1986 ...... 84 4.5 Angola: Subsector Elkctrico. Estruturas de Pessoal Te6rica e Real, 1987.............................................. 87 4.6 Prograna Indicativo de Investimentos PrioritSrios Sugerido para o Subsector Elkctrico 1988/89-1994 ................................ 101 4.7 Capanda - GAMEK - Programa de Investimentas ......... ......... 107 4.8 Capanda Plmo de Financiamento . .................................. 108 5.1 Combustiveis Lenhosos - Prioridades de Ac@o ...................... 112 5.2 Consumo de Combustiveis Domksticos, 1987 .......................... 114 5.3 Consumo Agregado de Lenha e Carvgo Vegetal, 1987 .................. 115 5.4 Procura Hipotktica Anual de Combustiveis Lenhosos ................. 117 5.5 Principais Forma~GesFlorestais ................................... 118 5.6 Grupos de VegetaqBo Seleccionados e Respectivos Potenciais * de Produ~aode Lenha ............................................ 119 5.7 Potenciais de Produ~iiode Lenha por Provincia ..................... 120 5.8 Pre~osde Lenha e Carvbo Vegetal em Sete Provincias. 1937 ......... 123 5.9 Custos Comparados do Uso de Quatro Combustiveis Don~sticosna Cozinha......................................................... 124 5.10 Listagem das Actividades Prioritariau ................. ........... 127 "Angola" IBRD 20667 1. Angola k um grande pais, potencialmente rico em recursos energiiticos que ultrapassam em muito as suas necessidades pr6prias. 0 desenvolvimento de alguns destes recursos trouxe jh uma grande contribuigk, se n k ao desenvol- vimento, pel0 menos B manutengk de uma sociedade que enfrenta a instabilidade interna e uma agressiio externa. A capacidade de Angola para exportar anualmen- te 12-14 milhzes de toneladas de petr6leo bruto, no valor de 1,5 a 2 mil mi- lhzes de dblares, ajudou certamente a populagiio a transpor a Cltima dezena de anos com menos sofrimento do que se dela niio dispusesse. Pode dizer-se que a produg& de petr6le0, gerida com inteliggncia, tea financiado um esforgo de- fensivo, inevithvel e considerhvel, e a satisfagzo das necessidades bhicas de consumo da populaggo urbana. 2. Este relat6rio tea por objectivo clarificar, em beneficio dos deci- sores politicos de Angola, alguns dos principais problemas que C necesshrio resolver para enfrentar da forma mais econ6mica as necessidades energCticas do pais e, subsequentemente, para reforgar a energia como um dos sectores impul- sionadores do crescimento econ6mico e do desenvolvimento. Desnecessdrio serd dizer que muitas das recomendagzes formuladas s6 podergo dar fruto se e quando voltar a haver em Angola um ambiente razohvel de paz. Consequentemente, um certo n6mero delas, tal como a de estabelecer tarifas elgctricas baseadas nos custos marginais de longo prazo, devem entender-se como apenas realizdveis gradualmente. Outras, tal como a de estabelecer tarifas elkctricas que cubram os encargos financeiros das empresas, podem ser aplicadas imediatamente. A sua aplicagh teria um impact0 favorhvel iaediato no sector da energia, nas empre- sas do sector e na eficigncia da afectagh de recursos. lJ 3. Muitos dos problemas abordados no relat6rio s k conhecidos dos dirigentes angolanos do sector e dos gestores e tCcnicos a ele ligados. A andlise e a maior parte das recomendaqzes agora apresentadas foram discutidas extensamente com politicos, gestores e quadros superiores do sector ener- gCtico. As recomendag6es apoiam-se principalmente em principios e andlises econ6micos, financeiros e tecnicos. Niio se tentou abordar a dimensgo politica das questzes, matCria da competgncia das autoridades Angolanas e que se poderia revelar muito mais complexa do que a aplicagk dos principios analiticos efectuada. 4. Embora o relat6rio aborde alguns problemas urgentes com os quais os politicos de Angola se defrontam, niio 6 de mod0 algum um estudo completo de todas as questzes relativas ao sector da energia. Oferece, antes, uma viszo de lJ Em 1 de Janeiro de 1989 o MEP prop8s um auaento das tarifas de energia elhctrica para um valor m6dio de 3 Kz/kWh, de acordo alids corn a andlise deste relat6rio. Este aumento deve permitir, nos tempos mais pr6ximos, cobrir os dCfices de tesouraria das empresas. conjunto do papel do sector energetic0 na economia Angolana e dos seus prin- cipais problemas. Descreve, tambem, os aspectos principais da economia do pafs que formam o enquadramento no interior do qua1 o sector energbtico fun- ciona, mas n h procura efectuar um tratamento exaustivo dos problemas econ6mi- cos gerais 2/ . 0 estudo do subsector do petr6leo e do g b limita-se a proble- mas tais corn o sistema de pregos e a tributagh e superviszo das companhiaa petroliferas, sugeridos pelas autoridades de Angola e que se incluem nos mais prementes. 0 relat6rio nZo fornece uma descrigh pormenorizada do subsector petrolifero, materia bem conhecida em Angola e no estrangeiro e, de resto, sistematicamente abordada pela imprensa especializada. Em contrapartida, a an6lise do subsector elhctrico pretende abarcar todas as questzes importantes. Assim, atraves de uma ampla anilise, o relat6rio procura delinear uma estrat6- gia de desenvolvimento do sector energetic0 indicando, em grandee linhas, os caminhos a tomar pela respectiva gestzo. Esta matCria 6 resumida adiante e mais desenvolvida nos parigrafos 1.42 a 1.51. 0 resumo da estratCgia do sector 6 seguido da discussh das trSs principais quest6es a enfrentar imediatamente. As principais recomendag6es do relat6rio s h apresentadas sob a forma de um plano de acgh para o desenvolvimento do sector energhtico. Este plano 6 apresentado sob forma de matrie no Quacrlro 1, no fim do Resumo. Estratb~iaRecomendada para o Desenvolvimento do Sector EnernCtico ProspeccZo e Produch de Petr6leo 5. No curto prazo, Angola tem poucaa alternativas ao desenvolvimento e exploragh, t h rhpidos quanto possivel, dos seus recursos petroliferos. Assim, devem encorajar-se investimentos sustentados ou mesmo crescentes na drea da prospecgk por parte de empresas petroliferas internacionais, de forma a evitar uma quebra demaaiado ripida da produgh nos meados dos anos 1990, tendo especialmente presente a recente aceleragzo dessa produgh. Se se pre- tender que os niveis actuais de produgh (meados 1988) sejam mantidos por lon- gos anos, Angola deve esclarecer se o volume actual de despesas em prospecgk 6 suficiente para impedir uma baixa brusca das reservas e, eventualmente, da produgso. Para manter os incentivos B prospecgh, o Governo n h deve, porCm, permitir que a competitividade das cltiusulas dos contratos com as companhias petroliferas fique significativamente aqubm da de outros paises. 0 Governo necessita tambCm de continuer a fortalecer a companhia estatal SONANGOL (So- ciedade Nacional de Combustiveis de Angola), como seu instrumento efectivo de pr m o ~ he controle das actividades petroliferas. A melhor forma de o faeer consistirb em aumentar o mais possivel a sua autonomia gestioniria e financei- ra e, ao mesmo tempo, melhorar a sua capacidade para analisar os problemaa 2/ Este tratamento consta do relat6rio PNUD/Banco Mundial intitulado n 01s: An Introductorv Economic Review". econ6micos e t6cnicos ligados Bs sues actividades. Para fortalecer a SONANGOL no que respeita Bs tarefas de gestb e supervisb, deve criar-se um sistema de incentivos que permita atrair e conservar pessoal especializado. Para melhorar a capacidade de andlise t6cnico-econbmica requer-se um sistema melhorado de informagb de gest&. Refinack e Abastecimento de Produtos Petroli.feros 6. No que se refere B refinagb e abastecimento de derivados de petr6- leo, a situagb actual 6 , de um modo geral, satisfatbria. A refinaria da FPA (Fina Petr6leos de Angola), em Luanda, funciona be., em terms econ6micos. Ap6s a recente remoqk de certos estrangulamentos e o prolongamento da sue vida iitil, a refinaria deve ser capaz de suprir a maior parte das necessidades de Angola durante bastante tempo, em especial se a paz voltar em breve. Angola pode continuar a satisfazer os seus excedentes de procura atravds de impor- tagaes, mas deve reduzir os desperdicios e os consumos de baixa prioridade mediante um substancial acr6scimo dos pregos e a eliminagzo de subsidios re- dundantes. Para reduzir os custos em divisas resultantes dos acordos de im- portaqk/exportagh de produtos petroliferos, a SONANGOL deve reassumir plena responsabilidade pela negociagk das importagaes e exportag8es e procurar fon- tes de abastecimento mais baratas. No curto-m6dio prazo, 6 provdvel que se possam adiar grandes investimentos na capacidade de refinagk, dadas as gran- des incertezas nas previsaes de procura. Analogamente, numa ocasi& em que o Estado e a SONANGOL necessitam de concentrar recursos tanto na prospecg& como na produgk de petr6le0, n&o 6 prioritiria a compra da maioria ou da totali- dade do capital (ou dos activos) da refinaria. Todavia, se fosse possivel obter uaa participagb de capital na refinaria sem envolver montantes signi- ficativos de recursos pfiblicos angolanos, no context0 de uma redistribuigb de interesses entre a Sonangol, a FPA e o Governo, tal transacgk n h levantaria objecqaes. 7. As operagaes de refinagb e distribuigzo carecem de ser estudadas a fim de melhorar o sistema de "cost-plus" comum a ambas, Na refinaqk, podem introduzir-se e aplicar-se incentivos no sentido de uma maior eficigncia, Para esse efeito, pode proceder-se de modo que a FPA receba uma parte das poupangas conseguidas pel0 aumento da produtividade e seja penalizada pelas ineficign- cias, v.g., pagando uma parte destas. Por outro lado, o aumento de efici6ncia nas operaqaes de distribuiqk conseguir-se-8 mais facilmente entregando a dis- tribuigk a uma filial da SONANGOL, relativamente aut6noma, do que criando in- centivos e penalizag8es. Requer-se um estudo adicional para poder definir COB precis& a forma deste sistema de incentivos, o que 6 proposto como uma acti- vidade subsequente do ESMAP, Na ausencia de uma taxa de cbbio fi&vel, 6 dificil fazer recomendagaes muito especificas acerca doe pregos, Todavia, 6 sobejamente reconhecido que os pregos doe derivados de petr6leo s k muito baixos e carecem de um ajuste significativo, quanto mais niio seja para desfazer a ideia (falsa) de que os produtos petroliferos s b praticamente gratuitos. 8. Em geral, as perspectivas de desenvolver campos de gds n h associado nib sh prometedoras. Em vez de explorar tais campos serd preferivel deixar o gbs no terreno at6 que se lhe consigam descobrir usos econ6micos. NZo devem efectuar-se investimentos na prospecgki e delimitagh precisa de campos de gbs antes de identificar, para este, utilizag6es econ6micaa importantes. Do g h associado produzido, cerca de 50% estzo a ser aproveitados produtivamente. E provivel que, mediante novas instalagzes de e j e c g b e reinjecgb e a expansh das existentes, se aumente aquele aproveitamento at6 70% em 1990. No que diz respeito ao uso futuro do g6s associado, deve atribuir-se a mais a l t a priori- dade a una instalagh de fraccionamento de GPL em Cabinda (o que permitiria substituir as importag6es de GPL) e a um programa orientado para a exportagh de GPL/Condensados no Bloco 3. Se o primeiro project0 for para a frente, seri tambba necessdria uma instalagh de recuperagh de botijas de GPL. Deve ainda reforgar-se a capacidade da SONANGOL para estudar e supervisar projectos res- peitantes ao gbs, constituindo uma pequena unidade responsdvel por essas ques- t6es a partir dos poucos elementos que, na SONANGOL, actualmente lidam com gbs. Embora os grandes projectos petroquimicos (corn uma fkbrica de amoniaco/ /ureia) tenham perspectivas pouco atraentes, Angola poderd aceitb-los, se houver investidores estrangeiros dispostos a correr todos os riscos e a pagar um prego razobvel pel0 gBs. 9. 0 subsector elhctrico angolano, embora ainda explorado e m condig6es aceithveis, tem sofrido as consequ6ncias de mais de dez anos de negliggncia e a guerra tern contribuid.0 para agravar o problema. A procura estagnou, espe- cialmente na indCstria, e o sector residencial tornou-se o principal consumi- dor de energia. Dadas as grandes incertezas na prevish da procura, a estra- t6gia aconselhtivel em matbria de investimentos serd a que minimize os riscos. Mais especificamente, este relat6rio sugere as seguintes linhas de orientagiio estrat6gica: a ) manter uma razobvel qualidade de servigo sem novos grandes inves- timentoe; b) langar um programa de recuperagzo relativamente Bs barragens, centrais e redes de transporte existentes; c ) reforgar as fung6es-chave de g e s t h a nivel central, tais como o pla- neamento dos sistemas, o planeamento financeiro e a normalizagh doa equipamentos, m a s manter uma estrutura operacional descentralizada; d) langar as bases do futuro crescinento do subsector, reforgando as dreas de g e s t h , contabilidade e finangas e garantindo b empresas a autonomia de gestzo de que necessitam para uma exploraqh eficiente. 0s aumentos de capacidade devem situar-se muito abaixo na lista de prioridades at6 depois dos meados da d6cada de 90. 0 mais importante inves- timento em curso no subsector elbctrico, o project0 Capanda, deve ser adiado e reexaminado nos meados dos anos 90 quando se espera ser possivel ter procedido a uma avaliagh mais correcta da procura futura. Eneraia Dom6stica 10. Para uso domBstico, as cidades recebem, presentemente, tanto energia tradicional como comercial. Um problema de grande importhcia 6 a dramitica subvalorizagh dos combustiveis comerciais tais c o m os GPL (Gases de Petr6leo Liquefeitos) e o querosene. No futuro, uma politica de pregos mais equilibrada e a remogh das ineficisncias e dos riscos no abastecimento de lenha e carvh vegetal podergo levar a que os padraes de consumo, mesm nas cidades, n h favoregam t h marcadamente os combustiveis comerciais. Presentemente, o Gover- no deve assegurar a maximieagb do abastecimento cidades. A politica, essencialmente correcta, de n h intervir no combrcio dos combustiveis tradi- cionais deve continuar no curto prazo. Todavia, com o retorno da paz, a situa- g h deve ser revista, procurando: a) adoptar politicas que promovam um combr- cio de lenhas e de carvgo vegetal mais eficiente e competitive; b) efectuar economias no uso domgstico de alguns combustiveis comerciais criando assim excedentes exportbveis. Esta estratdgia de longo prazo 6 viivel porque os recursos do pais em biomassa florestal s h suficientes e esth bastante bem distribuidos, satisfaeendo, em condigaes normais, as necessidades da popula- g h . Em matBria florestal n h s h realmente necessirias, nem possiveis, quaisquer intervengaes urgentes. No entanto, sugerem-se algumas acgaes Gteis nos parbgrafos 5.34 a 5.44. Princiaais Problemas no Sector da Eneraia 11. Existe um certo n6mero de questaes e problemas no sector energbtico Angolano. Muitos deles sib analisados e discutidos no corpo deste relat6rio. 0s mais importantes, todavia, sZo postos em relevo nos parigrafos que se se- gue.. Para facilidade de discussh, esth organizados sob trfs subtitulos: a) programagh do investimento no subsector elbctrico; b) politicas de pregos e problemas financeiros daa empresas do sector; c) gesth , mh-de-obra qualificada, formag& e assistfncia tbcnica. 12. Estas questses estb inter-relacionadas. Apresentam, provavelmente, a mesma importhcia, na medida em que todas elas devem ser resolvidas se se quiser alcangar maior eficidncia e um desenvolvimento viivel do sector. Embora existam problemas no subsector do petr6leo e do g h , nenhum deles parece real- mente s6rio ou urgente, & excepgh da fixagh dos pregos doe produtos petroli- feros, discutida nos parigrafos 16 a 20. Programack de Investinentos no Subsector El6ctrico 13. A programaqiio dos investimentos no subsector el6ctrico reflecte grande debilidade, que se estende B economia em geral, na anilise e selecqk de projectos. Reflecte, tambhn, uma fraca capacidade institucional nas em- presas e nos minist6rios que as tutelam. Em resultado disto, niio se identifi- cam correctamente as necessidades e problemas reais e niio se concretizam os projectos destinados a satisfazer aquelas ou a resolver estes. Um caso extremo do que acima se diz 6 a concentraqiio, na barragem de Capanda, da quase tota- lidade do programa de investimentos do subsector elhctrico. Este projecto, que se arrisca a vir a custar mais de dois mil milhaes de d6lares, esti em curso apesar de n k resolver os problemas do subsector. Com ele, aumenta-se uma capacidade de produqiio que, mesmo tendo en conta um elevado grau de incerteza na procura, n% seri necessiria durante muitos anos. Al6m disso, esta capaci- dade adicional niio poderi ser utilizada porque as redes de transporte e dis- tribuiqiio siio limitadas e estk em mau estado, n k podendo por isso suportar o acr6scimo de produqiio. Finalmente, uma fracqiio enorae da capacidade de produ- q k (cerca de 50%) ficaria concentrada numa regiiio longinqua no interior do pais, numa fase em que a inseguranqa torna ainda vulneriveis as linhas de transporte. 0 investimento em Capanda criaria muito poucas receitas adicionais para as empresas e, consequentemente, poderia exacerbar, em vez de aliviar, os problemas financeiros do subsector. Dadas as caracteristicas comerciais do correspondente plano de financiamento, realizi-lo iri aumentar grandemente a dlvida externa do sector e poderi at6 ameaqar a disponibilidade de cr6dito em condiqces bonificadas, se a futura produqzo de petr6leo for oferecida como garantia. Empr6stimos recentes, obtidos atrav6s de um esforqo para preencher urn enorme vazio no plano de financiamento (mais de 500 milh6es de dhlares), foram contraidos em condiqces totalmente desajustadas (juro de 7,5%, pr6mio de seguro de 2%, period0 de car6ncia de 2 anos e um prazo de amortieaqiio de 90 meses) . 14. Na realidade, as necessidades do subsector el6ctrico siio substan- cialmente diferentes daquelas que um projecto como Capanda poderia resolver. 0 subsector necessita de desenvolver os trabalhos de grande conservaqiio, negli- genciados durante mais de uma d6cada e necessirios em centrais, linhas de transporte e redes de distribuiqiio. As incertezas vigentes ngo permitem pre- vis6es firmes de mod0 que o subsector requer, sobretudo, flexibilidade para responder B procura onde quer que ela se manifeste no pais. Para essa flexi- bilidade s k necessirias melhorias e pequenos acr6scimos de potGncia, um pouco por toda a parte, nos sistemas Norte, Centro e Sul. 15. Urn programa destinado a resolver estes problemas 6, essencialmente, a proposta principal de investimento apresentada pela missiio para o subsector el6ctrico (parig. 4.90-4.95). Em poucas palavras, o objectivo do programa recomendado no relat6rio consiste em reabilitar as instalaq6es de mod0 a que o subsector fique apt0 a aproveitar totalmente (ou quase) a capacidade insta- lada, con pequenos acr6scimos em certos locais, como Matala e Lomaum. Como a actual capacidade disponlvel 6 apenas 59% da capacidade instalada (i.e., 275 MW em 470 MW), este projecto de reabilitaqk 6 muito significativo. B tamb6m uma resposta muito nais adequada, em termos de risco, aos problemas do subsec- tor electric0 e Bs incertezas que ele enfrenta, do que um investimento massi- vo como o de Capanda. Em suma, portanto, o relat6rio recomenda investimentos no subsector elCctrico da ordem de 200 milh6es de d6lares (incluindo a assis- t2ncia tecnica), a serem efectuados ao longo dos pr6ximos 5 anos, em oposigh ao presente programa que excederia os 1000 milh6es de d6lares. Sistema de Precos 16. 0 sistema de pregos da energia C um campo em que s h imperativas e possiveis alterag6es imediatas e radicais na respectiva politica. As grandes distorg6es de pregos sgo um fen6meno que afecta toda a economia e devem ser encaradas no quadro de uma politica global, que procure fazer reviver o papel do mercado na afectagzo de recursos. No regime actual, os pregos desempenham uma fungzo contabilistica passiva, ou constituem um mecanismo redistributivo ineficiente, nzo fornecendo sinais que ajudem produtores e consumidores na tomada de decis6es sobre o uso racional de recursos energeticos escaasos. 17. 0 prego relativo da energia em Angola baixou aceleradamente nos C1- timos anos como resultado de pregos nominais dos produtos petroliferos basi- camente constantes e de tarifas elCctricas invaribveis em valor nominal. 0s outros pregos, em contrapartida, subiram rapidamente. 0 resultado foi que os pregos da energia, incluindo tarifas elCctricas, se tornaram desprezdveis em termos reais, originando desperdicios do lado da procura e grandes dCfices financeiros das empresas fornecedoras de energia, a adicionar aos aprecidveis subsidios pagos ou Bs receitas perdidas pel0 Orgamento do Estado. Com pregos de energia desprezdveis, os subsidios tornaram-se redundantes, i.e., o facto de os GPL serem vendidos a 15 Kz por kg ou a 25 Kz (o que representa um encargo orgamental bem definido) 6 perfeitamente irrelevante face ao actual poder de compra do Kwanza. N h existe, pois, qualquer justificagh para estes subsidios ao consumo. Analogamente, o petr6leo bruto para refinagzo interna custa ao Orgamento do Estado aproximadamente 3 d6lares por barril em subsi- dios, mas n h determina qualquer reduggo aprecidvel do prego dos derivados de petr6leo nos consumidores. 0 sistema de pregos, a tributagh e o sistema de subsidios para os derivados de petr6leo s h descritos de forma mais completa nos parbgrafos 3.27 a 3.36. 18. Resumidamente, o relat6rio sugere que os produtos petroliferos sejam vendidos a pregos que reflictam os respectivos custos de oportunidade, calcu- lados a uma taxa de cbbio apropriada. 0s diversos produtos tamMm deverh ser tributados com taxas aproximadamente similares (porque s h substitutos pr6xi- mos). 0s pregos dos combustiveis para os transportes devem incluir uma parcela destinada B conservagh de estradas. Nos pardgrafos 3.35 e 3.36 sib feitos alguns cSlculos para determinar, a titulo ilustrativo, pregos alternativos para os produtos petroliferos. Usando taxas de chbio mais realistas e tendo presente a necessidade de receitas para o Orgamento, o relat6rio estima que os pregos dos produtos petroliferos deverh ser aumentados tr2s a quatro vezes. Com estes novos pregos o consumo excessivo, de baixa prioridade, poderi ser um pouco redueido, aumentando o excedente exportdvel. Entretanto, o Governo obte- - viii - ria receitas suficientes para reduzir significativamente o actual dCfice orqa- mental, com um impact0 deflacion6rio positivo, ainda que o uso p~blico (defe- sa) dos produtos ficasse isento de impostos. 19. No caso da energia elCctrica, o objectivo imediato deve ser a repo- siqb da viabilidade financeira das empresas. Num horizonte mais distante, deveri procurar-se basear as tarifas nos Custos Marginais de Longo Prazo. Entretanto, as tarifas de electricidade perderam significado (o custo anual da electricidade para uma familia urbana de elevado rendimento equivale a umas poucas latas de cerveja) ao mesmo tempo que a posiqb financeira das empresas , elCctricas se tornou insustent6vel. Para aplicaqzo imediata, o relat6rio sugere que as tarifas de electricidade sejam aumentadas tr2s a quatro vezes, permitindo bs empresas gerar rapidamente algumas receitas. Isto permitiria aliviar o Orgamento do Estado do pagamento anual de subsidies no valor de 1 a 1,5 mil milhaes de Kwanzas. A mCdio prazo, um objectivo apropriado podia ser o de as tarifas cobrirem todos os custos financeiros, bem como uma parte (por exemplo 20% a 25%) de um programa razo6vel de investimentos, ou, mais simplesmente, de obter uma rendibilidade modesta sobre os activos (por exemplo 4% ou 5%) para alCm da cobertura de todos os custos. 20. As medidas relativas aos preqos procuram ajudar a melhorar a efi- ciencia mas nzo a substitui-la. Necessitam, por isso, de ser acompanhadas de outras acgaes de apoio. No caso da refinagb e da distribuigb de petrhleo, por exemplo, o sistema de "cost-plus" que regula estas actividades n b oferece qualquer incentivo b reduqb de custos, visto que, ou as poupangas s b automa- ticamente transferidas para o Orgamento, ou as perdas s b automaticamente cobertas por ele. Torna-se necessirio definir e aplicar uma f6rmula que ligue as reduqaes dos custos de refinagb com uma compensaqb B FPA. Tal f6rmula poderia ser definida num estudo subsequente a realizar com apoio do ESMAP. Similarmente, as actividades de distribuigzo, hoje a cargo da SONANGOL, pode- riam ser realizadas mais eficientemente por uma empresa distinta, ou por uma filial da SONANGOL com grande autonomia, e sem recorrer ao sistema "cost-plus" correntemente aplicado. 0 sistema mais simples poderia ser um regime fiscal que dividisse os beneficios resultantes do aumento de efici2ncia entre o Orgamento e a empresa. 0s aumentos de tarifas tambCm n b ajudarzo as empresas el6ctricas se nzo forem acompanhados de medidas destinadas a fortalecer a facturagzo, cobranga e, em geral, a gestb tCcnica e financeira, incluindo o planeamento do sistema e a selecgb de projectos sob condigzes de incerteza. 21. A escassez de mk-de-obra qualificada e formada que Angola herdou, e que foi exacerbada pel0 exodo dos colonos portugueses, continua a ser um dos problemas mais prementes B espera de solugzo. Muitas das deficiencias verifi- cadas na selecgb, preparagb e execugb das acgaes biisicas de politics, em geral, szo atribuiveis B falta de pessoal qualificado e experiente. Estes constrangimentos tambCm se aplicam ao sector da energia, ainda que, segundo parece, os subsectores energkticos, designadamente o do petrhleo, estejam 'em relativamente melhor situaqb do que o resto da economia. 22. NZo 6 motivo de surpresa que o subsector do petr6leo tenha sido menos afectado pela escassez verificada no pais quanto a capacidades de gesth e a competfncia tCcnica. At6 agora, as posiqzes de gesth de nivel elevado e aCdio da SONANGOL t6m sido preenchidas por quadros comparativamente experien- tes e competentes. AlCm disso, a SONANGOL ten tido acesso, e de tal se tem aproveitado extensamente, B experi6ncia de companhias petroliferas estrangei- ras e de firmas consultoras, e esti fora de dijvida que deve continuar a faz6- -lo no futuro, ao mesmo tempo que deve tentar reduzir o seu custo recorrendo a fontes potenciais de assist6ncia tCcnica n h reembolsivel. Outras fontes dis- poniveis de "know how", tais como os programas de formaqh "on the job", pro- porcionados por companhias estrangeiras, estgo mais orientadas para desenvol- ver qualificaqzes tCcnicas e de engenharia. A SONANGOL porCm, necessita mais urgenteaente de preparaqgo qualificada nas ireas de gesth, supervish e an&- lise financeira e econ6mica. 23. Um aspect0 original da Lei do Petr6leo de Angola C o facto de a to- das as companhias petroliferas ser exigida a entrega de 0,15 d6lares por bar- ril produzido a um fundo de formaqh, controlado pelos MinistCrios das Finan- qas, da Educaqh e da Energia e Petr6leo (MEP). As taxas actuais de produqiio, estes pagamentos atingem 16,5 milhzes de d6lares por ano (500 milhzes Kz). 0 control0 exercido sobre tais fundos, porCm, n h 6 claro e deve criar-se um mecanismo mais transparente que assegure que tais recursos, pagos em moeda forte, sejam canalizados para as ireas de mhima prioridade educacional. 24. Em 1986, o subsector elCctrico, excluindo o "Gabinete de Aprovei- tamento do MCdio Kwanza" (GAMEK), empregava cerca de 4000 pessoas, 100 das quais eram estrangeiras. Embora o "know how" proporcionado pelos empregados estrangeiros fosse notavelmente barato (1000 d6lares por homem-mfs), pouco contribuia para melhorar as capacidades de gesth e planeamento das empresas elCctricas. Dispondo somente de 51 t6cnicos e profissionais superiores (30 angolanos e 21 estrangeiros), o subsector elCctrico esti extremamente carente de recursos humanos experientes e qualificados. A l h disso, uma parte despro- porcionada dos quadros de nivel mais elevado esti concentrada na sede da Em- presa Nacional de Electricidade (ENE), em Luanda, de modo que muitos dos ser- viqos de exploraqh siio deixados sem qualquer apoio especializado. Consideran- do a tarefa formidivel que representa reabilitar a infra-estrutura bisica das empresas e melhorar as capacidades gestoras globais do sector, 6 indispensivel obter um considerivel afluxo adicional de recursos financeiros e humanos. A assistgncia tCcnica necessiria para melhorar a eficifncia e a viabilidade financeira das empresas elCctricas eleva-se a 105 homens-ano (equivalendo a 10 milhzes de d6lares) durante us periodo de trfs anos. Serh necessirias quan- tias muito maiores para financiar a aplicaqh de um programa minimo de reabi- litaqgo centrado no fortalecimento das capacidades operacionais do subsector elCctrico. 25. Em comparaqh con as necessidades imediatas do subsector elCctrico, o apoio externo B administraqh florestal do pais no campo da gesth dos recursos lenhosos n h C t h premente. Consequentemente, a prioridade em mathria de contrataqh de mh-de-obra qualificada, quer nacional quer estran- geira, deve ir para o fortalecimento das empresas que operam nos virios sub- sectores (empresas elgctricas, SONANGOL), para as vbrias unidadea reaponaheis pela politica do MEP e, eventualmente, para os quadros de planeamento elCctri- co central pertencentes a uma empresa elgctrica nacional, deacentralizada, a criar. Deve dar-se prioridade Bs tarefas de formagh e B assistgncia thcnica que: a) respondam Bs necessidades de recursos humanos do subaector elhc- trico; b) conservem no seu nivel actual as capacidades de geath da SONANGOL (corn pequenas melhorias onde for necessirio, por exemplo no eatudo dos problemas relativos B utilizagzo do gis). Outras Conclus6es e Recomendaczes 26. As secgzes seguintes deste Resumo enumeram mais sistematicamente as conclus6es e recomendagzes de todo o estudo. Petr6leo e Gbs 27. Angola depende econ6mica e politicamente das receitaa do petr6leo. A politica geral do Governo quanto ao desenvolvimento da produgh de petr6leo tem sido clarividente e, portanto, o seu sucesso 6 merecido. Existe um modus o~erandivihvel entre a SONANGOL e o MEP (que dethm o mandato para definir a politica global e exercer a supervish sobre o petr6leo) no que toca B auper- viato das actividades petroliferas em Angola. Embora a sua lei de constituigh lhe d6 poderes de prospecgh, explorapto, transporte, refinagh e distribuigh de petr6le0, a SONANGOL ten, em termos prbticos, duas grandes tarefas, A pri- meira consiste em encorajar o investimento estrangeiro na prospecgk e na pro- dugto de petr6leo e em negociar clhusulas contratuaia vantajosas com empreaas petroliferas interessadas, A segunda consiste em contratar, aupervisar e con- trolar as companhias petroliferas estrangeiras e em obter fundos para suportar a parte que lhe corresponde nos programas de investimento. Consequentemente, o 6xito da SONANGOL deve ser julgado em funph da sua capacidade de mbilizar e comandar a aplicagzo de recursos externos em actividades petroliferas e de su- pervisar e controlar as companhias estrangeiraa, Por estas razzes, a SONANGOL deve, por enquanto, minimizar o seu envolvimento nas operagzes a mntante e noutras actividades estranhas, a n h ser que estaa reforcem o aeu papel super- visor. Similarmente, as actividades da SONANWL em materia de distribuigh e de comercializaph internas poderh ser entregues a uma divish relativamente aut6noma ou subsidiiria, ou mesmo privatizadas. Embora seja inevitivel que a empresa permanepa sob o control0 politico do Estado, deve ser-lhe assegurada maior autonomia gestioniria e financeira. B crucial manter a capacidade da SONANGOL para obter os fundos de que carece de modo a satisfazer os seua com- promissos financeiros, Portanto, o Governo n h deve, por norma, utilisar o pe- tr6leo como garantia, except0 para as operagaes especificamente petroliferas. A capacidade da SONANGOL para controlar e supervisar adequadamente aa actividades daa companhias eatrangeiraa pode aer aumentada atravds da criag& de um siatema maia eficiente de informag& de gesth. Isto pode tamb6m aer conseguido com a aaaiatSncia do ESMAP. A formagilo de quadros qualificadoa, associada B criag3o de uma eatrutura de incentivoa para o pessoal especiali- zado, 6 uma tarefa importante. Baatari, pordm, para resolver o problem, uma utilizagh mais eficiente daa oportunidadea e daa instituigaes de formag&, hoje existentea, de prefergncia ao estabelecimento de programas novos especialmente destinadoa Bquele fim, Um sistema apropriado de incentivoa pode deaempenhar papel importante na atracgh e na retengh de gestores e quadros altamente eapecialieadoa, A assist6ncia t6cnica continuard a ser neceasiria para apoio ii execugh de tarefaa complexes e B formagh de quadros maia novoa. A longo praeo, contudo, a SONANGOL deve poder dispenser, COB vantagem, parte dos servigoe de consultoria externa a que recorre agora. 28. At6 agora, o sistema de tributaqh do sector petrolifero tem funcio- nado bem. A legislag& fiscal permite ao Governo captar lucroa extraordinirios ao mesmo tempo que protege as companhiaa petroliferas contra a compress& de lucros em periodos de declinio dos pregoa do petr6leo. Seria, portanto, con- traproducente proceder a alteragaes de fundo naa normas fiscais apliciveia Bs companhias. 29. 0 enquadramento legialativo existente 6, parcialmente, o adoptado na dkcada de 50, e ji n& se adequa B abordagem contratual e ao aistema de tri- butagh incluidoa nos maia recentes acordos de "joint venturen e de "produgh partilhadaw (APP). Tamb6m entre oa termos contratuais dsa operaghe tipo "joint venture" e APP existem diferengaa. Embora o Governo esteja disposto a abordar pragmaticamente estes problemas, pode ser preferivel efectuar pequenos ajustamentos nos textos da legislag& e dos contratos. 30. Hi quantidades eignificativas de gia aasociado (presentemente, cerca de 50% da produgh total) que s h uaadas em actividades de ejecgh e reinjec- g h do gis. Novos esquemaa de ejecgh e reinjecgh esth em viaa de ser apli- cadoe e os existentee eat& a aer expandidoa. 0 objectivo d uma taxa de uti- lizag& de 70% no final do8 anos 1990, a contrapor aos actuais 50%. Trata-se de um objectivo razoivel. N h se conhecem, pordm, projectos econ6micos de grande eacala pel0 que ae apresentam sombriaa as perspectivaa de desenvolvi- mento de campos de gis nilo-associado. 0 Gnico grande project0 que poderia utilizar quantidadee apreciiveis de g h natural 6 a fibrica de srroniaco/ureia, orientada para a exportagh, e que exigiria cerca de 51 milh8es de p6s cb- bicos/dia de gbs. Todavia, tendo em vista a depressilo actual do mercado in- ternacional de fertilieantea e considerando que os custos de fornecimento do gis s& relativamente altos, Angola nilo retiraria qualquer vantagem compara- tiva substantial, mesmo de uma fibrica bem gerida. 0 psis s6 deveria consi- derar eeta actividade no caao de surgir um investidor privado a assumir os riscos inerentes. 31. Deve aumentar-se a capacidade da SONANGOL para eatudar e supervisar os projectos respeitantes ao gds, meamo que em nihero limitado, mediante a criagh de uma pequena unidade responshvel por aqueles assuntos, aproveitando o reduzido n6cleo de funcionbrios da empresa que hoje lidam com gbs. Esta uni- dade deverb ficar em posiggo de acompanhar mais completamente as actividades em curso relacionadas com o g6s e de coordenar os planos de futuros projectos com actividades afins noutros subsectores. 32. Deve dar-se a mais alta prioridade a dois projectos presentemente considerados pela SONANGOL: as instalagaes de fraccionamento de GPL em Cabinda e o programa de extracgh de GPL/Condensados, orientado para a exportagh, no Bloco 3. Outros projectos que merecem ulteriores investigagaes a curto praeo sgo a fhbrica de recuperaggo de botijas de GPL, a central t6rmica policombus- tivel proposta para a regih do Soyo e a instalagh "onshore" para extracgh de GPL, em Malongo, que custarb 3 a 4 milhaes de d6lares (admitindo que se verificarb uma procura adequada ap6s a elevagb dos pregos dos GPL propostos pel0 relat6rio). 33. A fixaggo dos pregos dos produtos petroliferos B saida da refinaria e ao nivel dos consumidores finais e a do petr6leo bruto para refinagh in- terna sgo campos onde podem ser aplicadas, com facilidade, reformas substan- ciais. Muitos paises usam os pregos dos produtos petroliferos como mecanism fiscal para gerar receitas p6blicas e transmitir ao consumidor a ideia de que o petr6leo 6 um recurso escasso, caro e esgotbvel. Ambos os aspectos desta politica de pregos quadram bem com a presente situagiio econ6mica de Angola. No entanto, torna-se dificil, no quadro da politica macroecon6mica do pais, apre- sentar recomendagaes especificas em mathria de fixagk de pregos. Dada a extrema sobrevalorizaggo do Kwanza, a tipica prescrigh econ6mica de utiliear os custos de oportunidade como base para a fixagb dos pregos s6 faria plena- mente sentido de~oisde ajustar o valor do Kwanza, desvalorieando-o at6 uma esp6cie de nivel de equilibrio (ou at6 um nivel mais pr6ximo do de equilibrio do que actualmente). Como, porhm, os pregos finais dos produtos petroliferos em Angola estgo abaixo dos preqos na fronteira (mesmo com a presente taxa de chbio oficial altamente sobre-avaliada) e o petr6leo bruto para refinaggo local esth subsidiado, hd que corrigir previamente estas distorgaes. A forma mais ficil de ajustar os pregos serb, provavelmente, por etapas sucessivas, que poderiam ser as a seguir indicadas, usando-se taxas de ciimbio hipot6ticas: Etapa um: eliminar todos os subsidios ao petr6leo bruto e aos deriva- dos, incluindo os GPL, de forma a trazer, desde jii, todos os pregos para o nivel de pregos na fronteira, B taxa de ciimbio oficial; Etapa dois: ajustar todos os pregos dos produtos petroliferos a uma taxa de cbbio de, por exemplo, 104 Ke/d6lar; Etapa trh: nesta etapa, o Programa de Saneamento Econ6mico e Financeiro (SEF) jb deverb estar ea execuggo e poderb existir uma taxa de chbio mais adequada que oriente o MEP na fixagzo dos pre- gos dos derivados do petr6leo. No caso de se ter mantido fixa a taxa de ciimbio, apesar dos considerbveis aumentos de pregos -xiii - internos, o MEP poderd recorrer a um indice de inflagk de modo a manter os pregos dos produtos estdveis em termos reais. 34. A refinagk do petr6leo angolano em Luanda, num "hydroskimmer", 6 uma estratkgia de abastecimento econoeicamente vidvel no pais quando comparada com a importagk de produtos acabados. A refinaria da FPA 6 uma instalaggo razoavelmente gerida e bem conservada. 0 Governo parece ter a intengk de comprar a refinaria ou, pel0 menos, de adquirir uma posigh maioritbria no seu controle. Isto seria uma utilizagh de baixa prioridade para os limitados recursos de Angola a menos que seja feito de forma a minimizar o uso de fundos pCblicos. Por outro lado, a ausencia de incentivos para reduzir custos e, possivelmente, o recurso intensivo a trabalho estrangeiro, sib os dois facto- res que mais parecem contribuir para os elevados custos de exploraggo. A refi- naria da FPA opera num sistema de pregos "cost plus", B saida da refinaria, o que ngo oferece qualquer incentivo B minimizagk de custos e B optimiza~hdas operag6es. Consequentemente, devem empreender-se esforgos para conceber e aplicar um esquema de fixagk de pregos que induza a refinaria a funcionar eais eficientemente, por exemplo, atrav6s de um sistema de impostos que repar- ta os ganhos de produtividade entre o Governo e a Fina. Este estudo poderia concretizar-se no context0 da actividade do ESMAP. 35. 0 subsector el6ctrico angolano, embora apresentando razodveis condi- gdes de servigo, ngo esconde os efeitos de mais de uma dCcada de negligencia a que se soma uma longa guerra civil que tem provocado estragos adicionais. Em 1987, a potencia garantida limitava-se a 275 MW, ou seja, menos de 60% da capacidade total instalada. As linhas de transporte e distribuigk praticamen- te n h receberam qualquer conservagzo desde 1975. Embora o estado actual das contas das empresas torne quase impossivel avaliar a sua situagk financeira, parece ngo haver dfividas de que, em 1987, a necessidade global de fundos do subsector se aproximou do nivel de 50 milhdes de d6lares (ou cerca de 1,5 mil milhdes de Kz). 36. A fim de salvaguardar uma qualidade de servigo razodvel e de res- taurar gradualmente a viabilidade financeira das empresas, requerem-se medidas en6rgicas imediatas. Deve ser dada prioridade a: melhoria dos resultados financeiros das empresas; fortalecimento das suas capacidades operacionais e gestionbrias incluindo os sistemas de contabilidade facturaggo e cobranga; , , reorganizagk do subsector, concedendo-lhe maior autonomia interna de gesth; e, sobretudo, reorientagk do programa de investimento de modo a favorecer, preferencialmente, a reabilitagb da actual infra-estrutura fisica em vee de expandir a capacidade instalada. 37. Melhorar significativa e duradouramente a exploragh, conservagh e gestk requer o influx0 de "know how" e capital. 0 apoio operacional aos Sis- temas Centro e Sul, assim como a assistencia, em termos de assessoria, a um grupo de trabalho cuja constituiqh se propze, devergo ser prestados por 75 homens-ano de consultores de longo prazo mais alguns homens-ano de consultores de curto prazo, com um custo total de cerca de 10 milhzes de d6lares. 38. 0s prejuizos financeiros do subsector elCctrico deixaram de ser suportiveis. Consequentemente, o problena da recuperaggo dos custos 6 motivo da mixima preocupaqgo. Assegurar esta recuperaqiio requer auaentos imediatos nas tarifas at6 400%. Devem, tambgm, melhorar-se os processos de facturaqh e cobranqa das empresas. No curto prazo, devem-se simplificar e reestruturar as tarifas no sentido de lhes permitir a satisfaqgo de metas financeiras simples. A mgdio prazo, os ajustamentos devem ser concebidos de modo a alinhar o nivel e a estrutura das tarifas com os custos marginais de longo prazo. 39. No passado, ngo foram dados B ENE, que C a Companhia Nacional de Electricidade, nem os meios nem a autoridade para assumir a gestk do subsector de maneira razoavelmente eficiente. Consequentemente, devem ser tomadas medidas para descentralizar toda a exploraqh e conservaqZo e parte das tarefas de reabilitaqgo propostas, entregando-as Bs Direcqaes Regionais, uma vez que isto esti mais pr6ximo da pritica actual do que a centralizaqh (te6rica) implicita na estrutura formal da ENE. A nivel central, deve criar-se uma pequena unidade de planeamento que assuma a responsabilidade pelas questzes estrategicas (estudos de procura, planeamento de centros produtores, estudos tarifirios, etc.). Uma unidade deste tipo est6 actualmente a ser organizada no MEP. Investimentos Priorit6rios no Sector ElCctrico 40. No curto prazo, as prioridades de investimento devem centrar-se na reparaggo, reabilitaqk e manutenqk das instalaqzes existentes. A reabili- taggo deve processar-se simultaneamente nos tres sistemas visto que tanto a seguranqa como a economia relegam para um futuro distante a sua interligaqgo. A mCdio prazo, deve procurar restabelecer-se completamente a capacidade de abastecimento de acordo com a capacidade instalada. 0s programas de investi- mento para o subsector elCctrico, no seu conjunto, excluindo Capanda, totali- zaram cerca de 100 milhzes de d6lares em 1987 e 1988, 75% dos quais em moeda estrangeira. Um programa desta dimens& esti fora do alcance das capacidades financeiras e tCcnicas das empresas, o que torna inevitivel a compress& dos investimentos futuros. Uma proposta de programa de investimentos prioritirios, tal como k descrita no Capitulo IV, deve basear-se nas consideragzes seguin- tes: atribuir a mbxima prioridade B reabilitaggo das instalaqzes existentes; buscar maior fiabilidade no abastecimento Bs principais cidades, que s k tamb6m as principais zonas industriais; melhorar o abastecimento a Luanda, procurando resolver os principais problemas de produggo, transporte, transfor- maggo e distribuiqh; adiar a maior parte dos pequenos projectos em sistemas isolados, devido principalmente B falta de quadros gestores e tecnicos, mesmo que o equipamento ji tenha sido adquirido; adiar novas electrificaqzes rurais ou de povoag6es at6 que as condig6es de abastecimento hidroel6ctrico tenham sido melhoradas e as tarifas reajustadas; limitar a ligagib de novos consumidores nas cidades at6 que as tarifas sejam ajustadas (especialmente em Luanda) e os processos de facturagiio e cobranga substancialmente melhorados; planear um aumento significativo de assistgncia t6cnica para apoio aos grupos de trabalho da ENE em grandes projectos de reabilitagiio, tais como o do Lomaum e o do Sistema Sul. 41. A missiio, com a colaboragdo de quadros e pessoal dirigente das empresas e do MEP, preparou um programa minimo de investimentos prioritbrios, alinhado com as prioridades e considerag6es anteriores. Considerando essas prioridades e constrangimentos, a missgo niio v6 qualquer utilidade nos aumen- tos de capacidade $ escala do que estii a ser considerado em Capanda. 0 pro- grama de investimentos priorit6rios deve ser levado a cab0 durante os pr6ximos 5 anos e custar6 cerca de 200 milhzes de d6lares (quase 7 mil milhzes de Kz). Este programa parecc estar mais de acordo com as possibilidades financeiras, gestoras e t6cnicas do subsector. Todavia, continuarii ainda a representar um pesado encargo financeiro e administrativo para as empresas. 42. Uma recomendagiio geral, a acrescentar $s consideragzes anteriores, consiste em submeter cada projecto importante (que exceda, por exemplo, 2 mi- lh6es de d6lares) a anblises de viabilidade econ6mica e financeira. Capanda 43. A deciszo que o Governo parece jb ter tomado de avangar com a cons- trugiio de urna barragem e urna central em Capanda levanta diversos problemas importantes. Embora a an6lise feita seja preliminar e os resultados devam ser encarados como indicativos, dela emergem algumas conclus6es s6lidas. Primeiro, Capanda representa um afastamento significativo de urna traject6ria de expansib de custo minimo, mesmo considerando que aquela jb ngo 6 actualizada hb bastante tempo. Semndo, a enorme capacidade (4 x 130 MW) planeada para Capanda niio serb provavelmente necessiiria at6 principios do pr6ximo s6culo. Terceiro, 6 um projecto que, por si s6, niio aumentarb a fiabilidade de servigo no Sistema Norte e em nada reduzir6 os problemas dos outros dois sistemas. Quarto, as baixas taxas de crescimento do consumo, actuais e esperadas, e a disponibilidade de urna reserva t6rmica importante, permitirgo adiar urna deci- siio de investimento irreversivel e de grande repercussgo, durante este period0 de incerteza e apertadas condigzes financeiras, correndo um risco muito bai- xo, at6 que o ambiente econ6mico se torne mais estbvel e se disponha de uma melhor percepggo sobre a procura potencial a m6dio e longo prazo. Quinto, realizar o investimento de Capanda far6 crescer substancialmente o encargo com a divida pfiblica externa (financiamentocomercial). Poder6 tamb6m enfra- quecer a capacidade de Angola para financiar o seu programa de desenvolvimento petrolifero, do qua1 dependem as futuras receitas de exportagiio, j6 que urna parte da futura produgiio de petr6leo est6 consignada como garantia de reembol- so de parte do financiamento brasileiro em Capanda. Sexto, s6 estb garantido cerca de metade do financiamento necessbrio para o projecto. Quer dizer, de um custo total estimado, em termos optimistas, em cerca de 1600 milh6es de d61a- res, 4J cerca de 528 milh6es foram negociados, em condiqaes comerciais, coa o Banco do Brasil (0s quais estarh praticamente esgotados no principio de 1989) para as obras de construqiio civil, e cerca de 275 milh6es estiio garantidos pela URSS (exclusivamente para equipamento electromeciinico). Verifica-se, portanto, que s6 esth garantidos pouco mais de 800 ailh6es de d6lares. Assim, pode ser preferivel interromper os trabalhos voluntariamente a aguardar mais algum tempo e interromp2-10s por falta de fundos. De qualquer modo, n h parece provdvel que o Governo de Angola consiga reunir os fundos necessdrios para concluir a obra. Um projecto alternativo aais justificado consistiria na reabilitagiio e pequenos aumentos de pot2ncia em todos os sistemas existentes. Entretanto, foi contratada uma empresa consultora para reavaliar o projecto de Capanda e o Governo solicitou ao Banco comentdrios ao respectivo relat6rio. 44. Numa andlise final, portanto, este relat6rio recomenda a actualiza- giio do plano de expansh existente, baseado nas projecg6es de consumo que for possivel estabelecer corn melhor justificagh, de modo a confirmar a fase na qua1 se deveria desenvolver o empreendimento de Capanda. Devem ser pornenori- zadamente avaliadas as sequ2ncias alternativas de expansiio para o sisteaa Norte, contemplando diferentes datas de entrada para os grupos de Capanda e as obras complementares de Cambaabe, no context0 de todo o subsector elhctrico e com todas as implicag6es econ6micas e financeiras avaliadas nua quadro rea- lista de projecgzes de consumo e de custos actualieados. Para apoiar estas ta- refas, este relat6rio inclui os Termos de Refer2ncia (ver Anexo 18) para um Estudo dos Investimentos no Subsector Elhctrico, destinado a identificar com precisiio e a iniciar a preparagh dos trabalhos de reabilitagiio dos tr2s sis- temas, a rever ou realizar a andlise econ6mica e financeira dos principais projectos e a estudar a viabilidade e os custos de interrupgh dos trabalhos em Capanda, salvaguardando as obras jd realizadas e identificando as utiliza- gzes para os materiais e equipamentos existentes ou encoaendados. Florestas, Combustiveis Lenhosos e Ener~iaDom6stica 45. Embora as estatisticas disponiveis sejam poucas e niio meregam con- fianga, dois estudos recentes e as estimativas da missh permitem descrever a situagiio da procura e da oferta de combustiveis lenhosos que se pode resumir como segue. 4J Este valor total h aproximado mas exclui o custo das linhas de transporte at6 Cambambe e Luanda, bem como o custo das subestagzes. Exclui igual- mente imprevistos, fisicos ou financeiros. Adicionando o custo da rede associada e admitindo um controle de custos eficiente - o que n h 6 evi- dente - o custo global total poderia rondar os 2 mil milh6es de d6lares. 46. A maioria dos Angolanos utiliza lenha e carvh vegetal na cozinha e no aquecimento. Nas cidades, porhm, uma minoria significativa usa GPL. 0 con- sumo agregado de lenha 6 da ordem dos 2,5 milhaes de toneladas/ano e o do carvh vegetal orga por 0,5 milhaes de t/ano, tudo corresponden o a um abate 9 total de 6 milhaes de toneladas, i.e,, cerca de 10 milhaes de m de madeira. Angola possui cerca de 50 milhaes de hectares de florestas densas e nais 55 milhaes de terra corn arvoredo e savanas. Em conjunto, estas florestas s h ca- pazes de produzir, sem afectar o patrimhnio, muito mais do que o actual con- sumo do pais. 47. Dos cerca de 9 milhaes de habitantes de Angola, quase metade vive em dreas onde a escassez de lenha 6 mais ou menos pronunciada, quer no litoral seco, quer nas cidades do interior. Nas dreas de escassez, a populagh subur- bana constitui o grupo mais atingido. Apenas tea acesso limitado a combusti- veis alternativos (muito mais acessiveis nos centros urbanos) e, diferente- mente da maioria da populagiio rural, niio pode apanhar gratuitamente a sua pr6- pria lenha. E, al6m disso, penalizada pelos elevados pregos de mercado dos combustlveis lenhosos: o custo por milhar de quilocalorias 6teis 6 apenas 10 Kz para o GPL mas 10 a 20 vezes mais no caso da lenha e do carviio vegetal. 48. 0 quadro institucional relativamente B energia de origem florestal 6 fraco. A exploragiio de lenha 6 regulada pela Direcgiio Nacional para a Conser- vagh da Natureza (DNACO) que emite licengas de corte. A DNACO, todavia, nib tem recursos que lhe permitam garantir que o corte efectuado esteja em con- formidade com as licengas emitidas. 49. A criagiio de novas florestas niio 6 a melhor (mais barata) maneira de resolver o problema da lenha. Isto deve-se primariamente ao facto de a faixa litoral seca de Angola, onde vive a maioria da populagiio que sente escassez de lenha, ser pouco apropriada ao crescimento de brvores. 50. 0 relat6rio propae vbrios conjuntos de actividades prioritdrias aos niveis regional e local. Quatro tem carbcter regional, enquanto dois ten ca- rbcter nacional. 0 primeiro conjunto de actividades regionais cobre as provin- cias da Huila e Namibe, uma regiiio onde as condigaes de seguranga s"aobastante boas. Inclui quer actividades orientadas para os centros urbanos, como o melhoramento de fogaes, quer actividades de base rural, como sejam melhorar os sistemas de abastecimento de lenha e carviio vegetal. 0s outros tres conjuntos regionais cobrem, qualquer deles, breas urbanas: um para Luanda, urn para Benguela/Lobito e um para a cidade do Huambo. Para Luanda e Benguela/Lobito prop6e-se que se fomente o aumento de GPL como combustive1 domCstico. Na ci- dade do Huambo, a primeira prioridade deve ir para os fogaes melhorados. 51. Em apoio das actividades regionais devem langar-se duas actividades nacionais. Uma cobrird a produgiio e a introdugiio de fogaes melhorados e a ou- tra preocupar-se-6 corn os problemas agro-silvicolas (desenvolvimento e expe- rimentagh). As actividades referidas, regionais e nacionais, foram agrupadas nos seguintes quatro projectos: - xviii - a) um projecto-piloto em Huila-Namibe, abrangendo os vdrios componentes da energia de origem florestal e incluindo o desenvolvimento agro-florestal; b) aperfeigoamento de fog6es de cozinha para as populag6ea urbanas e suburbanas de Luanda, Benguela, Lobito e Huambo; c) um sistema melhorado de abastecimento de combustiveis lenhosos, principalmente para as cidades de Luanda, Benguela, Lobito e Huambo; d) substituigh sustentada e parcial da lenha e do carvh vegetal pelos GPL como combustive1 dom6stic0, para as populag6es urbana e subur- bana do litoral, pel0 menos at6 que uma situagzo geral mais paci- ficada melhore os abastecimentos e baixe os pregos dos combua- tiveis lenhosos e que medidaa de ajustamento econ6mico tenham aumentado os pregos dos derivados do petr6leo (GPL, querosene). Plano de Acch 52. 0 Quadro I apresenta, sob a forma de matriz, uma vish global das vbrias acg6es propostaa no relat6rio para promover o desenvolvimento do sec- tor energktico de Angola. A cada acgh 6 atribuida uma prioridade e um ho- rizonte de conclush. Este horizonte 6 dividido em curto prazo (acg6es a exe- cutar imediatamente), m6dio prazo (acg6es a p6r em prdtica ao longo de dois a tr6s anos) e longo prazo (acg6es com durag6es de execugh superiores a tr6s anoa). Para certos projectos apresenta-se uma estimativa de custos, nos casos em que, ou jb tinham sido calculados, ou em que o foram propositadamente para o relat6rio. - x i x- Qudro: -La: DB AWAO PARA 0 MSKNVOLVnnnrO DO S1Cr03 IIR.ORICO Prioridnde Prazo(a) - (1) Fortalecilento Aumentar a assistencia Primeira CP-IP operational dns em- tecnica e a formaqPo co- presas. w preparaqao para o pro- gram de reabilitaq80. (2) ReorientaqAo da Planear e executar um 200 milh8es de d6- Primeira CP-nP politica de investi- programa de inveetimentos lares (10 milh8es mentoa no sentido dn para ReabilitaqHo do Sec- para assiat6ncia reparaplo e ranuten- tor Electrico. t6cnica de 1988 a q4o das instalaflea 1992). existentes. (3) RecuperaqHo finan- Elevar imediaterente as Primeira CP-nP ceira do sector elk- tarifas em 300 a 400%. trico. Conceber e implementar gradualmente ma politica tarifaria economicanente mais eficiente. Helhorar o aistema de facturaqHo e cobranqa . (4) Reforma adminis- C a excepgiio do planearento Segunda trativa e institu- descentralizar a explorapAo cional do sector e ranutenqHo. el6ctrico. (1) Hanutenqlo do ni- Dotar a SONANCOL com maior Primeira np-LP vel de investilento autonollia de gestfio e fi- requerido para evitar nanceira. que a taxa de produpfio de petr6leo bruto de- cline. (a) CP- Curto prazo; IP- Iedio prazo; LP - Longo prazo. Objectivo Acplio Cueto Prioridade Praeo(a) (2) ?ortalecimnto do Criar ru eietema melhora- Segunda papel euperviaor da do de inforraflo de gee- SONANCOL tlio; inetituir ur eietemu de incentives que atraia e conserve quadros espe- cializadoe. (3) Melhoria da crm- Padronizar o tratamento Terceira np-LP petitividade doe ter- fiscal dae capanhias m e contratunis para petroliferas; rever le- as cmpanhiae petro- gielapPo ultrapaasah. liferas. (1) Redup& da depen- Praccionamento de GPL 2-3 milh6ee dbla- Primeira CP dencia de importaMee no "offehore" de Cabin- ree de GPL. da para fornecer 30.000 tonfano ao mercado in- tern~. (2) A w n t o doe ren- Becuperar CPLfCondenea- Segunda UP-LP dimntos da erporta- doe no Bloco 3. . plio (3) Uelhoria da infra- Uontar fAbrica de recu- 5 milh6ee ddlaree Segunda -estrutura de abasteci- para40 de botijae de mnto de GPL dodatico. DPL em Luandei. (4) Uelhoiia da produ- Inetalar central tdmi- 20 a 25 milMes Segundaf CP-HP piio de electricidade ca p l i ~ b u e t i v e l de ddlaree /Terceira em Areae isoladae. 15 IIW na Area do Soyo e reabilitar a turbine a gBe de Cabinda. (5) Amento da oferta InstalagPo "onehore" pa- 3 a 4 milMes Terceira CP-UP de GPL ao mercado do- ra recuperar GPL em ddlaree - xxi - - - - - - Objectivo A c e Cueto PrioridPQ Pruo(a ) (1) Supreado dam dim- a) Eliminar todoe oe tor-e no8 prsqom do8 mubmtdiom direct08 e derivadoe do potr61.o ajuetar oe preqoe A bruto. aaida refinaria para niveie maie ele- . vadoe b) Awntar o nivel doe prsqoe de acordo cca ajumtawntoe na taxa de h b i o . (2) A w n t o da efi- llodificar o actual eie- cibncia dae operapb.~ toma do "cost-plus". do refina#o. (3) Bedu- m a cum- 90NUCOL dove retorar toe am diviaam dom plem reeponaabilidade acordom do importa- pela contratapio do im- #o/exportapPo do portapb.8 e erpartag6ee produtom petroltfe- (fue16leo de baixo teor do enxofre) e procurar fontee do abamtecimento maim boratae. (4) Bedupio do cumto SONAMCOL dove delegar o do dietribui#o in- d r c i o por groeso ntma term do produtom filial aut6nou. 0 trans- pretroliferom. porte e o d r c i o a re- talho devam eer gradual- mente privatizadoe. (1) nelhoria da A l u w n t a r a oferta de arbatituioQo entn QPL combumtiveim. - (a) CP - Curto -; H? W i o pram; LP - Longo pram. - xxii - Objective AcpHo ~uato Prioridade Praeo(a) (2) Amento do ren- 100.000 d6lares Segunda HP-LP d h n t o doUBO fi- nal da lenha e do carvlo vegetal. (3) Helhorias na Deaenvolver medidas ee- 15.000 d6lares Terceira HP-LP infra-estrutura de leccionadas para relho- abastecirento de rar o esquema orgniza- cabustiveir, lenho- cional, a eficiencia 84s. operacional e a extrac- piio de matthias primas para produpHo de carviio vegetal. (4) Beduqiio do con- Intrcduzir fog8es aper- 600.000 d6lares Prireira CP-UP s u o especifico de feiqoados . lenhas nae concentra- +es urbanas. (5) nelhoria do sie- Deaenvolver redidas dea- Incluido no cus- Segunda tema de abasteciren- tinadas a amentar o uso to acima. to de lenha. de recursos com irporth- cia ecol6gica marginal, aperfeiqoar as tbcnicas de colecta e ranter a es- tabilidade do abasteci- mento. (6) nelhoria do sie- Deaenvolver redidas selec- Prireira UP-LP tema de abasteciren- cionadas para wlhorar o to de cabustiveia eequema organizational, a lenhosos . eficiencia operational e a extracgiio de catdrias primas para a produpiio de carviio vegetal. (a) CP - Curto praeo; HP-N6dio praeo; LP -Long0 praeo. - xxiii - Objectivo AcpHo Custo Prioridade Prazo(a) (7) Progressos no Amentar o abastecimento Segunda UP objectivo da substi- de CPL tuipgo entre combus- tiveis. ( 8 ) Inqubrito sobre Descrita no Capitulo V Segunda CP-HP o sistema de abaste- cimento de combusti- veis lenhosos a Luanda. (9) Melhoria no ren- Produzir e dieseminar fo- Terceira CP-HP dimento doe usos fi- giies aperfeipados. nais. No Interior (10) Helhoria do sis- Desenvolver medidas selec- tema de abastecimen- cionadas destinadas a au- to de lenha. mentar o uso doe recursos com importhcia ecoldgica marginal, aperfeipoar as tecnicas de colecta e ran- ter a estabilidade do abas- tecimento. (11) Melhoria no ren- Introduzir fogSes aperfei- Segunda CP-HP dimento dos usos fi- poados . nais. (a) CP - Curto prazo; MP-MMio prazo; LP - Longo prazo. I A ENERGIA NA ECONOMIA Quadro EconOmico Geral 1.1 A RepLblica Popular de Angola estd localizada na costa ocidental da Africa, com a Namibia ao sul, a ZSmbia a leste e o Zaire e o Congo a norte. 0 pais inclui tambem o enclave de Cabinda, separado do resto de Angola por um corredor de territbrio zairense e a foz do rio Zaire. Angola cobre uma Area de 1,27 milhbes de km2. As suas fronteiras terres- tres medem 5070 km e o seu litoral atlSntico excede 1600 km. 0 clima @ tropical a norte, subtropical a sul e temperado no planalto. Em meados de 1986, a populag%o de Angola estimava-se em cerca de 9 milhees (censo de 1970: 5,6 milhoes) e a taxa actual de crescimento demogrdfico @ prb- xima de 2,8%. Embora a densidade global da populagao seja comparativa- mente baixa, t8m-se verificado intensas migragoes para as dreas urbanas nos anos mais recentes. Presentemente, os habitantes urbanos e suburba- nos representam, provavelmente, cerca de 30% da populagao total. 1.2 Apbs a independfncia, em Novembro de 1975, Angola ressentiu-se de uma significativa escassez de profissionais experientes e trabalhadores especializados de todos os tipos, necessdrios para a formiddvel tarefa de reconstrugao de urna economia danificada pela guerra e ameagada de colapso, em consequfncia do fxodo massivo dos colonos portugueses. No entanto, o pais tambem herdou: urna infra-estrutura de transportes bem desenvolvida; um sector fabril relativamente diversificado (sobretudo em bens de consumo intermbdios); dreas agricolas ferteis; um sector mineiro sauddvel e um sector petrolifero de dimensao aprecidvel. Ap6s a indepen- dsncia, a guerra civil constante tem perturbado profundamente o desen- volvimento econ~micoe continua a ser o obstdculo mais sgrio A recupera- gao economics. A politica econbmica tem-se baseado no planeamento cen- tral e no controle administrative. Este sistema tem tido vdrios efeitos adversos, incluindo o aparecimento de um mercado paralelo, graves dis- torgoes nos pregos, investimentos mal aplicados, consequfncias indesejd- veis na distribuigao do rendimento real e urna aus8ncia generalizada de disciplina financeira e fiscal. L/ 1.3 Angola pode classificar-se como um pais exportador de petr~leode rendimento medio-inferior. Um PIB per capita de 485 d6lares (1986) 2/ - 1/ Para uma andlise da economia angolana, ver o relat6rio PNUD/Banco Mundial, intitulado: "Angola: An Introductory Economic Review", Julho de 1988. -2/ Todos estes dados enfermam de grandes erros, mas citam-se neste re- lat~riopor serem os Gnicos disponiveis. situa-o ligeiramente acima da mgdia dos paises da SADCC. Cornparado, porem, com outros paises africanos com recursos medios de hidrocar- bonetos (Tunisia, Gabao ou a RepLblica Popular do Congo), o PIB per capita de fingola & baixo (Quadro 1.1). Alem disso, a despeito de receitas do petroleo elevadas e crescentes, o PIB do pais caiu, em valores reais, entre 1980 e 1985. Angola assemelha-se a outros paise5 africanos com razoAveis recursos de hidrocarbonetos, pelo facto de o petroleo fornecer a maior parte das receitas governamentais (53% em 1985) e representar uma parte significativa do PIB (30% em 1985). Por isso mesmo, a queda dramdtica dos preqos internacionais do petrbleo, nos finais de 1985, teve urn impacto desastroso sobre a economia angolana. Quadro 1.1 : INDIEADORES ECONiHICOS CDHPARADOS, 1905 Pais PI0 Participagao Participagio da receita per capita do petrileo do petrileo nas (dilaresde no PI0 receitas 6overnasentais 1905-Bb) (XI (1) Angola 485 &% Congo 1.110 40X 6abio 3.350 451 Nigtia 000 23X F-: Autoridades angolanas, Relatirio sobre o Desenvolvisento Hundial, 1986 e estisativas da sissio. 1.4 Como se indica no Quadro 1.2, o desenvolvimento da economia ango- lana, apos a independhcia, pode subdividir-se em tr8s periodos distin- tos. Entre 1977 e 1981, o PIB real cresceu A taxa media anual de 4,3%. Esta recuperaqao, porem, foi de curta duraqao e cessou subitamente em 1981 - 82, no momento em que se intensificou a luta interna e as recei- tas petroliferas baixaram devido A queda dos precos internacionais. 0 resultado foi a diminuiqao do PIE real, entre 1981 e 1983, a uma taxa mPdia anual de 5,lX. Tomou-se, entao, uma serie de medidas de austeri- dade, ao mesmo tempo que a produqao de petr6leo continuava a aumentar. Estes dois acontecimentos atenuaram a reduqao do PIB no period0 entre 1983 e 1985, mas o colapso dos preqos do petroleo, nos finais de 1985, precipitou a recessao aguda de 1986. 0s valores apresentados no Quadro 1.2 sublinham tambCm o papel dominante desempenhado pel0 sector petroli- fero. Tanto as importaqoes como os gastos do Estado dependem fortemente das exportagoes de petr6leo. Em 1985, estas representaram quase 96% do total de mercadorias exportadas. Ruadro 1.2: ANGOLA: GRANDES INDIEADORES EEONiHIEOS a_/ (Variagio bnual, en X I Indicador 1986 1978-81 1981-83 1983-85 1986 Valor bbsoluto (milhoes dilaresl P I E Real 4.499 + 4,3 b_l - 5,l - 1,7 - 8,7 Gastos do Estado 3.110 +30,7 - 9,9 +14,7 -14,l Exportagies de energia 1.150 +25,5 + 5,7 +10,9 -39,7 Importagies de rercadorias 1.062 +19,6 -19,l +18,2 -23,3 a_/ EStirati~a,pelo metodo dos riniros quadrados, para a taxa media de variagio anual do v& dos indicadores. b_l 1977 - 81. E:Estimativasdarissio(bnexo1). 1.5 R ligagao mais directa entre o valor acrescentado do sector petrolifero (que representa cerca de 30% do PIB) e o resto da economia (0s sectores nao-petroliferos) & o impacto que as receitas do petr6leo t6m sobre o orgamento e os gastos do Estado. Entre 1980 e 1986, o petr6- leo contribuiu, em m&dia, corn cerca de 63% da receita fiscal (ou seja, quase 52% das receitas totais do Governo). Com efeito, em todos os anos except0 1986, o aumento ou diminuigao destas receitas & quase completa- mente resultante de uma variagao correspondente no volume dos impostos pagos pel0 sector petrolifero. Tornou-se dificil conter o avolumar das despesas pLblicas a partir do momento em que as receitas do petr6leo abrandaram o crescimento ou comegaram a diminuir. 0 resultado foi o aparecimento de elevados dCfices orgamentais entre 1979 e 1986 (totali- zando 140 mil milhoes de Kz). Fica-se com a sensasao de que as despesas governamentais se foram ajustando em fungao das receitas petroliferas, com atrasos significativos. 1.6 0 impacto, a prazo, das receitas do petr6leo sobre o crescimento do PIB tern sido minimo, jA que a maior parte de tais receitas ou finan- ciou o consumo corrente (pGblico, principalmente na defesa, e privado), ou foi aplicada em projectos de investimento pGblico de baixa produtivi- dade, alguns dos quais ainda incompletos. Al&m disso, as receitas do petroleo tFm permitido que o pais mantenha uma taxa de c3mbio altamente sobrevalorizada. Isto afectou a competitividade dos bens transacciona- veis de origem nacional, ao tornar as importasoes artificialmente bara- tas, al&m de exercer uma pressao ascendente sobre os pregos dos bens nao transaccionaveis, distorcendo assim a estrutura do PIB. ComPrcio Internacional e Balanca de Paqamentos 1.7 A caracteristica mais relevante do comPrcio externo de Angola P o aumento continuo do sector petrolifero, tanto na sua dimensao como na sua importsncia relativa. 0 peso do petroleo bruto nas exportaqoes to- tais tem aumentado constantemente, subindo de cerca de 70%, em 1973, para 74% em 1980, e para mais de 90% em 1986. Excepto em 1986, ano em que as receitas do petroleo cairam abruptamente, e em 1981-82, anos em que se registou um ligeiro decrPscimo temporhrio, as receitas da expor- taqao de petr6leo aumentaram sempre desde 1978. Em contrapartida, as receitas da exportacao de outros bens, tais como cafP e diamantes - que costumavam representar uma parcela aprecidvel das receitas totais de exportaqao - baixaram continuamente e sao hoje quase insignificantes. Desde 1978, o pais tem suportado sempre um dPfice na sua balanqa de transacqoes correntes. 0s excedentes da balanqa comercial (bens, em especial petr6leo bruto, e serviqos nao imputdveis aos factores) e as transfergncias unilaterais liquidas nunca bastaram para cobrir o dPfice substancial e sempre crescente dos serviqos dos factores. Todavia, desde 1978, Angola tem invariavelmente conseguido um excedente na sua balanca de capitais. Mais de 80% das entradas provieram de emprPstimos externos, e o pequeno volume de investimento estrangeiro direct0 efectuou-se prin- cipalmente nas actividades petroliferas. Durante a crise de liquidez de 1985-86, o endividamento externo angolano de curto prazo aumentou signi- ficativamente, devido sobretudo a atrasos crescentes nos pagamentos, que sao contabilizados como entradas de capitais de curto prazo. Reformas de Politica 3/ 1.8 Em resultado do agravamento constante da situaqao economics do pais, o Governo estd a procurar desenvolver e implementar uma sPrie de reformas de politica, tais como conceder As empresas estatais maior autonomia financeira e de gestao, afrouxar os controles de preqos, limi- tar o acesso ao crPdito, encarecer o custo do capital e desvalorizar o Kwanza. 0 chamado "Plano de Saneamento Economico e Financeiro" (SEF) contPm diversas ideias e propostas, mas os objectivos, a concepcao e o calenddrio especificos da reforma estao ainda em discussao. Espera-se que as medidas jd propostas ajudem a eliminar os aspectos mais negativos do sistema economico de Angola, i.e., a ausEncia de disciplina fiscal e monetdria, as distorqoes criadas pel0 controle de precos, a oferta ex- cessiva de moeda e a sobrevalorizaqao do Kwanza. Se os preqos do petr6- leo vierem a recuperar, mesmo que parcialrnente, atenuar-se-A o constran- gimento impasto pela situaqao da balanqa de pagamentos; a subida das receitas petroliferas e a reduqao dos defices orqamentais conduzirao a uma recuperaqao econ6mica sustentada, especialmente se forem acompanha- das dos incentivos apropriados e de um abrandamento da guerra. - - 3/ Estas politicas estao descritas e analisadas com maior pormenor no estudo "Angola: Rn Introductory Economic Review". PanorSmica Geral do Sector Enerqgtico 1.9 Pelos padroes africanos, Angola & rica em recursos energ&ticos. 0 pais dispoe de apreciaveis reservas de petroleo e gas, de um grande potencial hidraulico e de amplos recursos em combustiveis lenhosos. As reservas provadas de petroleo atingem actualmente 1.418 milhoes de bar- ris (o suficiente para manter a produgao ao nivel da de 1986 durante os proximos 12 anos), ao mesmo tempo que as reservas de gas natural estao avaliadas em 5 bilioes de p&s chbicos. Gragas a estas reservas substan- ciais de petr6leo e gas, Angola situa-se imediatamente a seguir A Nig&- ria como pais produtor de petr6leo entre os paises ao sul do Sara. 1.10 Em 1986, a produgao total por Angola de energia primiria comer- cia1 atingiu 17,7 milhoes de tep, ou seja, 1,96 tep per capita. 56 raros paises africanos, como, por exemplo, a Libia, a Arg&lia e a Africa do Sul, registam valores per capita significativamente mais elevados. Con- tabilizando os combustiveis lenhosos (cerca de 2 milhoes de tep de ener- gia primdria), a produgao per capita foi de quase 2,2 tep. Todavia, dado que mais de 70% da produgao de energia primaria comercial sai do pais sob a forma de exportagoes de petroleo bruto e de GPL (Gases de Petr6leo Liquefeitos), ao mesmo tempo que 95% do gas natural associado ao petr6- leo bruto sao queimados ou reinjectados, o consumo final per capita de energia comercial & moderado: em 1986 era de 103 kgep. Este valor deve ser comparado com 602 kgep no Gabao (dados de 19851, 151 kgep no Congo (19851, 142 kgep em Sao Tom& e Principe e 24 kgep em Mogambique (1984). Se se incluirem os combustiveis lenhosos, que representam 56% da oferta liquida interna de energia, o consumo final de energia per capita, em 1986, atinge 297 kgep. Nao hi dados rigorosos sobre a desagregagao sec- torial do consumo. Todavia, aproximadamente 50% dos derivados de petro- leo, equivalentes a 95% da energia final comercial (ou 42% da energia final total), sao gastos nos transportes militares, enquanto que o gros- so dos combustiveis lenhosos vai para o consumo dom&stico. 0 Quadro 1.3 apresenta um resumo do Balango Energ&tico de Angola em 1986. Ruadro 1.3: RESUHO DO BALANFO ENERGLTICD DE AN60LA EH 19Bb (ailharesde tep) Corbustiveis 6ds Petrileo Hidro Electricid. Produtos Total lenhosos natural bruto Electric. petrol iferos - - Produgio total 2.074 3.410 14.102 173 - - 19.675 Disponibilidade total 2.074 3.241 1.498 173 - - 7.000 Disponibilidade liquida a/ 1.100 - - - 49 1.443 2.672 Consuro final kt 1.100 - - - 49 B79 2.108 at Ajustada, atendendo b perdas de conversio e usos nio enerqbticos. it Ajustado, atendendo As reerportagies e As vendas para bancas raritiras. Fonte: Anexo 3. 1.11 0 Quadro 1.4 resume as tendsncias do consumo de energia comer- cial. 0s dados indicam at& que ponto o consumo final de derivados de petroleo e de electricidade se desligou da actividade global da econo- mid, em particular durante a decada de 80. Ao passo que o PIB real dimi- nuia, o consumo de derivados de petroleo revelava tendsncia marcadamente ascensional. Mesmo depois da queda dos preGos do petroleo em 1985-86, as vendas internas de derivados continuaram a aumentar. Por outro lado, as varia~oes ocorridas no consumo de electricidade parecem seguir mais de perto o crescimento do PIB. Entre 1977 e 1982, o consumo subiu em pro- p o r ~ a odirecta com o PIB e, em seguida, diminuiu, A medida que piorava a situagao economics. Todavia, isto nao prova uma relagdo de causa-efeito. Q baixa no consumo de electricidade pode muito bem ter sido devida a restri~oes da oferta. Como a percentagem do consumo em baixa tensao (residencial) no consumo total subiu significativamente nos anos 00 (acima de SOX), tendsncia esta reforgada pelas tarifas extremamente baixas, o consumo de electricidade deverd ter sido mais ou menos condi- cionado pela produgao (deduzidas perdas de transporte e distribuigao). Raciocinios similares sao aplicdveis aos derivados de petr6leo. Entre 1980 e 1986, os consurnos que mais aumentaram foram os dos GPL, querosene e jetfuel, cuja procura @ rigida relativamente ao rendimento e aos pre- qos (utiliza~aoresidencial e usos militares). Consequentemente, a falta de correlagao entre o consumo de energia comercial e o crescimento glo- bal da economia pode explicar-se pel0 facto de que, tendo-se tornado insignificantes as tarifas oficiais de electricidade e os preqos dos derivados de petrdleo, eles deixaram de servir como instrumentos de utilizagao racional de energia. Na verdade, a preGos desprezdveis, o consumo pode manter-se perfeitamente eldstico at& deparar com outros constrangimentos, tais como os equipamentos ou a capacidade de oferta. Ruadro 1.4: RESUHO DA EVOLUCiO DO CONSUHO DE ENERGIA COHERCIAL a/ - - Tipo de Energia Electricidade +6,6 -5,5 -0,s 49 (milharestepi Derivados de petrileo - t9,O t6,b 915 (milhares tep) Energia comercial total - - +6,2 965 (milhares tep) Consumo per capita total - - +3,3 110 (kgep PIE +4,3 -1,9 -3,9 485 (dolaresl -a/ Estinativa, pelo mCtodo dos minimos quadrados, das taxas mCdias de variagio anua 1. m:Autoridades angolanas e estimativas da missio (Anexo 3). Derivados do Petroleo 1.12 Como se pode ver no Quadro 1.5, a estrutura da procura de deri- vados de petr6le0, em Qngola, esta fortemente enviesada no sentido dos destilados mkdios, que representam mais de 75% das vendas internas to- tais. Entre os destilados medios, o gashleo desempenha um papel menos importante do que noutros paises com igual nivel de desenvolvimento econhmico, o que indica uma procura artificialmente baixa nos transpor- tes rodovidrios, na industria e na agricultura. Por outro lado, o quero- sene representa mais de um quarto das vendas totais internas de deriva- dos. A agricultura correspondem somente 2% das vendas internas de refi- nados, a que nao @ surpreendente,dado o baixo nivel da produgao agricola comercial e o facto de muitas Areas rurais estarem isoladas da infra- -estrutura de transporte e distribuigao. 0 consumo industrial depende de um pequeno ntimero de actividades energetico-intensivas (refinagao, in- dustria extractiva, cimentos) que representam cerca de trFs quartos do consumo de fueldleo para caldeiras. 0 sector pGblico absorve mais de 50% dos combustiveis para aviagao consumidos em Ansola. 0 consumo domestico de derivados de petr~leo- principalmente gasolina, querosene e GPL - est6 fortemente enviesado em favor dos centros urbanos. Desta forma, a distribuigao regional e sectorial do consumo de produtos petroliferos apresenta-se altamente distorcida, i.e., espelha constrangimentos impos- tos, quer pela guerra civil, quer pel0 estado deprimido da economia. Quadro 1.5: VENDAS INTERNAS DE DERIVADOS DE PETRiLEO, POR SECTOR, 1985 (em X ) 6PL e 6asileo Jet- Gas01ina Fuel- Percentager Querosene fuel i l e o nas vendas totais I n d i s t r i a 3,8 26,2 10,3 197 52,2 20,b Agricul tura 0,7 3,1 0,s b,8 2,2 Transpor tes 0,2 27,l 4?,1 0,8 39,3 28,8 Construgio a,? 4,fl - O,b 2,1 Revenda 77,2 20,4 - 42,2 - 19,b fioverno 1,7 4,'3 0,1 2,s 0,4 2,2 Defesa e Seguranga 3,1 lO,l 42,O 49,8 0,3 21,l Outros 13,l 4,3 0,5 1,9 0,9 3,4 X nas Vendas Totais 8,2 42,b 26,7 10,7 11,8 100,O F-: Anexo 0. Petroleo Bruto 1.13 Em contraste com o resto da economia, o sector petrolifero de Angola recuperou rapidan~cnteapOs a independsncia. A produgdo de petro- leo bruto subiu de 94.000 barris/dia, em 1975, para 164.000 em 1979. Devido A suspensao das actividades de prospec~ao e desenvolvimento, durante a segunda metade dos anos 70, era inevitdvel um declinio tempo- rdrio da produgdo; a tendsncia, porem, inverteu-se rapidamente em 1981- -82; em 1983 a produgao jd havia regressado ao nivel de 1974. 0s grandes investimentos efectuados em anos recentes provocaram um acrCscimo conti- nuo da produgao desde 1982 (enquanto que a relagao reservas/produsao foi mantida acima dos 12 anos), sendo provbvel que esta tendsncia ascen- dente prossiga ate ao fim dos anos 90. Excepto em 1986, a subida da produgao compensou mesmo a queda dos pregos internacionais, a tal ponto que, entre 1982 e 1985, as receitas nominais da exportagao continuaram a subir (Quadro 1.6). Quadro 1.6: EVDLUCnD DDS RESULTADDS DD SECTOR PETRDLiFERD 31 (Variagieskuais, ea XI - Produgao de Petrileo Bruto --- 1978-80 1980-82 1982-85 - 1986 Receitas da Exportagio de Petrileo Bruto +59,0 - 5,8 +15,3 -39,3 Receitas da Exportagio, en X do PIB +38,7 - 6,3 + 4,8 -33,4 Aeceitas da Exportagio de Petrhleo Bruto Deflacionadas +32,0 - 6,4 +10,7 -41,2 a/ Estirativa, pelo rPtodo dos riniaos quadrados, das taxas rbdias de variagio anual. F- Anexos 1 e 4. 1.14 0 Quadro 1.7 contCm alguns indicadores aproximados do volume de recursos exigidos para manter a prosperidade do sector petrolifero. Entre 1982 e 1986, o sector absorveu, em media, cerca de 85% do Investi- mento Interno Bruto (118)de Angola. No mesmo periodo, os investimentos estrangeiros directos no sector petrolifero representaram mais de 70% da entrada de capitais de medio e longo prazo, ao mesmo tempo que crescia a frac~zo das receitas do petr6leo dispendida para financiar os servigos dos factores do referido sector. No entanto, estes valores nao signifi- cam que, na aussncia do "boom" petrolifero, existissem considerdveis recursos disponiveis para aplicagoes nao-petroliferas. Pelo contrdrio, considerando o nivel extremamente baixo da poupanga nacional e a limita- da capacidade da economia nao petrolifera para absorver investimentos produtivos, os outros sectores nao teriam sido capazes de atrair ou absorver esse capital externo. 1.15 No entanto, os resultados globais da economia de Angola permane- ceram altamente sensiveis As alteragoes nas receitas do petr6leo. Com receitas crescentes, o sector petrolifero aumentou a sua participagao no PIE, arrastando o crescimento da economia. Por outro lado, em periodos de queda das receitas petroliferas (1980-82), a contribuigao do sector para o valor acrescentado tendeu a declinar e, portanto, a afectar nega- tivamente o crescimento do PIE. Al&m disso, desde 1982, quando o cresci- mento das receitas do petr6leo passou a reflectir apenas acr&scimos de produgao, os custos em divisas, associados ao increment0 das receitas, tenderam a subir. Como consequ6ncia1 tornou-se necessario transferir para o exterior uma propor580 crescente das receitas (16,8% em 1986), a fim de pagar o s s e r v i ~ o sdos factores de produgao requeridos para o de- senvolvimento de novos campos e os custos adicionais resultantes da maior produgao (Quadro 1.7). Ruadro 1.7: INDICADORES DAS NECESSIDADES DE RECURSOS DO SECT[IR PETROLIFERO ( X I 1902 1903 1904 1985 190b Proporgio do IIE no PIP 15,4 ll,0 10,l 12,4 11,3 Investirentos no sector petrolifero em percentagem do IIP 03,2 00,2 7b,B 87,2 0b,b Investimentos no sector petralifero em percentagem da entrada de capitais de mCdio e lonqo prazo b9,3 84,4 b1,5 b3,7 07,5 Rendirento dos factores transferido para D estranqeiro em percentagem das recei tas de exportagio de petrileo !1,3 11,l 11,3 12,l lb,0 at Atribuiveis ao sector petrolifero. F-: Anexos 1 e 4 e estimativas da missao. 1.16 Embora seja provavel que esta transferGncia perca importsncia com o aumento de preSos, outra dificuldade pode surgir em futuro proxi- mo. At& agora, a companhia estatal SONANGOL (Sociedade Nacional de Com- bustiveis de Qngola) nao tem tido dificuldade em reunir os fundos neces- sarios A satisfagao das obrigagoes financeiras resultantes dos acordos d e investimento com as companhias petroliferas estrangeiras. Todavia, os desembolsos da SONANGOL correspondentes ao servigo da sua divida total tEm aumentado regularmente e, em 1986, atingiram 56,l milhoes de d61a- res, valor este aproximadamente igual a metade da m&dia anual das despe- sas da companhia em investimento, prospecgao e desenvolvimento, durante o period0 de 1980-86. Dada a situagao critica da balanga de pagamentos do pais, pode tornar-se mais dificil financiar a prospecgao e o desen- volvimento necessdrios ate 1990, de forma a garantir que a produqao continuara a subir no principio dos anos 90. Importa, por isso, concen- trar a atengao na forma de melhorar a posigao financeira da SONANGOL e definir em que medida se deve modificar o enquadramento legal e fiscal para encorajar novos investimentos. GAS Natural 1.17 A exploraqao das reservas de gas natural em Qngola estA ainda no inicio. At@ a data, os esforgos tGm incidido no gas produzido em asso- ciagao corn o petr6le0, a uma taxa aproximada de 1,34 milhares de p@s ciibicos/barril. Cerca de 50% do gas associado @ utilizado produtivamen- te, sobretudo para ejecqao e reinjec~ao,sendo o restante queimado. Nao hd grandes razoes para crer que este quadro mude consideravelmente num futuro prdximo.Recupera-se algum gas associado para a produ~aode GPL ao largo da costa de Cabinda e a respectiva instalagao funciona desde 1983. Em 1986, a produqao de GPL atingiu 177.000 toneladas, das quais 160.000 foram exportadas para o Brasil. As receitas atingiram 21,3 milhoes de d6lares e representaram 1,8% das receitas totais de exportagao de ener- gia (petr6leo bruto 95%; derivados de petr6leo 3,2X). Electr icidade 1.18 0 subsector electric0 de Angola t2 basicamente constituido por trSs sistemas. 0 maior, no norte, t+responsavel por aproximadamente 80% da produgao electrica total. Em 1986, a capacidade total instalada ava- liava-se em 463 MW (62%hidrdulicos), dos quais estavam disponiveis 275 MW. Na mesma data a ponta era de 150 MW. Embora a produgao total atin- gisse 754 GWh, o consumo 56 representava 70% (590 GWh) da energia produ- zida. Em termos de capitagao, este valor equivale a 66,3 kwh por ano, nbmero relativamente baixo (em Mogambique, por exemplo, o consumo de electricidade per capita, em 1984, era de 44 kwh, ao passo que o Gabao - urn pais com um elevado grau de urbanizagao - registava 756 kwh). 1.19 Desde a independsncia, o declinio mai.s pronunciado no consumo de electricidade ocorreu no sector industrial. Em 1986, este consumo limi- tou-se a 200 GWh (i.e., 17.000 tep, a comparar com mais de 50.000 tep em 1974), enquanto que, sob a forma de fuel6leo para caldeiras, se utiliza- ram 170.000 tep. 0 consumo de electricidade no sector residencial aumen- tou com regularidade a partir de meados dos anos 70, e tern constituido uma componente estavel do consumo de electricidade do pais. A partir de meados dos anos 70, a electricidade tornou-se essencialmente um bem li- vre, i.e., a sua procura deixou de ser limitada pela disposigao (depen- dente do rendimento) ou da capacidade de pagar por parte do consumidor, passando sobretudo a &-lo pela capacidade das empresas de produzir e distribuir energia. Consequentemente, t2 dificil estimar o efeito poten- cia1 sobre a procura dos importantes aumentos tarifarios, necessaries para restabelecer a viabilidade financeira das empresas e para ajustar o preqo relativo da electricidade aos custos de fontes alternativas de energia. Com os actuais niveis tarifdrios, por exemplo, as receitas totais das vendas de electricidade ma1 dao para financiar o serviqo da divida externa das empresas (calculada A taxa de cSmbio oficial). Combustiveis Lenhosos 1.20 0s combustiveis lenhosos desempenham um papel significative no balanqo energetic0 do pais. Ao passo que a lenha & a fonte dorninante de energia nas Areas rurais, a maior parte das quais estA cortada do abas- tecimento de combustiveis comerciais e de electricidade, o carvao vege- tal @ consumido pelas familias urbanas com pouco ou nenhum acesso aos GPL e ao querosene, ou que nao estao ligadas A rede elCctrica. Em 1986, o consumo total de combustiveis lenhosos orqou, provavelmente, por 6 a 8 milhoes de toneladas de lenha, equivalentes a 2 milhoes de tep de ener- gia primaria (tendo em conta a equivalsncia calorifica entre lenha e carvao vegetal) e correspondeu a 56% da procura final de energia de fingola. Embora restem poucas dLvidas de que os recursos globais do pais em biomassa sao suficientes para satisfazer a procura total de combusti- veis lenhosos de forma estabilizada, o rdpido crescimento das cidades e as restriqoes ao abastecimento impostas pela guerra civil conduziram a desequilibrios e a carsncias regionais e locais, particularmente nas Areas urbanas do litoral. No entanto, tais desequilibrios nao afectam igualmente todas as familias. Em sentido lato, existem duas categorias de familias urbanas: as privilegiadas, com acesso ao abastecimento ofi- cia1 de combustiveis comerciais e de electricidade baratos (em termos do poder de compra no mercado paralelo, os GPL, o querosene e a electrici- dade podem ser considerados bens livres), e as nao privilegiadas, sem outra alternativa que nao seja a de comprar no mercado paralelo, onde o carvao vegetal @ o combustive1 dominante. 1.21 Nas condi~oesactuais, o Governo pode fazer muito pouco para melhorar a situaqao energetics das familias rurais, e pouco para aumen- tar o fluxo de combustiveis lenhosos em direcqao As Areas urbanas. C possivel at& que a intervenqao do Governo exacerbasse o periqo de rotu- ras no abastecimento. 0 Governo deve, portanto, continuar a praticar uma politica de nao-intervenqao ("hands off"), que evite novas fricqoes, at& que 'uma maior seguranga permita o langamento de politicas mais activas de abastecimento e comercializaqao. Certas medidas ou pequenos projectos concretes poderao trazer algum alivio, especialmente nas Areas urbanas do litoral. 1.22 Entre as actividades propostas para as Areas urbanas, deve dar- se prioridade A substituiqao de combustiveis e ao melhoramento dos fo- goes, acgoes estas pertencentes ambas A esfera do DNRFE (Departamento de Novas e Renovdveis Fontes de Energia) . 0s dois grupos de actividades orientados para o meio rural - o project0 piloto para a Huila e o Namibe e o desenvolvimento da agro-silvicultura - exigirao, por outro lado, algum apoio da DNRCO (Direcgao Nacional Para a Conservagao da Natureza), cuja presenga devia ser reforgada na Regiao Sul. Projeccoes de Procura de Enerqia 1.23 Considerando as distorgoes passadas e actuais no consumo e pro- dugao d e energia, torna-se dificil prever a procura de energia em termos de tendgncia historica, tal como nao & certo que ela venha a responder As variagoes do PIB ou dos preGos de forma bem determinada. Muita coisa vai depender do tempo que durar a guerra civil e da forma como o retorno A paz influenciar a retoma gradual do crescimento dos sectores agricola e industrial. A hip6tese d e paz no inicio dos anos 90 & a pedra angular, em termos de cendrio, do caso base mais favordvel. Este cendrio assenta numa taxa rn&dia anual de crescimento do PIB de 2,5% para o period0 entre 1990 e 1995, sequida de uma melhoria sustentada, o que permitird manter a taxa de crescimento acima d e 5%, durante a segunda metade dos anos 90. 1.24 Do lado da procura de energia admite-se que, at& 1990, o cresci- mento do consumo de derivados d e petroleo abrandard at& s e situar em cerca de 2,5% por ano, ao mesrno tempo que as vendas de electricidade recuperarao ligeiramente, crescendo a uma taxa anual media pouco supe- rior a 2%. Durante a primeira metade dos anos 90 o retorno da paz fard baixar a procura de derivados de petroleo, devido ao importante decr&s- cimo do consumo militar. Todavia, corn a recuperagao dos sectores agri- cola e industrial, a estrutura da procura nao so s e modificard em favor dos usos produtivos (transportes, industria), como at@ subird a uma taxa (3%) que excederd a dos anos 90. Mesmo que a procura de derivados conti- nue a subir A taxa de 5% durante a segunda metade dos anos 90, a procura nao excederd a capacidade da refinaria de Luanda. Admite-se, por outro lado, que o consumo d e electricidade aumente A taxa anual media de 6,5% (1990-951, seguido por urn crescimento ainda mais pronunciado, a 11% , no fim da d k a d a . 1.25 0 Quadro 1.8 resume as projecgoes de procura no Caso Base. Como s e v8, a elasticidade implicita da procura de energia comercial relati- vamente ao PIB baixa do valor elevado d e 1,64, nos finais dos anos 80, para cerca de 1,5, nos principios dos anos 90 (valor ainda alto, tradu- zindo as necessidades de recuperagao). AcrCscimos subsequentes do consu- rno acabariam por conduzir a uma elasticidade pouco superior A unidade. Quadro 1.0: PROJECCOES DE PROCURA DE ENERGIA COHERCIAL Taxa media anual de crescinento Valor da procura (XI (nilhares de tep) Derivados de petrileo 2,5 3 ~ 5 5 8 1.000 1.190 1.500 Electricidade 2,5 615 11,O 67 92 155 Procura Total 2,s 3,7 5,3 1.067 1.282 1.655 - Elasticidade con o PIB 1,67 1,48 1,Ob - - F m : Estinativas da rissio. Quadro Institucional 1.26 Ao MinistCrio da Energia e Petroleo (MEPI cabe a responsabili- dade global pela elaboragao e implementagao de politicas nacionais no sector energetico. No que respeita ao petroleo, o MEP supervisa as acti- vidades da SUNANGOL, a qua1 por sua vez supervisa as actividades das companhias petroliferas internacionais e da refinaria. 0 MEP tambCm supervisa as actividades das trgs empresas electricas - Empresa Nacional de Electricidade (ENE), Sociedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendimentos Ultramarinos (SONEFE) e Empresa de Electricidade de Luanda (EDEL). Atraves do DNRFE, o MEP mantCm-se a par do que se passa no sector da biomassa e das fontes novas e renovdveis de energia. 1.27 0 MEP resultou da fusao, em 1984, de dois MinistCrios ate entao separados: o da Energia e o do Petroleo. At& 1987, o MEP tinha departa- mentos "centrais", directamente dependentes do Ministro (tais corno os Departamentos de Planeamento e TCcnico), e departamentos "executivos" (tais como o Departamento Nacional de Transformagao Cde Petroleol, que supervisava as refinarias), directamente dependente-s de um dos Vice- Ministros (o da Energia ou o do Petroleo). Esta organizaqao perpetuava a separaqao entre energia e petroleo e foi, por isso, abandonada, apds uma reuniao do "Conselho Consultivo" do MEP em Novembro de 1986. 0 novo MEP tem apenas quatro Departamentos Nacionais ou "Gabinetes": do Plano, Tecnico, Juridico e de Recursos Humanos. 0s Vice-Ministros deixarao de ter responsabilidades subsectoriais e actuarao por delegagao do Ministro (o Anexo 2 contern o organigrama). Esta reorganizaqao do MEP traduz-se numa reduqao significativa de pessoal (de 360 para 200) e parece fazer parte de um esforqo de reestruturaqao, extensivo a todo o Governo, des- tinado a cortar despesas administrativas e a diminuir a supervisao sobre as empresas estatais. A supervisao dos MinistCrios sectoriais sobre a gestao corrente das empresas estatais vai desaparecer e apenas os Minis- tCrios centrais (Planeamento e Finangas/Banco Central) exercerao essas fungoes sobre as finangas e a gestao daquelas empresas. Obviarnente isto deve conduzir a uma maior autonomia de gestao nas empresas estatais, constituindo uma das principais componentes do SEF. 1.28 Albm do MEP, os Ninist&rios das Finangas e do Plano e o Banco Central desempenham um papel importante na supervisao e controle das empresas estatais. 0 Ministerio do Plano tem a ultima palavra no que se refere aos investimentos sectoriais, visto que so ele pode incluir tais investimentos no Plano (anual ou plurianual). Na realidade, os investi- mentos processam-se de uma maneira muito mais displiscente e nenhuma instituiqao parece efectivamente controlar o processo. 0 MinistCrio das Finanqas tributa e subsidia amplamente as empresas do sector energgtico. Com o apoio da SONANGOL e do MEP, o Ministerio das Financas fiscaliza as operaqoes financeiras das companhias internacionais e l a n ~ ae cobra os varios impostos sobre as opera~oespetroliferas (0s chamados "regimes especiais"). U Ministerio das Finangas tambem subsidia as actividades das empresas elCctricas. Finalmente o Banco Nacional de Angola (BNA), o bnico verdadeiro banco em Angola, tern a Jltima palavra no que se refere A afectagao de moeda estrangeira. Trata-se de uma tarefa dificil e nao & de surpreender que as opera~oesem divisas sejam lentas, complexas e perturbadoras dos programas de aprovisionamento externo das empresas, quer para operagoes correntes, quer para investimento. SADCC - Unidade Tbcnica e Administrativa Para a Enerqia (UTA) 1.29 A Unidade T&cnica e Administrativa para a Enerqia (UTA) & uma entidade criada pel0 Governo Anqolano, mais especificamente pel0 MEP, destinada a assumir responsabilidades pela coordenagao do sector energ&- tico que a SADCC atribuiu a Angola. A UTA depende directamente do Minis- tro da Energia e Petrbleo de Angola, como sucede com qualquer outro departamento do MEP, mas o seu papel nao se limita especificamente a Angola. De acordo com documentos da SADCC, a finalidade principal da UTA consiste em aplicar um plano regional de desenvolvimento, conservagao e sequranCa em mat&ria energ&tica. 1.30 Na pratica, a UTA tem procurado desempenhar a sua tarefa estabe- lecendo uma carteira de projectos regionais de enerqia, que podem ser classificados em trGs rubricas: (a) projectos-piloto nacionais, cujos resultados se espera sejam aplicaveis a outros paises; (b) projectos que beneficiam mais do que um pais (i.e. projectos regionais); (c) projectos de apoio a outros projectos regionais. Embora o alcance e a diversidade dos projectos promovidos pela UTA sejam impressionantes, o subsector el&ctrico & dominante ocupando 50% do tempo da UTA. 1.31 0 Governo de Angola fornece a maior parte dos fundos, do pessoal e das instalagoes fisicas da UTA. Cerca de uma dbzia de profissionais Angolanos trabalham para a UTA. Al&m de fornecer contribuiqoes aprecia- vei,s em especie (escritorios e respectivo equipamento, conservagao de viaturas), o Governo Angolano tamb&m contribuiu corn 32 milhoes de K z em 1986 e 33 milhoes de Kz em 1987 (i.e., um pouco mais de 1 milhao de do- lares por ano). Por sua vez, a UTA atraiu consideravel apoio externo sob forma de doagoes, especialmente da Europa (Bblqica, Norueqa, CEE) mas tambbm do Canada. A Norueqa ofereceu 300.000 e 400.000 dolares pot ano, em 1986 e 1987, e a AgPncia Canadiana para o Desenvovimento Internacio- nal (CIDA) ofereceu 100.000 dolares em cada um daqueles anos. A conces- sao de fundos para expansao das actividades estava em estudo nos finais de 1987, especialmente pela CIDA, ao mesmo tempo que a Norueqa preparava urn estudo onde redefiniria a sua politica de apoio A UTA. A UTA e o MEP Angolano tambPm solicitaram apoio ao ESMAP para proceder a uma avaliagao das compet8ncias e resultados da Unidade. 0 relatorio desta avaliagao deve ficar disponivel em meados de 1989. Mao-de-Obra. Assistfncia Tbcnica e Formacao 1.32 A escassez de mao-de-obra qualificada tem sido, em Angola, um problema omnipresente desde a independsncia. Pode dar-se como certo que muitos dos fracassos na execugao das politicas bAsicas sao atribuiveis A escassez de quadros competentes. Analogamente, os maus resultados das empresas estatais podem, em parte, explicar-se pela falta de pessoal qualificado capaz de planear, avaliar, executar e fazer funcionar cor- rectamente os investimentos pLblicos. Por outro lado os quadros Angola- nos qualificados conseguem altos salArios nas companhias petroliferas internacionais. Embora a fungao pbblica dificilmente possa competir com tais companhias, o problema de oferecer incentives adequados ao pessoal qualificado @ premente e tem de ser resolvido satisfatoriamente. 1.33 4 resposta ao problema de escassez de pessoal qualificado tem variado entre as diferentes organizagoes como segue: (a) o Governo central recorre a peritos estrangeiros, no Smbito da ajuda bilateral (da URSS, de Cuba, da Europa Oriental), e tem conseguido apoios significativos da ONU, albm de ter preferen- cia na contratagao de quadros angolanos qualificados; (b) o subsector petrolifero tem acesso A mao-de-obra qualificada das companhias petroliferas internacionais, recorre a consul- tores de alto nivel e investe fortemente, e corn regularidade, em formagao para as suas prbprias necessidades; (c) o subsector elktrico concentrou-se essencialmente nas activi- dades do dia a dia (com padroes de s e r v i ~ omais baixos), ao mesmo tempo que vai utilizando alguma assistsncia de estran- geiros (de Cuba, da URSS, de Portugal). As actividades que requerem mao-de-obra muito qualificada (planeamento, tarifas, estudos de procura) sao simplesmente adiadas; (dl na silvicultura, as actividades a montante estao virtualmente paradas, sem nenhum silvicultor ao servigo, enquanto se espe- cializam em Cuba alguns tecnicos florestais (principalmente em abate de arvoredo e serragao, actividades que receberam do exterior - Cuba e ItAlia - capital e assistsncia tbcnica); (e) alem de tudo isto, tem-se contratado algum pessoal tecnico e profissional (0s "cooperantes"), pago directamente pel0 Gover- no, mas com as recentes restrigoes orgamentais estas formas de assist6ncia tkcnica, usadas mais em lugares administrativos do que na assessoria aos decisores, estao em declinio. Forma~aopara o Subsector Petrolifero 1.34 No subsector petrolifero, os efeitos da escassez de mao-de-obra qualificada foram mitigados pelo recurso A competsncia especializada das companhias internacionais e pela aquisigao de servigos de quadros es- trangeiros. A SONANGOL tem recorrido, com eficdcia e vantagem, a consul- tores externos, a fim de complementar as suds capacidades em todos os aspectos das suds actividades e nao restam duvidas de que deve continuar a fazg-lo. Poderd, no entanto, reduzir o custo desta solugao recorrendo, pelo menos para parte das suds necessidades, a fontes de assistsncia tbcnica que oferecem condigoes vantajosas, tais como o Programa das Nagoes Unidas para o Desenvolvimento (PNUD), as Comunidades Econ6micas Europeias (CEE), o grupo do Banco Nundial ou alguma assistgncia bilate- ral (Canadd, Noruega). 1.35 0 subsector petrolifero contribui (por lei) para o financiamento de programas de formagao a nivel nacional. Todas as companhias petroli- feras devem contribuir com 0,15 dolares por barril produzido para um fundo de formagao, controlado pelos Ninist&rios das Finangas, da Edu- cagao e da Energia e Petroleo. Aos ritmos actuais de produgao (i.e., 400.000 barriddid), este fundo recebe cerca de 21 milhoes de dblares anuais em moeda forte. 1.36 0 controle sobre este fundo & aparentemente difuso e nao existe qualquer mecanismo que garanta a identificagao e o financiamento das principais prioridades em formagao. Al&m disso, a contribuigao t2 paga ao Orgamento do Estado em moeda forte, mas nao estd disponivel sob esta forma para os seus potenciais utilizadores que sao assim obrigados a recorrer aos processes normais e morosos de obter as divisas necessd- rias. Hd ocasioes em que certas necessidades prementes de divisas podem levar ao seu desvio para essas necessidades, em detriment0 da formagao. 1.37 Outros programas de formagao para a indJstria petrolifera in- cluem: formagao "on the job" em companhias petroliferas; centros de formagao pertencentes a companhias (em Malongo, a CABINDAGULF; no Soyo, a TEXQCO); e o Instituto de Formagao em Petroleo do Sumbe, apoiado pelo PNUD e pela Noruega e administrado pela COMERINT, uma firma de consulto- res pertencente ao grupo ENI, a companhia estatal italiana de hidrocar- bonetos. (Este Instituto serve tambbm outros paises da SADCC). Segundo a SONANGOL, a formagao oferecida por aqueles programas destina-se prefe- rencialmente a engenheiros, tbcnicos e operdrios especializados e menos a gestores, economistas, contabilistas e outros quadros financeiros. Esta circunst3ncia constitui um problema, jd que a propria SONQGOL care- ce principalmente, albm de engenheiros, de quadros qualificados do se- gundo tipo, visto ainda nao explorar qualquer campo petrolifero ou ou- tras instala~oes.Tambbm sao utilizados os servigos de quadros estran- geiros na gestao e exploragao de instalagoes de apoio/logisticas, tais como a Base de Apoio As Explora~oesPetroliferas do Offshore do Kwanza no Soyo, na foz do rio Zaire. Formacao para o Subsector Elbctrico 1.38 Em 1986, as empresas el&ctricas, excluindo o "Gabinete de Apro- veitamento do Mt5dio Kwanza" (GAMEK), empregavam cerca de 4.000 pessoas, das quais umas cem eram estrangeiros k/ . 0 encargo com o conjunto dos quadros estrangeiros era aproximadamente 32.000 Kz/homem/mSs (1.100 dblares/homem/mSs). Este valor, relativamente baixo, reflecte o facto de a maioria destes estrangeiros serem provenientes de Cuba e da Europa Oriental (onde a mao-de-obra qualificada b abundantel e de muitos serem t@cnicos ou operArios de qualificaqao relativamente baixa. 1.39 De acordo com as informaqoes disponiveis, a mao-de-obra de alto nivel t5 extremamente escassa e estA ma1 distribuida. Uma parte despro- porcionada desses quadros superiores estd concentrada na sede da ENE, em Luanda, ao passo que, por exemplo, o sistema Sul nem sequer dispoe de um engenheiro ou gestor profissional angolano. A situaqao b semelhante noutras empresas, encontrando-se as companhias distribuidoras, tais como a EDEL e a CELB (Companhia Elbctrica do Lobito e Benguela) em pior si- tuaqao. Rcresce que os quadros estrangeiros tendem a trabalhar no vazio, devido A falta de contrapartes angolanas, o que leva a que nao haja transmissao de especializaqao e conhecimentos. 1.40 Espera-se para breve um grande investimento numa escola de for- magdo destinada ao subsector elbctrico, financiada por um emprt5stimo de 60 milhoes de francos franceses (cerca de 1 1 milhoes de d6lares) da Caisse Centrale de Coopbration Economique. 0 financiamento cobre a cons- truqao e o equipamento da escola, a preparaqao dos curricula e um con- tingente inicial de pessoal docente para formar os futuros professores, mas nao o alojamento destes bltimos, o que pode vir a constituir um problema, porque a escola se localiza perto das Mabubas, longe de qual- quer lugar onde se consigam alojamentos razodveis a/. m disso, a maior parte do financiamento destina-se a construqoes e equipamentos muito evoluidos. 0 novo instituto tem como principal objectivo elevar as qualificaqoes dos trabalhadores das empresas de electricidade, o que vai na linha das recomendaqoes do presente relatbrio. Teria sido, porbm,pos- sivel criar, com o mesmo objectivo, um sistema menos dispendioso. - 4/ Dos Angolanos, 30 sao quadros tbcnicos ou profissionais de alto nivel, 200 sao tbcnicos e 3.600 sao trabalhadores especializados, semi-especializados e nao especializados. Dos 100 estrangeiros, 21 sao quadros tbcnicos e profissionais de alto nivel, 30 sao tbcnicos de alto nivel e 50 sao trabalhadores especializados. - 5 / A localizaqao da escola estA a ser reanalisada e pode, de facto, vir a ser instalada em Luanda, o que atenuaria os problemas de alo- jamento. 1.41 Serd necessdria uma entrada aprecidvel de recursos financeiros e humanas para manutensdo das actuais instalasoes do subsector elgctrico. A assistsncia tbcnica exigida para melhorar minimamente a eficisncia do subsector absorverd aproximadamente 35 homens-ano. Serd necessdrio man- ter este nivel de assistsncia durante pel0 menos tr@s anos, period0 minimo para contratar quadros Angolanos formados e ministrar-lhes forma- sao "on the job" por pessoal estrangeiro. Um project0 trienal de reabi- litasdo do susector exigird, pois, 10 milhoes de dolares em assistgncia tecnica, acrescidos do que for necessArio para financiar as importasoes mais prementes de materiais, equipamentos e sobressalentes. 0s grandes investimentos de reabilitagao exigirao, contudo, quantias muito mais elevadas. Estratgqia de Desenvolvimento de Anqola no Sector Eneragtico 1.42 0 papel da energia na economia angolana foi realsado nas secsoes anteriores: as exportasoes energeticas proporcionam recursos que m a n t h em funcionamento a economia e a politica. Com efeito, pode-se afirmar que a abundhcia e o rdpido desenvolvimento das reservas petroliferas financiaram a sobrevivsncia politica do pais ao longo da dgcada passada. Estrateqia de Desenvolvimento Petrolifero e P z 1.43 As escolhas que Angola fard relativamente ao futuro desenvolvi- mento dos seus recursos petroliferos dependem, pel0 menos em parte, da evolusao da situasao interna. Se a guerra civil persistir, Angola nao terA outra alternativa realista senao continuar a desenvolver e explorar os seus recursos tao rapidamente quanto lhe for possivel. Esta tem sido a politica seguida ao longo da Lltima decada. Se a paz voltar em breve, paradoxalmente Angola poderd ter maior margem de manobra para o ritmo de desenvolvimento dos recursos petroliferos. Com efeito, na eventuali- dade de uma paz imediata, Angola deverd privilegiar uma reforma economi- ca estrutural que lhe permita langar as bases para uma retoma do cresci- mento na agricultura e na indbstria, em vez de prosseguir a expansao rdpida das exportasoes de petroleo. Neste contexto, a energia desempe- nharia o seu papel normal de apoio ao desenvolvimento econ6mic0, em vez de o comandar. 1.44 Embora as despesas com a prospecsao e desenvolvimento de petro- leo se devam manter - na ind6stria petrolifera os tempos de gestasao sao longos - so & recomenddvel incrementar a actividade petrolifera quando Angola estiver apta a "aplicar" mais prontamente as receitas correspon- dentes, isto 13, apos realizar reformas substanciais que permitam que o investimento (pLblico e privado) volte a ser produtivo e que a oferta de mao-de-obra qualificada aumente, grasas h diminuisao das exigsncias militares, ao maior rendimento das institui~oesde formasdo e a um qua- dro mais eficiente de aplicasao da assistsncia t&cnica externa. Essen- cialmente, a primeira prioridade do Governo, quando a pat regressar, deve consistir em atribuir ao petr6leo a seaunda prioridade. SONANGOL 1.45 No curto prazo, o Governo deve continuar a melhorar a SONANGOL, instrumento efectivo que foi criando gradualmente para promover e con- trolar o desenvolvimento petrolifero sob a orientagao geral do Estado. A SONANGOL necessita de um desenvolvimento ininterrupto, embora lento, da sua capacidade de lidar com os problemas do petr6leo e do gds e de um reforqo da sua autonomia financeira e de gestao. As medidas em estudo, extensivas a toda a economia, no sentido de aumentar a autonomia das empresas estatais, devem ser aplicadas A SONANGOL tao depressa quanto possivel. De facto,a empresa estd apta a beneficiar delas imediatamente, jA que a sua gestao, os seus quadros de pessoal, a sua estrutura e as suas competSncias sao funcionais e indiscutiveis, ao passo que muitas outras empresas ainda nao se encontram em tal situagao. Refinacao e Abastecimento de Refinados 1.46 A situaqao presente no que se refere A refinaqao e ao abasteci- mento de derivados de petroleo & globalmente satisfat6ria. Aos preqos correntes mundiais do petr6leo bruto e dos derivados, a refinaria da FPA (Fina Petroleos de Angola) & economicamente sauddvel. Albm disso, ap6s a recente remoqao de certos estrangulamentos e o prolongamento da sua vida Atil, a refinaria pode satisfazer a maior parte das necessidades de Angola durante bastante tempo, em especial se a paz nao tardar. Conse- quentemente, Angola deve continuar a recorrer A importaqao para satisfa- zer os seus excedentes de procura e, ao mesmo tempo, tentar reduzir os desperdicios ou os consumos de baixa prioridade, mediante um aumento substancial dos preqos e a eliminaqao dos subsidios ao querosene, gas6- leo e GPL. Tudo isto restituiria aos preqos o seu papel no controle da procura e reporia uma estrutura de preqos mais conforme com os custos econ6micos (i.e., com os preqos e mercados mundiais, CIF ou FOB Angola, consoante Angola for importadora ou exportadora de dado produto). Nesta linha de raciocinio, devem ser adiados quaisquer novos grandes investi- mentos na expansao da capacidade de refinagao, dada a sua baixa priori- dade. Analogamente, tamb&m nao & prioritdria a despesa avultada que representaria a compra da maioria ou da totalidade do capital (ou dos activos) da refinaria, visto que tanto o Estado como a SONANGOL atraves- sam um period0 de austeridade financeira (embora nao houvesse objecgao se a transfergncia se pudesse efectuar sem o desembolso de somas impor- tantes, como, por exemplo, atravbs de uma redistribuiqao de interesses entre a SONANGOL, a FPA e o Governo). Uma quantia equivalente, investida na prospecgao ou desenvolvimento de campos petroliferos, teria um rendi- mento economico muito superior, independentemente de quem seja proprie- tArio da refinaria. Um regime de incentivos, destinado a fazer baixar os custos de refinaqao, parece ser a melhor opqao de Angola para reduzir os custos economicos de abastecimento de derivados de petroleo, juntamente com a eliminaqao do subsidio ao petr6leo bruto para refinaqao interna. Deve aplicar-se um regime similar As operaqoes de distribuiqao interna da SONANGOL. Electricidade 1.47 Com poucas excepgoes, a infra-estrutura elgctrica de Angola tem sofrido os efeitos de mais de uma dgcada de negligGncia. Felizmente, a procura de electricidade estaqnou durante este periodo, no qua1 as fami- lias tGm representado o principal sector de consurno, e permitiu As em- presas manter uma qualidade de servigo razoAve1. Como a electricidade se tornou essencialmente um bem livre apos a inflagao monetdria dos meados dos anos 70, o consumo tern sido restringido pela oferta. Embora o retor- no rdpido a uma situagao de paz pudesse vir a tornar mais fdcil a imple- mentagao do programa para o sector elGctrico, este devera manter-se sem grande alterasdo durante a maior parte da proxima decada. Admitindo que a electricidade passard a ser vendida a um prego que cobre os custos econ6micos do serviso, & pouco provAvel que a procura domestics cressa muito rapidamente, de tal modo que o increment0 da procura 5.6 poderd provir da reactivagao da industria, o que levara algum tempo a concreti- zar-se. 1.48 As tarefas, que se deparam As autoridades angolanas neste sec- tor, serao, portanto, as seguintes: (i) manter um nivel razoavel de qualidade do servigo sem grandes investimentos novos; (ii) langar um programa de reabilitagao das barragens, das centrais electricas e das linhas de transporte existentes; (iii) reorganizar o sector, dando-lhe uma estrutura nuis descentralizada e, por isso, mais capaz de melhorar a eficigncia; (iv) langar as bases para um crescimento futuro, atravPz de melhorias na gestao, na contabilidade e nas finangas, gragas a um considerdvel volume de assistgncia tbcnica e, simultaneamente, a um grande esforgo de formagao e a um aumento tarifdrio. A instalagao de potzncia adicional deve situar-se bastante abaixo na escala das priori- dades, pel0 menos ate meados dos anos 90. As projecgoes de consumo fei- tas pela missao mostram que um aumento de capacidade (acima e para algm da reabilitdvel) nao deverd ser necessario antes da segunda metade da decada de 90, mesmo que se aceitem hipoteses optimistas quanto ao ritmo da recuperasao economics (Anexo 14). Enerqia Domkstica 1.49 0 Governo pouco pode fazer para melhorar a situagao energgtica das familias rurais, especialmente numa bpoca de luta civil. Presente- mente, as cidades recebern quer produtos energbticos comerciais (GPL, querosene, electricidade), quer tradicionais (lenha, carvao vegetal). A interrupgao de qualquer destas fontes causaria graves perturbagoes. 0 Governo deve, portanto, prossequir na politica de nao-intervengao ("hands off"), de modo a garantir que o fornecimento de combustiveis tradicionais continue a chegar As cidades. Nao @ ocasiao apropriada para hostilizar os trasportadores ou os comerciantes de lenha e carvao vege- tal, nem para tentar aplicar estritamente a regulamentagao dos cortes. Vai ser necessdrio empreender esforgos para melhorar a gestao das flo- restas, cobrando impostos aos utilizadores, garantindo um sistema de oferta concorrencial e constitundo reservas, mas tudo isto deve aquardar o retorno a condi~oesmais normais, especialmente no campo. Entretanto, devem levar-se a cabo alguns melhoramentos na distribuigdo do querosene (especialmente nas Areas urbanas e rurais) e dos GPL (principalmente nas Areas urbanas). 1.50 0s recursos florestais de Angola sao suficientes e encontram-se suficientemente bem distribuidos para satisfazer as necessidades da populagao em condigiies normais. auando voltar a paz, deve ser relativa- mente fdcil assegurar a oferta de combustiveis lenhosos a todos os seus potenciais utilizadores. Nessa altura o Governo deverd adoptar medidas bdsicas de politica que promovam o aparecimento de mercados concorren- ciais de combustiveis lenhosos. Isto assegurard pregos ao consumidor tao baixos quanto possivel, enquanto a legislagao, a gestao e a supervisao das florestas garantirao que os custos de reflorestagdo, isto &, o valor das proprias drvores, serao tornados em consideragao pel0 mercado. 1.51 0 querosene e os GPL estao excessivamente subvalorizados em relagao aos combustiveis lenhosos. Com pregos relativos mais razodveis entre as fontes de energia comerciais e tradicionais (i.e., com a su- pressao de riscos e pr&mios de seguranga na oferta de combustiveis le- nhosos e tambt5m de subsidios aos GPL e ao querosene), ndo & seguro que os padroes de consumo, mesmo nas cidades, favoregam tanto como hoje os combustiveis comerciais modernos. Trata-se de uma situagao que deve estar sujeita a revisao e que aconselha a nao estimular um consumo exagerado de combustfveis modernos (que podem ser exportados) de mod0 tdo agressivo como o tem sido nos ultimos anos. 0 project0 proposto de fraccionamento de GPL ("offshore" de Cabinda) acrescentaria 30 mil tone- ladas/ano de GPL & oferta interna. Isto nao 56 eliminaria importagoes com custos elevados (cerca de 10 mil toneladas no valor de 2,5 milhoes de dolares), mas tamb&m permitiria um aumento de 60% no consumo interno em pouco tempo. Este acr&scimo de oferta so deve atingir o mercado de- pois de os pregos terem sido substancialmente aumentados. Caso contrdrio o Governo serd forgado a aumentar o montante do seu subsidio. I 1 - A PETROLEO BRUTO: ACTIVIDADES A HONTANTE Sumdrio e Recomendacoes 2.1 fingola depende economics e politicamente das receitas do petroleo, pel0 que todas as questoes com ele relacionadas assumem extrema impor- tsncia. As politicas gerais do Governo para o desenvolvimento petrolife- ro tGm sido clarividentes e , por isso, merecidamente bem sucedidas. 0 Estado conferiu A sua empresa petrolifera, a SONANGOL, as responsabili- dades mais importantes no desenvolvimento petrolifero, tornando-a con- cessiondria exclusiva para todos os hidrocarbonetos. Entre a SONANGOL e o MEP estabeleceu-se um modus operandi bem sucedido relativamente A supervisao das actividades petroliferas no pais. Na sua qualidade de brag0 empresarial do Governo para o sector, a SONANGOL desempenhard um papel importante no desenvolvimento global de Angola. Sao as seguintes as recomendagoes para a SONANGOL: (a) Embora a legislagdo que criou a SONANGOL a autorize a exercer virtualmente qualquer actividade petrolifera (prospecgao, exploragao, transporte, refinagao e distribuigao) a14m de responsabilidades gerais de supervisao , a empresa tem, de facto, duas fungoes principais. A primeira 4 encorajar o in- vestimento estrangeiro na prospecgao e produgao de petroleo, sob a orientagao geral do Governo e de acordo com a legislagao existente, e negociar contratos em condigoes vantajosas com as companhias petroliferas interessadas. A segunda @ supervisar e controlar as companhias petroliferas estrangeiras na prospecgao e desenvolvimento das reservas petroliferas do pais e gerar os fundos com que deve participar nos programas de investimento. Por conseguinte, a actuagao da SONANGOL deverd ser avaliada mais pel0 Sxito na mobilizagao e encaminhamento de recursos externos para as operagoes petroliferas e na su- pervisao e control0 das companhias estrangeiras do que pela sua actuagao como operador ou gestor de projectos. Pela mesma razao, a SONANGOL deverd reduzir ao minimo o seu envolvimento em operagoes "a montante" e noutras actividades estranhas, a nao ser que estas reforcem o seu papel supervisor, a titulo de "curador" das reservas petroliferas de Angola. Do mesmo modo, a distribuigao interna e as actividades de marketing da SONAN- GOL poderao ser transferidas para um departamento relativamen- te autonomo ou subsididrio, se nao mesmo privatizadas; (b) deverd ser concedida h SONANGOL maior autonomia financeira e de gestao, particularmente na Area dos acordos tip0 "joint venture", de forma a poder exercer mais capazmente as suas responsabilidades. Embora a SONANGOL deva inevitavelmente permanecer sob o controle politico do Estado, nao deverd ser indevidamente limitada pelas dificuldades de curto prazo com que se debatem os Ministerios das Finangas e do Plano. A SO- NANGOL deverd ser autorizada a reter uma parte razodvel das suas receitas liquidas apos impostos; (c) a capacidade da SONANGOL gerar os fundos necessaries para satisfazer as suas obrigaqoes financeiras sera altamente sensivel A "sa~de"financeira geral do pais. Consequentemente, o Governo nao deverd , por norrna, usar o petr~leocomo garan- tia de ernpr&stimos externos, pois corn isso arrisca-se a minar a credibilidade actual e os lucros futuros da SONANGOL; (dl a capacidade da SONANGOL controlar e supervisar, de forma satisfatoria, as actividades das companhias estrangeiras pode ser melhorada atraves da implementaqao dum sistema de informaqao de gestao rnais eficiente. Nesta materia, devem privilegiar-se os processos que sisternatizem e "digiram" o fluxo de informaqao que a SONANGOL recebe. Devem ainda estabe- lecer-se procedimentos contabilisticos uniformes para todas as operagoes petrol iferas; (el a formaqao de quadros qualificados, a par do desenvolvimento dum sistema de incentivos dirigido ao pessoal especializado, & uma tarefa importante. Para o pessoal tecnico, bastara uma utilizagao mais eficiente das oportunidades e instituigoes de formaqao jA existentes, de prefer8ncia A criaqao de programas novos ou propositadarnente elaborados. Quanto aos quadros de gestao e aos quadros tecnicos altarnente especializados, urn sistema de incentivos adequado pode desempenhar urn papel de relevo no sentido de os atrair e conservar. No entanto, conti- nuard a ser necessaria assistfncia tecnica, quer para reali- zar tarefas complexas, quer para apoiar a forrnagao do pessoal mais recente. 2.2 Ainda que os terrnos contratuais para a prospecqao e desenvolvi- mento petroliferos nao sejam particularmente aliciantes, muitas compa- nhias petroliferas internacionais tfm sido atraidas para Angola. A geo- logia & altamente prometedora, a relaqao entre os custos de investimento e a produgao t2 baixa e os custos de exploraqao sao moderados. Alern disso, o Governo e a SONANGOL tfm demonstrado uma atitude pragmdtica, de cariz empresarial. Embora o Estado seja proprietario de todas as re- servas de hidrocarbonetos, a SONANGOL, na sua qualidade de unica conces- siondria, tem realizado a maior parte do trabalho requerido para atrair companhias e investimentos. 0 contrato modelo foi concebido como urn quadro de referfncia, corn rnargem para negociagao, nao sendo, por isso, necessdrias alteragoes significativas no enquadramento legal. 2.3 At& agora, o sisterna de impostos tern funcionado bern. As receitas fiscais provenientes das "joint ventures" baseiam-se mais nos resultados liquidos do que em "royalties". A progressividade da legislagdo fiscal tern permitido ao Governo beneficiar de eventuais lucros extraordinh- rios, enquanto as cornpanhias petroliferas estao protegidas contra uma redugao de lucros em periodos de baixa de preqos do petr6leo.Como conse- qusncia, a produgao aumentou de forrna constante de 1981 a 1906, apesar da estagnagao ou da queda dos preqos internacionais. Seria contraprodu- cente proceder a alteraqoes profundas nas regras fiscais aplicdveis as companhias petroliferas, embora se possam revelar bteis liqeiras modifi- caqoes. 2.4 Parte do enquadramento legal existente (em especial o direito civil e comercial) foi criado na dbcada de 50 e, por conseguinte, nao se adapta A abordagem contratual e ao sistema de impostos subjacentes aos mais recentes acordos tipo "joint venture" ou "de produqao partilha- da" (APP). Albm disso, as diferenqas, nos termos contratuais, para ope- raqoes em regime de "joint venture" e de APP (por exemplo, a base tribu- tdria) levam a um tratamento fiscal desigual das receitas de produqao. Embora o Governo esteja disposto a tratar estes problemas pragmatica- mente, pode ser preferivel introduzir pequenos ajustes na leqislaqao e nos contratos. 2.5 Algumas companhias tzm requerido o abrandamento das condiqoes contratuais e fiscais para descobertas comercialmente nao atractivas. 6 necessidade urgente de receitas e as taxas elevadas de preferzncia tem- poral argumentam, provavelmente, a favor de um desenvolvimento cuidado e controlado desses campos marginais. 6pesar disso, o Governo deve tomar consci8ncia do "trade-off" entre os beneficios (receitas) de curto prazo e as receitas futuras possivelmente mais elevadas, embora incertas, a que renuncia ao explorar desde jd esses campos. Seja como for, a questao de permitir o desenvolvimento de campos marginais nao b urgente e Angola deve pesar cuidadosamente os pros e os contras de modificar, apenas com essa finalidade, um enquadramento legal que tem funcionado e continua a func ionar bem. 2.6 Ponderar a maximizaqao das receitas governamentais com a manutenqao de atractivos para as companhias estrangeiras b uma tarefa dificil. A melhor estratbgia (que Angola sequel para manter a competiti- vidade @ oferecer aquelas companhias um enquadramento contratual estdvel e bem definido, deixando incentivos suficientes para atrair capital de risco. As disposiqoes contratuais deverao ser fidveis e flexiveis, em vez de genericamente duras ou liberais. 0 enquadramento oferecido por Angola para as actividades petroliferas satisfaz adequadamente a maior parte destes critbrios. Historia da Prospec~aoe Producao de Petroleo 2.7 A prospecqao intermitente de petr~leoem Angola comeqou em 1910, concentrando-se nas bacias do baixo Congo e Kwanza, mas a primeira descoberta so ocorreu em 1955 por uma subsidiaria da PETROFINA. A produqao do campo de Benfica comeGou em 1956, enquanto a PETRANGOL - nome com o qua1 a PETROFINA foi reorganizada em 1957 - continuava a sua actividade de prospecqao "onshore". Em 1966, teve lugar um avanGo importante, quando a GULF OIL (que tinha entrado em Cabinda em 1957 atravis da sua subsidiAria CABGOC) descobriu o primeiro campo "offshore" (Malongo), cujas reservas se revelaram substancialmente maiores que os dep~sitos j delimitados "onshore". Durante a dbcada de 60, outras companhias petroliferas internacionais iniciaram actividades de prospecgao, mas as descobertas da CABGOC em Cabinda continuaram a ser a mais importante fonte de petr6leo de Angola. A produgao total subiu para 49.000 barris/dia em 1960 e, posteriormente, para 163.00 barris/dia em 1973. Noventa por cento da produ~aoera exportada; a restante era usada como matbria prima para a refinaria de Luanda, que entrou em servigo nos finais da dbcada de 50. 2.8 Depois da independsncia, a CABGOC - de longe a maior produtora - cessou as suas actividades e a produgao de petr6leo bruto sofreu um colapso. Esta situa~aoalterou-se, quando a CABGOC voltou a Angola, em 1976. No entanto, d~vidassobre qua1 a futura politica do Governo em relagao ao petr6leo travaram a disposigao da companhia para investir no desenvolvimento dos campos existentes e na prospecgao de novos jazigos. Como consequFncia, a produgao de petr6leo estagnou nos finais da dbcada de 70. 0 Governo reagiu rapidamente A nova situagao e implementou uma serie de medidas para melhorar o enquadramento institucional e o regime de incentivos do sector petrolifero. As medidas tomadas incluiram: (a) a criagao da SONANGOL (1976), como o brago empresarial do Governo, para coordenar e controlar as actividades petrolife- ras; (b) a promulgagao da Lei do Petr6leo (19781, que tornou a SONRNGOL a concessionAria exclusiva da prospecgao de petroleo no pais (Anexo 5 ; (c a renegociagao das concessoes da CABGOC e da PETRANGOL (1978), atribuindo A SONANGOL uma cota de 51% nas actividades produti- vas existentes; (d) a divisao da plataforma continental em 13 blocos (19781, para serem oferecidos As companhias interessadas, em regime de APP; e (e) a criagao do Ministbrio dos Petr6leos (1979). A reorganizagao do sector petrolifero, o novo enquadramento legal e fiscal, os custos de exploragao comparativamente baixos vigentes em Angola, bem como as perspectivas favoraveis de novas descobertas atrai- ram numerosas companhias internacionais , tendo como consequsncia inves- timentos significativos e uma produgao em aumento continuo desde 1982. Esta actividade ocorreu, apesar da queda recente dos pregos internacio- nais do petrbleo. Em 1988, a produgao atingiu 441.800 barris/dia, 157% acima do nivel de 1974. Producao e Investimentos Petroliferos 2.9 4t& Junho de 1987, 7 dos 13 blocos (com cerca de 4.000 km2 cada), que constituem a zona "offshore" ( A excepsao de Cabinda), tinham sido adjudicados a companhias petroliferas. 0 quadro 2.1 resume as activida- des de prospecsao e investimento nas diferentes Areas, entre 1980 e 1986. Quadro 2.1: PRODUCiO DE PETROLEO E INVESTIHENTOS NO SECTOR PETROLIFERO Produgio Total Produgio Total Investinentos Totais 1980 - 86 1986 1980 - 1986 (nilhoes ( X I (nilhares ton.) barrisldia) Cabinda 45,O 69,8 190 C ~ n q o Onshore A 0,4 Onshore B 11,3 Bloco 1 - Bloco 2 2,7 Bloco 3 3,7 Bloco 4 - Kwanza 1,4 Total 64,5 100 282 100 2.723,9 100 m.Anexo 4. 2.10 Mais de 60% do investimento total (2.700 milhoes de dblares), entre 1980 e 1986, foi feito em Cabinda e no Bloco 3. 0 Bloco 3 absorveu a maior parcela, iniciando a produsdo em 1985 e tendo j A contribuido, em 1986,,com 17,7% da produsdo total de petr6leo do pais. Enquanto os in- vestimentos no Bloco 3 se concentraram na prospecsao (at& 1983) e no desenvolvimento (desde 1985), os investimentos em Cabinda canalizaram-se mais para o aumento da produsdo a partir de reservas provadas e menos para a descoberta de novos jazigos. 2.11 Em termos de despesas de investimento, o Bloco 2 vem em terceiro lugar e apesar das avultadas despesas em prospecsao e desenvolvimento de novos campos, o seu comportamento, at& agora, tem sido decepcionante. A produsdo caiu de um mdximo de 13.000 barris/dia em 1982 para 6.000 bar- ris/dia em 1986 e muitas das novas descobertas sdo consideradas margi- nais, de tal forma que algumas companhias reclamaram um abrandamento no regime fiscal e contratual, de mod0 a encorajar novos desenvolvimentos. Estas pretensaes parecem, todavia, exageradas. 0 Governo jA renunciou a uma parte considerdvel das suas (potenciais) receitas, permitindo As companhias ficarem com maior percentagem do "Petr6leo-Custo" do que o estipulado nos contratos. AlBm disso, a s tiltimas descobertas parecem mais prometedoras e podem inverter a tend8ncia descendente do passado. De facto a produgao em 1988 aumentou para cerca de 35.000 barris/dia. 2.12 Outras Areas problemdticas sao as bacias "onshore" do Congo e do Kwanza. Dos cerca de 440 milhoes de d6lares gastos nestas dreas entre 1980 e 1986, cerca de 150 milhoes destinaram-se a desenvolver a Area B. Contudo, desde 1982 que a sua produgao tem estagnado (cerca de 30.000 barris/dia), enquanto a produgao total "onshore" (incluindo o "onshore" Congo A e o Kwanza) desceu de 56.000 barriddid em 1977 para 36.000 barriddid em 1986. 0s investimentos feitos nos Blocos 1 e 4 destina- ram-se exclusivamente A prospecgao, mas estd-se ainda na expectativa d e resultados. Nu Rloco 1, embora s e tenham dispendido quase 200 milhoes de dolares em prospecgao, dela so resultararn descobertas marginais. As companhias envolvidas jA pediram incentivos fiscais para desenvolver os campos que, aos pregos actuais, nao sao lucrativos. No Bloco 4, os di- reitos de prospecgao foram adjudicados em 1984, mas at& agora nao se fi- zeram descobertas significativas. 2.13 Em 1987, havia cerca de 16 cornpanhias estrangeiras envolvidas na indtistria petrolifera angolana e outras aguardavam a sua oportunidadade. Por conseguinte, o papel a desempenhar pela SONANGOL, na sua qualidade de ~ n i c a concessiondria, vai-se tornando cada vez mais importante. A primeira "joint venture" da SONANGOL constituiu-se corn a CABGOC, em 1978, dando A SONANGOL uma participagao de 51% no "offshore" de Cabinda. A CABGOC permaneceu como operador e a associagao iniciou, corn Pxito, prograrnas de investimento a S anos (1980 - 19851, para desenvclver a produgao a partir das reservas provadas. A CHEVRON, que tomou conta da GULF OIL em 1984, continuou a investir em Cabinda, mas abandonou os planos anteriores da GULF de reduzir a sua cota parte em algumas dreas d e maior profundidade. Todavia, por outras razoes, a Chevron-Gulf redu- ziu para 39,2% a sua participagao conjunta na "joint-venture" de Cabinda cedendo uma participagao de 9,8% h Agip. Em 1978, a SONANGOL obteve tambem urna participagao d e 51% nas tres dreas "onshore" do Congo/Kwanza anteriormente detidas pela PETRANGOL. Quando a FPA sucedeu A PETRANGOL, tornando-se operador, conservou urna cota de 49% na zona do "onshore" A e 32% ,na do "onshore" B, enquanto a TEXACO manteve os restantes 16,4%. Relativamente aos novos blocos, a SONANGOL estabeleceu contratos, em regime de RPP, com vArias companhias estrangeiras, nos termos da Lei do Petroleo de 1978. No Bloco 2, adquiriu urna participagao d e 25% numa associagao em que a TEXACO & o operador, o que confere A SONANGOL urna percentagem de 25% da produgao para alem da percentagem que jd recebe a titulo de concessiondria. Desde 1984 tern tambem conservado uma partici- pagao de 20% no Bloco 4 (recorrendo a adiantamentos) numa associagao liderada pela BRASPETRO (PETROBRAS). Tamb&m no Bloco 4, a SONANGOL det&m 51% da companhia mista Empresa de Servigos Petroliferos de Angola (ESPA) que exerce a fungao de operador. A SONANGOL nao possui qualquer cota (interesse) no Bloco 1 (operador AGIP), no Bloco 3 (operador ELF) e no Bloco 5 (adjudicado a um grupo de companhias constituido pela CONOCO em 1986). No entanto, na sua qualidade de concessionAria, deve supervisar as actividades d e todos os operadores. Quadro Institucional e Fiscal 2.14 Na sua qualidade de organism0 responsdvel pela coordenagao e desenvolvimento globais do sector energbtico e pela implementagao da politica energbtica national, o MEP tem tambdm responsabilidade pelas politicas e actuaqao do subsector petrolifero. Em particular, o Director Geral da SONANGOL depende directamente do Ministro da Energia e Petro- leo. 0 WEP recebe (atravds da SONANGOL) informaqoes e relatorios finan- ceiros detalhados sobre todas as actividades relacionadas com o petro- leo, de mod0 a controlar e coordenar as actividades em curso. Para de- sempenhar estas funqoes, pode recorrer a assistzncia externa, quer da SONANGOL, quer de consultores estrangeiros. 2.15 A divisao de tarefas entre o MEP e a SOhlANGOL d a seguinte: 0 WEP @ o Gnico orgao competente para decidir: (a) a autoriza~aode abertura de blocos para concurso, o comeqo da produqao (incluindo os niveis de produqao de cada campo) e a queima do gds; (b) a aprovacao de programas de investimentos; e (c) a fixatao de preqos de refersncia para fins tributdrios. As responsabilidades de supervisao do MEP nao interferem com a gestao corrente da SONANGOL e, at@ agora, a divisao de tarefas entre as duas entidades tem funcionado bem. Was poderao surgir complica~oes, visto que a capacidade de sllpervisao do MEP sobre as actividades petroliferas depende, em larga medida, da capacidade de a SONANGOL fornecer atempada- mente as informaqoes necessarias. 2.16 As responsabilidades da SONANGOL incluem: (a) a recolha e compilaqao dos dados tdcnicos e geo16gicos prdvios As diversas actividades de prospecgao; (b) a assessoria ao Governo; (c) a abertura de blocos para concurso e a avaliaqao dos progra- mas de trabalho propostos; (d) a negociaqiio de contratos (do tipo "produqao partilhada"); te) comentdrios e sugestoes sobre actividades de prospecqao leva- das a cabo por companhias estrangeiras (i.e. participagao em Comissoes Consultivas de Prospecqao); e (f a aprovagao e auditoria de todas as actividades subsequentes a uma descoberta com valor comercial. A Lltima fungao & executada atravPs da participagao da SONf3NGOL nas chamadas Comissoes de Exploraqao (compostas por dois representantes do adjudicatdrio e dois membros da SONANGOL, cabendo a esta a designaqao do presidente com direito a voto), as quais acompanham, controlam e regulamentam a actividade t&cnica e financeira dos adjudicatarios. Al&m dos poderes de supervisao e aprovaqao ex ante, o contrato de produqao partilhada tambbm autoriza a SONANGOL a efectuar a auditoria e avaliaqao ex post das actividades passadas, o que @ facilitado pela obrigatorie- dade de apresentagao de relatorios por parte das companhias petrolife- ras. 2.17 Em contraste com a poderosa posigao da SONANGOL dentro do sub- sector petrolifero, a sua latitude financeira estd fortemente limitada. Cerca de 50% das suas amortizagoes e 95% dos seus lucros revertem para o Tesouro, pel0 que as decisoes de investimento estao dependentes da reafectagao de fundos do Or~amentodo Estado SONANGOL. &/ Embora, na prdtica, so o saldo seja transferido num e noutro sentido, este facto submete a SONANGOL as prioridades dos Ninisterios das Finangas e do Plano e deixa-lhe pouca autonomia financeira. Esta dependEncia da SONAN- GOL relativamente as autoridades fiscais/orqamentais levaram-na a procu- rar apoio junto das companhias estrangeiras para a obtenqao dos fundos necessdrios ao cumprimento dos seus compromissos financeiros. Um equili- brio hdbil entre as o p ~ o e stem permitido a SONANGOL reunir os recursos necessdrios para financiar grandes programas de investimento (0s quais, entre 1980 e 1986, somaram mais de mil milhoes de dolares). Desta forma, a SONANGOL conseguiu financiar quase 25% das despesas totais de prospec- gao e desenvolvimento das reservas petroliferas do pais, durante aquele period0 de sete anos (Anexo 4, Quadro 2 ) . Contudo, uma maior autonomia financeira ajudaria a SONANGOL a cumprir as suas obrigaqiies no futuro desenvolvimento do subsector petrolifero, agora que o Orgamento Geral do Estado 12 apertado e a situaqao financeira das companhias petroliferas menos confortAve1, devido aos baixos pregos internacionais. 2.1 No passado, as principais vantagens comparativas do sector petro- lifero de Angola foram: (a) o prometedor potencial geal~gico; (b) a baixa relagao entre os investimentos (em prospecqao e desen- volvimento) e o volume de produgao; --- -.------ ---. - - 6 No Smbito do Programa de Saneamento Econ6mico e Financeiro (SEF) de ajuste estrutural estao em estudo alteraqoes para alargar a autono- mia das empresas estatais. Se forem aprovadas e entrarem em vigor, a SONANGOL deixard de ser obrigada a transferir qualquer parcela das reservas destinadas a reintegragoes, ficando apenas sujeita a um impost0 sobre os lucros das sociedades. (cl o baixo nivel dos custos de exploragao; e, adicionalmente, (dl a atitude pragmdtica, de tip0 empresarial, da SONANGOL e do Governo . Gragas a estas vantagens, Angola conseguiu atrair com Sxito as compa- nhias e os recursos estrangeiros indispensdveis para sustentar o cresci- mento da produgao petrolifera, apesar da descida dos pregos mundiais. Por exemplo, enquanto os custos de exploragao em Angola variavam entre 1,5 e 4,9 dolares/barril, em 1985, sendo em m&dia de 1,73 dolares/bar- ril, os custos de exploragao no Congo variavam entre 4 e 10 d&lares/bar- ril. A disso, em Angola, o investimento por unidade de produgao era apenas um tergo do correspondente no Congo. Estes ntimeros provam que as reservas petroliferas de Angola sao economicamente atraentes (medidas em termos do valor "netback" do petroleo extraidol e tsm enco- rajado os investidores estrangeiros, nao obstante as condigoes contra- tuais estarem entre as mais duras do mundo, as exigsncias minimas de prospecgao serem elevadas, o poder de intervengao da SONANGUL (p. ex., atravgs das Comissoes de Exploragao) ser invulgarmente grande e a apro- priagao angolana, em qualquer produgao comercial, ser muito alta. 2.19 0 Anexo b fornece uma descrigao pormenorizada dos sistemas tribu- tarios e afins aplicados as companhias estrangeiras e d SONANGOL. As suds principais caracteristicas podem resumir-se da seguinte forma: (a) No caso das "joint ventures" (Cabinda) a cota parte do Governo nas receitas do petrAleo & captada sob a forma de uma "royalty" (essencialmente um imposto sobre as vendas), um imposto sobre "lucros excedentes" (sendo estes iguais a recei- ta que excede os custos de exploragao e algumas provisoes para despesas de investimento) e um imposto sobre o rendimento liquid0 (igual ao valor da produgao menos os custos de explo- ragao e menos a "royalty" e os impostos sobre "lucros exceden- tes" l ; (b) no caso dos APP, o valor da produgao total & dividido entre "Petroleo-Custo" e "Petroleo-Lucro". 0 "Petr6leo-Custo" cobre as despesas normais de exploragao bem como as despesas passa- das com prospecgao e desenvolvimento e nao pode ultrapassar uma certa percentagem da produgao total (50%)num determinado ntimero de anos. 0 "Petroleo-Lucro" & repartido entre a SONAN- GOL e as companhias estrangeiras, segundo uma escala deslizan- te progressiva (favordvel a SONANGOL), ligada ao volume acumu- lado da produgao do campo. Apesar de o "PetrAleo-Lucro" estar sujeito a um imposto sobre o rendimento, aplica-se uma cldu- sula de tecto de pregos (essencialmente um imposto de 100% sobre 05 lucros excedentes) se os pregos do petrbleo excederem 20 dAlares/barril. (c a fonte principal das receitas petroliferas de Angola (mais de 80%) tSm sido e continuam a ser as "joint ventures", devido h baixa produgao atribuivel hs APP (embora esta situaqao comece a alterar-se com o crescimento explosivo da produgao do Bloco 3, APP). as clAusulas contratuais especificas, em matbria tributdria, aplicdveis hs "joint ventures" e aos APP fornecem um sistema progressivo de participaqao nas receitas e estao elaboradas de forma a captar lucros extraordinArios. Enquanto nas "joint ventures" (donde flngola retira a maior parte das receitas sob a forma de imposto) o efeito sobre os impostos, devido a va- riagoes de volume, b inferior ao resultante de variaqoes de preqos, nos APP a parte do "Petroleo-Lucro", que reverte para Angola, depende de: ( i ) a velocidade a que as despesas de capital das companhias estrangeiras sao recuperadas; e ( i i ) a produqao acumulada. Ambos os mecanismos protegem os interesses das companhias estrangeiras, sobretudo em situagoes desfavord- veis de mercado, e proporcionam a Angola receitas que se ajus- tam A rendibilidade relativa, funqao do mercado, dos seus recursos petroliferos; os APP estao configurados de forma a canalizar para a SONANGOL uma parcela significativa da cota parte de Angola, enquanto nas "joint ventures" a parte substancial das receitas do pais reverte directamente para o Governo. Esta diferenqa de conta- bilizaqao e o facto de a sequzncia temporal de entrada de receitas liquidas provenientes dos APP ser diferente das ne- cessidades financeiras correntes do Governo tornou-se uma pequena fonte de desacordo entre o Tesouro e a SONANGOL. Tambbm a tributagao das companhias estrangeiras em regime de APP se transformou num problema, que afecta a distribuiqao da cota parte de Angola entre o Tesouro e a SONANGOL. 2.20 Com a diminuiqao dos pregos internacionais do petr6leo depois de 1981/82, o regime tributdrio das "joint ventures" reduziu as receitas arrecadadas por Angola. 0 mesmo mecanismo, que capta lucros extraordind- rios para o Governo, reduz as receitas quando os preqos do petr6leo descem e a produgao permanece constante. A resposta de Angola h queda dos preqos internacionais foi aumentar significativamente a produqao. No entanto, em periodos de preGos descendentes, a produgao tem de crescer a uma taxa superior h taxa de erosao dos preqos, de forma a compensar a receita perdida. Isto explica por que razao as receitas petroliferas de Angola, em especial as derivadas das "joint ventures", cairam brusca- mente, apesar de o pais ter conseguido aumentar a produqao, sobretudo em 1905 e 1986. Alguns nGmeros ilustrativos sao fornecidos no Ruadro 2.2. Quadro 2.2: ANGOLA: VARIACiES NAS RECEITAS FISCAIS DE PETROLEO E NA PRUDUCiD PETROLIFERA 1985-8 6 ( Percentagem) 1985 1986 Produgao de P e t r i l e o bruto +13,7 +21,O P r e p do P e t r i l e o bruto - 5,5 -51,6 Receitas F i s c a i s do P e t r i l e o - 1,4 -49,3 F-: NEP. 2.21 0s mecanismos do regime fiscal (impastos, "royalties", tecto de pregos e outras contribuigoes) transferem para Angola uma parte impor- tante das receitas petroliferas extraordinArias e evitam que os "lucros excedentes" revertam para as companhias petroliferas. Protegem, por outro lado, estas mesmas companhias contra uma exagerada redugao de lucros, em periodos de baixa de pregos, transferindo parte dos encargos de ajustamento para o Governo. Como o regime fiscal das "joint ventures" transforma um decrbscimo de pregos numa redugao da participagao de An- gola nas receitas (visto que a receita fiscal diminui mais depressa que o lucro da companhia), nao desaparecem os incentives para as compa- nhias estrangeiras continuarem a operar e a investir. Assim, o impact0 negativo da queda dos pregos do petroleo sobre as actividades das compa- nhias foi amortecido pela legisla~aofiscal. Isto tornou a continuidade do investimento e um aumento regular da produgao financeiramente com- pensadores para as companhias, que por sua vez forneceram receitas ao Governo, desta forma compensando parcialmente os prejuizos causados pela queda dos pregos. Campos de Petroleo Marqinais 2.22 Vdrias sugestoes tZm sido avangadas recentemente para suavizar as cl4usulas contratuais e fiscais das operagoes de produgao partilhada em campos marginais. Muitas destas sugestoes v8m do Bloco 1 onde, desde 1982, foram investidos em prospecgao mais de 180 milhoes de dolares, sem descobrir quaisquer jazigos comercialmente atraentes. 0s APP estabe- lecem que uma descoberta nao desenvolvida nos trZs anos que se lhe se- guem deve ser entregue h SONANGOL (nao havendo descobertas, a companhia que assumiu o risco da prospecgao deve absorver os custos corresponden- tes, sem qualquer compensagao). Normalmente, as companhias t8m relutsn- cia em desenvolver campos marginais (i.e., menos lucrativos que a mbdia ou mesmo nao lucrativos, aos pregos em vigor). No entanto, a SONANGOL deve ter cuidado antes de abrir um precedente de suavizagao de cl4usulas contratuais. Basicamente, o actual sistema contratual e tributArio dos APP nao influencia a decisao de desenvolver ou nao um campo marginal. As companhias petroliferas podem recuperar as despesas feitas em prospecgao e desenvolvimento e nao hA nenhum impost0 sobre a produgao (que poderia afectar as receitas marginais resultantes de d&bitos decrescentes ou de campos marginais). Se alguns campos nao sao desenvolvidos (enquanto outros o sao), & porque se afiguram menos lucrativos do que a m&dia. Em principio, o petroleo nao rentdvel deve ser deixado no terreno, at& a sua extracgao passar a sg-lo. 0s fundos poupados devem ser investidos no dese~ivolvimento de campos mais rentdveis, quer jA provados quer resul- tantes de novas descobertas (admitindo que a probabilidade de novas descobertas justifica o diferimento do investimento). 2.23 Um raciocinio estritamente economico pode, contudo, nao ser o mais apropriado num mundo "segundo melhor", uma vez que o Governo neces- sita urgentemente de maiores receitas petroliferas. Poder-se-iam justi- ficar incentivos fiscais ou outras formas de encorajar as companhias a desenvolver descobertas menos atraentes: uma receita comparativamente mais baixa de campos marginais pode ser preferivel h auszncia total de novas receitas. E uma vez que, com as actuais restrigoes economicas, qualquer rendimento disponivel hoje @ significativamente mais valioso que um potencial rendimento futuro (i.e., a taxa de preferzncia temporal & muito elevada), poder-se-ia justificar uma exploragao mais rapida das reservas marginais. Nao obstante, o Governo deve ponderar cuidadosamente o compromisso entre a obtengao de receitas a curto prazo e a perda de receitas futuras, possivelmente mais altas embora incertas, em resul- tado de um desenvolvimento imediato e nao diferido destes campos. Al&m disso, a criagao de um precedente pode prejudicar futuras negocia~oes. 2.24 Estao tamb&m em discussao: ( i ) a possibilidade de aumentar o periodo entre a descoberta comercial e o momento em que o campo deve entrar em exploragao; e ( i i )o tratamento fiscal, desigual das "joint ventures" e dos APP. 0 Jltimo problema surge porque no "offshore" de Cabinda o rendimento colectdvel & calculado consolidando previamente as receitas totais com as despesas totais em prospecgao z/, desenvolvimento e exploragao, ao passo que nos APP os investimentos em prospecgao e desenvolvimento 56 podem ser compensados com receitas do mesmo campo; como consequzncia, o periodo de recuperagao das despesas de desenvolvi- mento pode revelar-se muito mais longo nos APP do que nas "joint ventu- res". No entanto, em ambos os casos em discussao (i.e., a determinagdo da duragao do periodo de prospecgao e o tratamento fiscal das despesas de entrada em exploragao), o Governo, pragmaticamente, tem a intengao de adaptar os termos contratuais As condigoes especificas de cada campo. Assim, as questoes referidas deixarao de constituir urn obstdculo s&rio ao futuro desenvolvimento do petroleo. - -7/ Isto significa que os encargos com a prospec~aonum campo podem ser usados para contrabalangar as receitas correntes de outros campos (jd em exploragao). Perspectivas de Desenvolvimento de Campos Petroliferos 2.25 Conforme se verifica pel0 quadro 2.3, as actividades petrolife- ras que o MEP espera ver desenvolvidas entre 1987 e 1990 concentram-se na entrada em exploraqao dos campos comprovados. 0 nivel m&dio de inves- timento anual, planeado, & quase o dobro do dos bltimos sete anos. DA-se priaridade mais elevada a Cabinda que representa, For isso, cerca de 40% das despesas totais planeadas para prospecqao e desenvolvimento. Mais de 70% dos investimentos projectados para Cabinda serao usados no desenvol- vimento(i.e. entrada em produqao) de novos campos. Um dos maiores pro- jectos & o desenvolvimento do campo de Numbi, no qua1 serao investidos 230 milhoes de d6lares. Espera-se que as reservas recuperaveis de Takula, o maior campo petrolifero de angola (cerca de um terqo da produqao total actual), aumentem para 240 milhoes de barris este ano (1988),quando se completar um programa de injecqao de Aqua no valor de 200 milhoes de d6lares. 0 segundo maior investimento verifica-se no Bloco 3, onde a maior parte das despesas projectadas, no valor de cerca de 70 milhoes de d6lares,se destina a acelerar a entrada em produqao das reservas provadas. as despesas com desenvolvimento sao tambt2m dominantes no Bloco 2. Nas zonas "onshore" das bacias do Congo e do Kwanza o ac- tual objective & manter o presente nivel de produqao de cerca de 33,000 barris/dia. Nao estao planeadas quaisquer despesas em desenvolvimento nos Blocos 1, 4, 5, 6 e 8. Ruadro 2.3 : PREVISiES DE PROSPECFAO E DESENVOLVIHENTO FUTUROS 1987 - 1990 Nirero de pogos Nirero de pogos Investirentos Totais er ea em Prosueccio e Desenvolvirento Prospecgio Desenvolvirento rilhies dilares X Cabinda Cabinda BIC Congo Onshore Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Bloco 5 Bloco b a1 Bloco 8 a1 Cabinda Onshore a1 5 Total b 1 Subtotal bl 48 a1 Estiaativas. 0s nireros exactos estio dependentes de negociagies futuras. b_l Excluindo Cabinda 'onshore' e os Blocos b e 8. Fonte: HEP, SONANGOL e estirativas da rissio. 2.26 Para o period0 de 1987 - 90 estao firmemente programados quarenta e oito pogos exploratorios @I,o que significa 12 por ano, comparados com os 15 por ano no periodo de 1981 - 86. Com base em compromissos contratuais anteriores, o nbmero anual de pogos projectados diminuirh de 20 em 1987 para 6 em 1990, o que indica a necessidade de novos acor- dos para manter as actividades de prospecgao ao ritmo das do principio da d&cada de 80. A maioria dos poqos explorat~rios programados (26) estA situada em Cabinda invertendo tend8ncias recentes. A prospecgao no Bloco 1 terminarA e as companhias envolvidas tentarao certamente obter melhores condiqoes contratuais que viabilizem o desenvolvimento de des- cobertas marginais. Como as perspectivas para o Bloco 4 da BRASPETRO nao sao brilhantes, & provhvel que tamb&m ai a prospecqao termine. Por outro lado, estao programados pel0 menos cinco pogos de prospecqao para 1988 - 89 no Bloco 5 , onde as perfuraqoes comegaram em Abril de 1987. Estao em curso negociagoes entre a SONANGOL e a TOTAL/PETROFINA para estabelecer um programa de prospecgao e produgao no Bloco 8 (com a TOTAL como opera- dor), e os planos prevsem a reabertura do Bloco 6 durante 1988. Na se- gunda metade de 1988, deverao ser analisadas propostas para o Bloco 7 e espera-se que as correspondentes negociagoes tenham lugar em 1989. Algu- mas prospecgoes adicionais em Cabinda (al&m das agora planeadas) podem ser bem sucedidas, uma vez que outra companhia international, a AGIP, acaba de ser incluida na "joint venture". As propostas para Cabinda "onshore" estao ainda a ser avaliadas; as negociaqoes podem comeqar em 1988, mas antevsem-se dificeis. Assim, incluindo os Blocos 6 e 8 e as plataformas de Cabinda "onshore", o n ~ m e r ototal de poqos explorat6rios a perfurar no periodo de 1987 - 90 pode subir para 67. Numa base anual, este valor igualaria a media do periodo 1981 - 86. 2.27 As estimativas de produ~aofutura variam consideravelmente con- soante a fonte de informagao. 0 s n ~ m e r o spublicados pel0 HEP (Quadro 2.4) baseiam-se em previsoes preparadas pela SONANGOL e podem ser consi- derados uma estimativa conservativa do que & realizhvel A luz dos desen- volvimentos passados e planeados. As previsoes subestimam as potenciali- dades de uma prospecqao mais rhpida dos campos produtivos ?/ mas, em contrapartida, sobrestimam o Pxito da entrada em exploragao dos campos --."---- ---- - -B/ Excluindo Cabinda "onshore" e os Blocos 6 e 8. -9/ Nos finais de 1987, a produqao do Bloco 3 aumentou para 110,000 barris/dia, reduzindo efectivamente a relaqao reservas/produgao para cerca de sete anos. Esta pr0duqa0 & quase dupla das previsoes anteriores (Quadro 2.4). As razoes de um afastamento tao grande em relaqao ao programa estabelecido no inicio de 1987 nao sao eviden- tes.Pode acontecer que as necessidades governamentais de receitas a curto prazo justifiquem uma exploragao mais rhpida, o que, no caso do Bloco 3, tambrAm "beneficia" as companhias estrangeiras, uma vez que os ritmos de produqao mais elevados diminuem o periodo de recu- p e r a ~ a odos custos de prospecgao e desenvolvimento dos APP. provados. Por outro lado, os investimentos mbdios anuais projectados para o period0 de 1987 - 90 sao bastante elevados (em comparaqao com as disponibilidades financeiras do pais) e poderiam nao ser concretizados in toto. Em resultado destas distorqoes de sinal contrdrio, a previsao pode acabar por se revelar bastante exacta durante alguns anos. g u a d r ~2.4 : PRDDUCiiD E RESERVAS DE PETROLED 1986 - 1990 (milhares de b a r r i s l d i a ) 1986 Projectada 1990 er Produgio por Area Real ( X I 1987 1988 1989 1990 ( X I Cabinda 190 67,4 220 256 246 246 54,9 Bloco 3 50 17,7 85 113 128 136 30,4 Bloco 2 6 2,1 10 29 39 38 8,s Onshore 36 12,8 36 36 32 28 b,3 Total: 282 100 351 434 445 448 100 R a t i o ReservasIProdugio (anos) 13,7 12,b 9,b 8,B 7,8 Fonte: SONANGOL e HEP (estimativa f e i t a no5 f i n a i s de 1987). 2.28 A estratbqia de prospecqao de Angola tem sido bem pensada e tem tido $xito, e o pais tern normalmente seguido corn bastante rigor o s pla- nos de desenvolvimento petrolifero traqados. Agora, pela primeira vez, a produqao no Bloco 3 vem excedendo por uma margem considerdvel os planos estabelecidos, registando uma produqao, nos finais de 1987, de 110,000 barris/dia, muito acirna dos 70,000 barris/dia planeados no inicio desse ano. Isto levard a urna rdpida reduqao na relaqao reservas/produqao (de cerca de treze anos, em 1987, para apenas oito anos, em 1990).Embora nao haja nenhuma relaqao mAgica reservas/produgao, rnuitos paises consideram que um nivel conveniente se situa entre 10 e 15 anos. Se nao se espera que a produqao no Bloco 3 volte ao seu ritmo anterior, pode impor-se uma reavaliaqao do nivel planeado de actividades de prospecqao para suster o declinio da relagao reservas/produqao. Piores resultados de prospecqao (i.e., menor nLmero de descobertas ou mais pequenas) ou um abrandamento do seu ritmo poderiam conduzir rapidamente a urna situaqao de risco, uma vez que o volume de reservas poderia tornar-se periqosa- mente baixo. Albm disso, independentemente das autoridades angolanas considerarem o seu nivel de reservas adequado, o s mercados internacio- nais poderiam nao ter a mesma opiniao, conduzindo a um encarecimento do capital de que Angola necessita (para quaisquer fins). 2.29 No que respeita h composiqao da produqao do petrdleo bruto, o cendrio do MEP prev8 que a participaqao de Cabinda na produqao total diminuird de cerca de 70%, nos meados da dbcada de 80, para 55%,em 1990, enquanto a percentagem do Bloco 3 subird de 18% em 1986 para cerca de 30%, em 1990. Esta variaqao na estrutura da produqao tambPm se reflecte na projectada afectaqao de investimentos, cuja estrutura se alterard a favor do Bloco 3. Conclui-se, portanto, que a estratbgia delineada para o petrdleo consiste em conservar o nivel de produqao em Cabinda tao alto quanto possivel (produqao base) e em estimular o crescimento no Bloco 3 h custa da expansao de actividades. Por outra palavras, a politica do Governo procura maximizar a produqao e as receitas, a curto prazo, rele- gando para segundo plano quaisquer consideraqoes de lonqo prazo. Este b o comportamento que se espera de um pais na situaqao politica de Angola. 2.30 Segundo o MEP, um nivel de investimento superior ao do passado nao evitard automaticamente que o crescimento da produqao abrande nos finais da dbcada de 90. Por isso, qualquer reduqao dos investimentos previstos terd um sPrio impact0 na produgao e receitas futuras. Como parte considerdvel desses investimentos serd feita em Cabinda, que 12 uma "joint venture", o programa de investimento ird sobrecarregar fortemente a SONANGOL do ponto de vista financeiro. Ao contrdrio das operaqoes de produgao partilhada, por exemplo no Bloco 3, a "joint venture" de Cabin- da supoe uma participaqao financeira da SONANGOL de 51%. Como a maior parte do petr6leo de Angola b produzido em Cabinda, um aumento de produqao exigird h SONANGOL, cuja situaqao financeira vem enfraquecendo, custos iniciais elevados e poderd afectar seriamente a credibilidade do pais e a sua acessibilidade ao crbdito. t por esta razao que o Bloco 3, menos dispendioso e onde nao sao necessdrios compromissos financeiros da SONRNGOL, ganha importzncia crescente na estratbgia de desenvolvimento petrolifero de Angola. Mas, enquanto Cabinda permanecer a principal fon- te de petrbleo do pais, a SONANGOL terd de suportar as correspondentes obrigaqoes financeiras (a menos que venda parte da sua cota) e a sua capacidade de obter, a baixo custo, os fundos necessdrios serd altamente sensivel, quer aos seus proprios resultados financeiros, quer h capaci- dade do pais cumprir os compromissos com os credores. Numa situagao tao delicada, o Governo nao deve enveredar pel0 caminho arriscado de ofere- cer a produgao futura de petrbleo como garantia de emprbstimos (que nao sejam os da SONANGOL). Deve tambbm evitar atrasos no serviqo da divida externa, uma vez que qualquer falha na disciplina desse serviqo reduzi- rd o valor de mercado dos emprPstimos passados e aumentard os custos de emprPstimos futuros. 2.31 A SONANGOL mostrou-se recentemente interessada em adquirir expe- rigncia prdtica como operador. At& agora, as suas responsabilidades operacionais tsm-se limitado ao Bloco 4 onde detPm 51% na companhia de economia mista ESPA (Empresa de Serviqos Petroliferos de Angola). 0s planos para elevar essa cota para loo%, tornando-a totalmente responsd- vel pelas operaqiies, foram abandonados devido aos maus resultados da prospecgao. Nao obstante, a SONANGOL pode ainda pretender desenvolver actividades a montante e estd actualmente a examinar a opqao de assumir o papel da FINA como operador no "onshore" de Cabinda. Tomar a seu cargo operaqoes em curso & uma estratggia menos arriscada do que prospectar e lanqar em exploraqao novos campos. Contudo, enquanto uma experisncia adicional como operador pode elevar a capacidade da SONANGOL para super- visar as companhias estrangeiras, as restriqoes financeiras e a escassez de pessoal qualificado podem complicar o seu papel como controlador das actividades petroliferas. Este relatorio nao favorece claramente qual- quer das opgies (operar ou nao operar). Todavia, ponderadas as vantagens e 0s inconvenientes, & provdve! que a SONANGOL se deva envolver mais intensamente em actividades no terreno, embora uma experisncia directa nunca seja prejudicial desde que com baixos custos e resultados de ex- ploragao aceitdveis. I 1 - B OFERTA E UTILIZtN30 DE GAS Sumdrio e Recomendacoes 2.32 Sao utilizadas quantidades significativas de gds associado (pre- sentemente cerca de 50% da produgao total) para operagoes de ejecgao e reinjecgao de gas. Al&m disso, a politica governamental prevs uma rdpida expansao da utilizagao de gds, estando em curso novos esquemas de ejecgao e reinjecgao (quando compativeis com a produgao de petroleo e as caracteristicas dos jazigos) e a expansao dos existentes (substituigao do gds de Livuite por fontes de gds associado). 0 objectivo, para os finais da d&cada de 90, & uma taxa de utilizagao de 70%, a contrapor aos cerca de 50% actuais, o que parece um objectivo razodvel. No entanto, uma reinjecgao pura do gds associado (poupando-o para uso futuro) pode ter custos que ultrapassem o valor economico do gds acumulado. 2.33 Nao se devem efectuar investimentos, quer na avaliagao, quer- na delimitagao de campos de gas, a menos que tenham sido identificados usos econ6micos significativos. So projectos de grande dimensao, que possam consumir, de forma constante, uma quantidade aprecidvel de gas, justificarao a delimitagao e exploragao dos campos de gds nao associa- do jd conhecidos. Como nao se conhecem quaisquer projectos daquele tipo e com valor econOmico, as perspectivas para o desenvolvimento dos campos de gds nao associado sao sombrias. 2.34 0 Anico project0 de grande dimensao capaz de utilizar quantida- des razodveis de gas natural & a construgao de uma fdbrica de amoniaco e ureia para exportagao, exigindo cerca de 50,6 milhoes de p&s cGbicos/dia de gas. No entanto, em virtude da depressao do mercado internacional de fertilizantes e dado que os custos de fornecimento de gds sao relativa- mente elevados, da fdbrica nao resultariam para Angola vantagens compa- rativas substanciais mesmo numa instalagao bem gerida. Al&m disso, nao existem consumidores internos capazes de absorver grandes quantidades de gds natural, ou que se sintam motivados a converter-se para gas. Por isso, dever-se-d deixar no terreno o gds nao associado at& encontrar utilizagaes com valor economico. 2.35 A medida que aumenta a produgao de petrdleo do Bloco 3, aumentam as potencialidades para uma nova instalagao de extracgao de GPL de gran- de dimensao, o que, se os pregos mundiais dos GPL nao se deteriorarem, pode aumentar as exportagoes e fazer entrar no pais divisas adicionais. 2.36 Deve fortalecer-se a capacidade da SONANGOL estudar e supervi- sar um nLmero mesmo limitado de projectos de gds, mediante uma pequena unidade responsdvel por esses problemas, a criar corn base no reduzido grupo que jd hoje se ocupa do gds na empresa. Tal unidade deve estar em posigao de acompanhar mais cabalmente as actividades em curso no dominio do gds e de coordenar os planos de futuros projectos com actividades afins noutros subsectores. Nao deve tornar-se uma unidade burocrdtica que malbarate recursos humanos na prossecugao de projectos de gds ilusorios e sem objectivos bem definidos. 2.37 Dois projectos actualmente em apreciaqao pela SONANGOL merecem alta prioridade: (a) o project0 de extracqao dos GPL em Cabinda, i.e., no navio tanque BERGE SISAR ancorado ao largo da costa (custos estima- dos de investimento: 2 a 3 milhoes de dolares). Este projecto aumentaria o fornecimento interno dos GPL em cerca de 60% e substituiria importaqoes onerosas dos mesmos no montante de 8.000 a 10.000 toneladaslano; (b) o project0 de extracqao de GPL/condensados no Bloca 3, virado para a exportaqao. Este projecto, se for economics, pode gerar importantes receitas em divisas. Outros projectos, que merecem uma investigaqao mais aprofundada a curto prazo, sao: (c) a projectada fabrica de recuperaqao de botijas de GPL, com custos de investimento estimados em 5 milhoes de dolares (es- sencial, se o primeiro projecto for para a frente); (d) a projectada central t&rmica policombustivel na zona do Soyo e a recuperagao da turbina a gas de Cabinda; (e) a instalaqao "onshore" de extracqao de GPL, em Walongo, com o custo de 3-4 milhoes de d6lares (sob condiqao de que a procura se mantenha adequada ap6s a subida de preqos dos GPL que o relatorio propoe). Reservas e Utilizacao de Gas 2.38 0 s recursos de gas natural de Angola excedem provavelmente 5 bilioes de p&s cuhicos. 0 gAs nao assaciado representa cerca de 3 bilioes de p&s cubicos das reservas provaveis e o gas associado cerca de 2,5 bilioes de p&s ctibicos, 1,8 dos quais estavam provados no inicio de 1987. A relaqao media entre gas associado e petr6leo i5 aproximadamente de 1,34 milhoes de pes ctibicos/mil barris de petr6leo. Assim, uma produqao de petr6leo bruto de 282 mil barrisldia , em 1986, deu origem a 379 milhoes de p&s ctibicos/dia de gas associado (Anexo 4, Quadro 7). Em 1990 espera-se que a produqao de gas associado atinja 515-536 milhoes de p&s ctibicos/dia, embora a previsao oficial se limite a cerca de 488 milhoes de p&s cGbicos/dia. As reservas de gas nao-associado ainda nao estao a ser exploradas, except0 num pequeno campo "offshore", em Cabin- da. As principais reservas encontram-se no "offshore" da provincia do Zaire, nos Blocos 2 e 3, mas, por causa do numero limitado de poqos exploratorios, as informagoes sobre reservas sao escassas (finexo 4). 2.39 Em 1986, cerca de 51% da produ~aode gds associado eram efecti- vamente utilizados, sobretudo em esquemas de ejecgao e reinjecgao de gds, representando mais de 85% da utilizagao de gds no pais (finexo 4, Quadro 8 ) . Do gds associado nao queimado apenas uma fracgao minima & directamente recuperada como combustivel, quer para uso nas operagoes petroliferas, quer para os GPL, e nao se crQ que este quadro de usos produtivos (diferentes da ejecgao e da reinjec~ao)se altere no futuro proximo. Espera-se que em 1990 a taxa de utilizagao do gds suba para 70%, com a maior parte ainda para ejecgao e reinjecgao. 2.40 A politica declarada do Governo C aumentar a utilizagao do gas associado. Assim, & proibida a queima e o gas recuperado pode ser usado livre de encargos, mas nunca se efectuou uma avaliagao exaustiva para verificar se a reinjecgao se justifica economicamente. Dum ponto de vista econ6mic0, a reinjecgao destinada a conservar o 96s associado para usos futuros apenas faz sentido se os custos por p& chbico poupado nao excederem os custos de utilizagao (i.e., o valor residual) do gas nao- as so cia do,^ que nao parece verificar-se em Angola. Embora as reservas de gds nao-associado sejam pequenas em termos absolutos, a relagao entre reservas provdveis e produgao projectada, i.e., o horizonte temporal at& ao esgotamento do recurso, & bastante alta. Como consequQncia, os custos de utilizagao do gds nao-associado tendem a ser desprezdveis (provavel- mente A volta de 0,2 dblares/milhao BTU) e ha poucas condigoes para uma reinjecsao rentdvel. 2.41 Uma opsao mais prometedora para a utilizagao de gds associado t2 a produgao de GPL. Presentemente, a unica instalagao onde o gas P recupe- rado para esse fim estd situada no "offshore" de Cabinda, no navio tanque BERGE SISAR. A produgao, formada por uma mistura 66:34 de pro- pano e butano, cresceu de menos de 500.000 barris em 1983 para cerca de 2 milhoes de barris em 1984 e estabilizou desde entao. Espera-se que a produgao aumente at8 2,6 milhoes barris/ano durante os proximos anos. Em 1986, a produgao total foi de 170.000 toneladas, quase toda vendida ao Brasil a cerca de 125 d6lares por tonelada (FOB Angola) ou 2,89 dola- res/milhao de BTU. 2.42 Em 1986, as vendas dos GPL no mercado nacional elevaram-se a 32.000 toneladas. No entanto, o custo dos GPL importados (cerca de 12.000 toneladas) 15 muito mais alto do que o valor FOB dos GPL para exportagao. 0 custo dos GPL importados (CIF nos terminais portuarios) B de 250 dhlares/tonelada, enquanto o valor FOB dos GPL exportados & de 125 d6lares/tonelada. 0s custos de ajustamento da composigao dos GPL para exportagao, de forma a satisfazer as especificagoes nacionais, e do seu transporte ate terminais portudrios estimam-se em 90 d6lares/tonela- da. Assim, o custo de oportunidade dos GPL pode ser considerado de 250 dAlares/tonelada ou de 215 dolares/tonelada (i.e., 125 dolares/ tonelada FOB mais 90 dolares/tonelada em custos de destilagao e transporte).n/ 2.43 0 project0 de fraccionamento dos GPL acrescentarA cerca de 30.000 toneladas/ano (80-85 toneladas/dia) ao abastecimento interno. Isto bastaria para eliminar as importagoes onerosas (cerca de 10.000 toneladas/ano no valor aproximado de 2,5 milhoes de dolares), deixando ainda 20.000 toneladas/ano para satisfazer o consumo interno. has pregos actuais, @ quase certo que esta quantidade de GPL pode ser absorvida (desde que estejam disponiveis botijas e f o g ~ e s ) .No entanto, um prego mais razodvel (parAgr. 3.35 e 3.36) no interval0 de 45-90 Kz/kg (custan- do a botija de 12,5 kg entre 563 Kz e 1.125 Kz jl-/) poderia abrandar o crescimento da procura. Parece, portanto, prudente aumentar o forneci- mento ao mercado interno de forma mais gradual do que a que estd impli- cita no projecto de fraccionamento de 85 toneladas/ dia =/.Analogamen- te, serd melhor adiar a preparagao de novos projectos visando o aumento da disponibilidade de GPL para consumo interno, at& se poder avaliar o impact0 de um prego mais alto sobre a procura. - 10/ 0 gAs tanto P importado como exportado. Angola P um exportador 1;- g o de GPL, mas o GPL para exportaqao (66% de propano e 34% de butano) nao tem a mesma composiqao do GPL para consumo interno (produzido na refinaria de Luanda ou importado). Por isso, se ambos os GPL forem considerados o mesmo bem, o custo de oportunidade & G valor FOB do GPL de exportagao, ao passo que se forem considerados bens diferentes, o custo de oportunidade serd o custo CIF do GPL importado. Como soluqao de compromisso, o custo de fraccionamento do GPL de exporta~aoe do seu transporte para Luanda poderd ser usado como um quia para a fixacao dos pregos internos ou como custo de oportunidade dos GPL. - 1 1 / Mesmo ao preqo mais elevado dos GPL, o preqo de uma botija de 12,5 kg poderia ser igual ao preqo, no mercado paralelo, de apenas 3 - 4 kg de carvao vegetal, i.e., os GPL seriam ainda consideravelmente mais baratos que os combustiveis lenhosos. - 12/ Para algumas utilizaqoes pode nao ser necessdrio fraccionamento. 0 s GPL de exportagao poderiam simplesmente cer misturados com os pro- duzidos na refinaria e utilizados, o que & normalmente aceitdvel nos usos dom&sticos. Devem, por&m, fazer-se ensaios para verificar se esta prAtica serve igualmente outras finalidades. Mercado Potencial para o Gds Nao-Associado 2.44 No que concerne A prospecqao das reservas de gds nao--associado, as perspectivas a curto e medio prazo nao sao particularmente promete- doras. A menos que se identifique um mercado vasto, a extracqao e arma- nezamento de gds nao-associado revelar-se-do, quase de certeza, nao econ~micos.Ate agora, o Unico projecto importante susceptive1 de empre- gar como materia prima uma quantidade considerdvel de gds natural @ uma fdbrica de amoniaco e ureia projectada para a Area do Soyo. 0 projecto tem estado em estudo desde o inicio da dPcada de 80. 2.45 Indivisibilidades e economias de escala exigem uma capacidade minima de 1.000 toneladas/dia de amoniaco. As fdbricas de dimensao mun- dial tsm, tipicamente, uma capacidade instalada de 1.500 toneladasldia de amoniaco e 500 toneladas/dia de ureia e custam cerca de 330 milhoes de dolares (a precos de 1987).0 factor de utilizagao tipico da capaci- dade instalada, nestas fdbricas, situa-se na gama das 80-90%. fi produgdo mdxima seria, portanto, cerca de 164.000 toneladaslano de ureia e 396.000 toneladas/ano de amoniaco. Dada a procura interna limitada de fertilizantes base de azoto (cerca de 10.000 toneladas/ano em 19871,a fdbrica teria de vender a quase totalidade da sua produqao no estrangei- ro, onde uma concorr@ncia feroz e um excesso generalizado de fertilizan- tes tGm conservado os preqos baixos. Nao & provdvel que se verifique antes de meados da dbcada de 90 uma recuperaqao sustentada do mercado corn preGos acima de 200 ddlares/tonelada. Al@m disso, uma vez que a fdbrica exigiria um abastecimento em gAs de cerca de 50,6 milhoes de p&s cLbicos/dia (16.650 milhoes de pbs cUbicos/ano), impossivel de satisfa- zer apenas com gds associado, teria de desenvolver-se e utilizar-se gds nao-associado. Por conseguinte, os custos em matPria prima muito prova- velmente excederiam 1,5 milhoes de dolares por milhao de BTU. 2.46 Encontra-se no Anexo 7 uma anAlise econdmica da projectada fd- brica de amoniaco/ureia. 0 Quadro 2.5 resume os principais resultados. Mesmo nas condigoes mais favordveis do caso base, o valor actualizado liquid0 do projecto seria prdximo de zero ou negativo, a menos que a taxa de actualizaqao fosse inferior a 12%. 0s encargos financeiros con- siderdveis deste grande investimento, os custos comparativamente altos do fornecimento de gds e as incertezas do mercado internacional de fer- tilizantes tornam o projecto de amoniaco/ureia economicamente nao atrac- tivo. Como podem vir a ser identificadas no futuro novas oportunidades de utilizaqao para o gds nao-associado, o projecto (de baixa rendibili- dade) de amoniaco/ureia nao deve iniciar-se neste momento. Angola s6 deverd considerar o projecto se surgir urn investidor privado disposto a correr todos os riscos inerentes e a pagar um preGo razodvel pel0 gas. Quadro 2.5 : ANALISE ECONONICA DA FABRICA DE AHONIACUIUREIA a_/ Cu5to5 de Taxa de Actualizagao Taxa de Abastecimento Rendibilidade de 6ds (10%) (12%) (15%) Interna -- ---- - - Dilareslnilhao BTU VPL ( X I 1,25 - 12,72 t t 1,5@ - 11,92 t - 1,75 t - - 11,lrl 2,OO t - - 10,26 Valor "netback' do 6ds 2,07 1,48 0,50 a/ caso base, nio considerando os custos de esgotamento. ( - 1= negativo; (t) = positiv~ F-: Anexo 7. 2.47 Na indtistria, os Unicos consumidores que poderiam teoricamente converter-se para gds e absorver quantidades suficientes para justificar investimentos na sua recolha e transporte, sao a fAbrica de cimento e a refinaria de petroleo. Ao nivel corrente da p r o d u ~ a o(720.000 tonel./ano de "clinker"), o consumo de fuelhleo da fdbrica de cimento @ equivalente a 6 milhoes de pbs cGbicos/dia. Uma proposta de aumento da capacidade da fdbrica para cerca de 1,5 milhoes de toneladas de "clinker", em 1990, aumentaria as necessidades de combustivel para 15 milhoes de p&s cUbicos/dia. No entanto, a fdbrica de cimento usa actualmente excedentes de fueloleo ao custo de apenas 1,8 dolares por milhao de BTU (paridade de pTeGos A exportagao). Al&m disso, o potencial fornecimento de gds do campo do Kwanza situado nas proximidades (3 milhoes de p@s cubicos/dia) nao seria sequer suficiente para satisfazer as necessidades actuais de combustivel da fdbrica, obrigando a desenvolver jazigos mais distantes e elevando os custos do gds para 1,5-2 dolares por milhao de BTU. A mbdio prazo, o gds nao @, pois, competitivo com o fueloleo. 0 mesmo raciocinio s e aplica A refinaria de Luanda, cujas necessidades de fuelaleo sao equivalentes a aproximadamente 4 milhoes de p@s cGbicos/dia. Outras indtistrias, que no presente sao responsaveis por apenas 20% do consumo interno do fuelbleo para caldeiras, poderiam consumir, quando muito, 2,5 milhoes de pbs cUbicos/dia de gas. Assim, a baixa procura potencial de gds e a disponibilidade de combustiveis alternatives baratos tornam nao economico o desenvolvimento, a curto prazo, das reservas de gds nao- -associado para uso interno. 2.48 Quanto A electricidade, a maior parte & fornecida a partir de centrais hidroel&ctricas de baixo custo (existindo ainda por desenvolver urn grande potencial hidrdulico). 0 gds seria apenas necessdrio para a produgdo, em periodos de ponta, em centrais t@rmicas. No entanto, dada a alternativa do recurso aos derivados de petroleo e o facto de que mesmo urn cendrio optimists, em terrnos de ponta de consumo,exigiria, no mdximo, uma m&dia de 3-4 milhoes de p&s c~bicos/diade gds, conclui-se que a procura de electricidade nHo permite justificar qualquer investimento na recolha e transporte de gds. 0 qds para a produqao de electricidade poder-se-A revelar economicamente vidvel apenas em Areas isoladas, corn baixas necessidades de energia primdria e gds barato e acessivel nas proximidades. As opqoes mais prometedoras neste conte~tosao a central t&rmica policombustivel de 15 RW projectada para o Soyo e a reabilitaqao da turbina a gds de 10 MW em Malongo (Cabinda). 2.49 Se o preqo internacional dos GPL nao cair abaixo do nivel ac- tual, podern existir potencialidades significativas para novos esquemas de recuperagao de GPL, virados para a exportaqao, semelhantes aos do "offshore" de Cabinda. A Area mais prometedora @ o Bloco 3, onde se espera que a produqao de petroleo cresqa consideravelmente, associada a grandes volumes de ghs rico em GPL. Estes esquemas apenas se justificarao pela exportasdo, mas poderiarn vir a constituir uma fonte de baixo custo para pequenos volumes (gradualmente crescentes) de GPL usa- dos internamente, ajustados de forma a satisfazer as especificagoes nacionais .Neste sentido, a projectada produgdo, no "offshore" de Ca- binda, de 85 toneladas/dia para o mercado interno b urn passo logico. Corn urn investimento estimado em 2-3 milhoes de dolares, o projecto subs- tituird, provavelmente corn vantagem economics, as importaqoes de GPL. Em contrapartida, as pequenas instalasoes de recuperagao dos GPL nao serao economicamente viAveis, a menos que haja mercados isolados que possam ser abastecidos a partir de reservas pr6ximas. Por exemplo, o projecto no "onshore" de Cabinda, que & suposto produzir 8 toneladas/dia de GPL a partir do gds recuperado no terminal petrolifero de Malongo (custo do investimento: 3-4 milhoes de dolares), @ urn desses casos, com uma economicidade marginal. Outras propostas, tais como uma instalaqao de extracqbo de GPL no "onshore" do Kwanza, provavelmente nao se justi- ficarao. 111 PETROLEO BRUT0 : REFINRCfiO E OFERTR DE PRODUTOS Sumar io e Conc lusoes 3.1 A fixagao dos pregos dos derivados de petr~leoh saida da refina- ria e nos cansumidores finais e a fixagao do prego do petrbleo bruto para refinagao interna sao Areas onde se podem implementar reformas substanciais com muita facilidade. Apesar disso, no quadro da politica macroecon6mica de Angola, b dificil fazer recomendagoes especificas em matbria de pregos. A recomendagao normal nesta matbria seria a de basear os pregos internos dos derivados de petroleo nos custos de oportunidade, tais como o custo CIF de importagao de produtos, ou o custo FOB para as exportagoes liquidas, ou a cobertura completa do custo dos produtos produzidos em Angola (i.e., retirar os subsidies ao petrbleo bruto e a produtos especificos). Todavia, dada a extrema subvalorizagao do Kwanza, a habitual prescrigao econbmica de usar os custos de oportunidade para base da fixagao de pregos sb fard completamente sentido depois do Kwanza ter sido desvalorizado ate um certo nivel de equilibria (ou ate um nivel mais prOximo do equilibrio do que actualmente 1 . Mas urna vez que os pregos finais dos derivados de petrbleo, em Qngola, estao abaixo dos pregos na franteira , mesmo h actual taxa de csmbio oficial altamen- te sobrevalorizada, e que o petroleo bruto para refinagao interna b subsidiado, devem corrigir-se primeiro estas distorgoes. De facto, urna taxa de csmbio sobrevalorizada nao significa que os derivados de petro- leo devam continuar a ser consumidos com desperdicio por serem excessi- vamente baratos. Serd provavelmente mais fdcil ajustar os presos por etapas sucessivas e que poderao ser as a seguir indicadas, usando-se taxas de csmbio hipotbticas: Etapa um: eliminar todos os subsidies ao petr6leo bruto e aos seus derivados, incluindo os GPL, de forma a trazer imediatamente todos os presos para o nivel de pregos na fronteira, h taxa de csmbio oficial; Etapa dois: ajustar todos os pregos dos derivados a uma taxa de csmbio de, por exemplo, 104 Kz/dblar; Etapa trss: nesta fase o SEF .id deverd estar em curso e poderd existir urna taxa de czmbio mais adequada para guiar o MEP na fixagao dos pregos dos derivados de petr6leo. Se a taxa de cambio se mantiver fixa, apesar de aumentos im- portantes dos pregos internos, o MEP poderd recorrer a um indice de infla~aopara manter estdveis os preCos dos produtos em termos reais. Vantaqens de urna Politica de Precos Correcta 3.2 Basicamente as politicas de preqos devem basear-se no custo econbmico de fornecimento (ou uso) de urn determinado recurso energbtico. 0 respeito deste principio garante a eficdcia da afectagao dos recursos e fornece aos consumidores sinais correctos para as suas decisoes econo- micas (i.e., indica aos consumidores o custo duma unidade adicional de cada recurso, permitindo-lhes fazer a melhor escolha). No entanto, dadas as grandes distor~oese as dificuldades de conduzir a economia de acordo com os principios "optimos", as politicas do tipo "segundo-melhor" sao mais convenientes para fingola a curto e mbdio prazo e/. Estas politicas significarao uma correc~ao gradual das sbrias distor~oes de preGos descritas adiante, sendo o objectivo a mbdio e longo prazo o de ajustar preqos e tarifas, de forma a reflectir o verdadeiro custo economico na margem. 3.3 Rctualmente, a estrutura de pregos dos derivados de petroleo b a seguinte: (a os precos oficiais A saida da refinaria estao, em mbdia, l i - geiramente abaixo dos precos na fronteira d taxa de csmbio oficial e relativamente a valores de meados de 1987. 0 gas61eo e o fueloleo tsm preGos consideravelmente abaixo da paridade internacicnal, enquanto os GPL, a gasolina e o querosene/jet- fuel estao razoavelmente alinhados com os niveis dos preqos na fronteira; (b) os GPL, o querosene e o fueloleo leve (FOL) sao vendidos a presos inferiores aos de cobertura total de custos, enquanto a gasolina, o jetf'uel,o gas61eo e o fuelbleo pesado (FOP) sao vendidos acima do custo (todos em Kz, valorizados A taxa de csmbio oficial); e (c) a refinaria da FPR paga, pel0 petroleo bruto indigena, um prego inferior ao seu custo econ~micode oportunidade. 0 Go- verno atribui um subsidio efectivo A FPR ao nao cobrar "royalties" sobre o petroleo bruto para refina~aolocal. Refinacao 3.4 fi refinaqao do petroleo bruto indiqena em Luanda, num "hydroskim- mer", b uma estratbgia economicamente vidvel de abastecimento de produ- tos a Angola, quando comparada corn a importagdo directa dos mesmos. R refinaria da FP4 b uma instalagao razoavelmente gerida e bem conservada. Comprar a refinaria (ou uma participagao maioritAria que permitisse o seu controle) parece um desperdicio dos limitados recursos financeiros angolanos. Rlbm disso, a falta de incentivos para reduzir custos e, pro- vavelmente, o elevado recurso a mao-de-obra estrangeira sao os elementos - 13/ Por exemplo, as estratggias de preGos do tip0 "segundo melhor", visando o refor50 financeiro das empresas elgctricas, que a missao propoe para o sector elgctrico. que, mais claramente, contribuem para os altos custos de opera~ao. fi refinaria da FPfi funciona com um sistema de preqos "cost-plus" A saida da refinaria . No conjunto, estao cobertos todos os custos de opera~ao registados mais a deprecia~aoe uma margem de lucro, mas nao hd qualquer incentivo especial A sua minimiza~aoe A optimizagao das operagoes. Por- tanto, importa envidar esforqos para conceber e implementar um esquema de f i x a ~ a ode preGos que encoraje a refinaria a laborar de forma mais eficiente, o que se poderia fazer no context0 da actividade do ESMAP. Distr ibuicao 3.5 0s departamentos de distribui~aoe marketing da SONANGOL tSm pessoal, instala~oese encargos gerais excessivos, em compara~aocom o volume de produtos distribuido. As opera~oesbaseiam-se num sistema de "cost-plus". Pretende-se que todos os custos de explora~aoe uma deter- minada margem de lucro sejam cobertos, quer atravbs do preGo de venda final, quer atravbs de um subsidio proveniente de um produto rentdvel ou do Or~amentodo Estado. Na prdtica, no entanto, a distribuisao de deri- vados de petroleo b um negocio deficitdrio, uma vez que hd grandes con- sumidores (p. ex. o exbrcito e as fdbricas de cimento) que nao pagam as suds contas. 3.6 Para melhorar a situa~ao,devem estudar-se as revisoes a intro- duzir no sistema de preGos "cost-plus", f o r ~ a ro cumprimento de uma maior disciplina financeira por parte dos clientes e, sobretudo, procu- rar opqoes para uma racionaliza~aogradual (privatizagao) das activida- des de distribui~aoe marketing da SCINANGOL. Aprovisionamentos 3.7 A SONANGOL Limited, Londres, com o seu pessoal proprio e um acor- do de "joint venture" com a firma STINNES da Alemanha Federal, gere presentemente os contratos de fingola para importa~aoe exporta~ao de produtos. No entanto, a SONANGOL angolana tem conhecimentos e capacidade para elaborar propostas e contratos de abastecimento, quer como compra- dora, quer como vendedora. fi SONANGOL poderia, portanto, encarar a venda do fueloleo excedentdrio (como jd fez no passado) atravbs de urn concurso internacional para um contrato anual, ou atravk de vendas aos consumi- dores finais nos EUfi, recorrendo a uma firma de corretagem que poderia fazer todo o trabalho por cerca de 0,03 dolared barril. 0 jetfuel, o querosene e o gas61eo poderiam ser comprados a um refinador proximo e fiAvel, tal como a CEPSA ou a CHEVRON, ambas corn acordos de processamen- to em Abidjan, no Gabao, e em Moanda-Zaire (ao sul de Cabinda). Deste modo, Angola poderd baixar o custo das importagoes de derivados, em es- pecial se as compras forem feitas a filiais de companhias operando no pais. Considera~oessobre Producao. Abastecimento e Consumo 3.8 Angola consome actualmente cerca de 0,9 milhoes de toneladas/ano de derivados de petroleo relativamente a uma produgao total de petrbleo bruto e gAs que excede os 14 milhoes de toneladas/ano. Apesar desta grande produgao de p e t r ~ l e oe das exportaqoes, a necessidade de receitas @ tao premente que qualquer redugao no consumo interno de derivados seria benvinda. A falta de incentive resultante dos actuais regimes de "cost-plus" de fixagao de preqos dos derivados, tanto na refinagao como na distribuiqao, parece ser o responsAve1 mais importante pela inflaqao dos custos de fornecimento dos produtos acima dos seus niveis "de efi- ci@ncian. Comercializagao-lmportacao / Exportagao de Derivados 3.9 Importa~oes.Embora a principal fonte de fornecimento de deriva- dos para consumo interno seja a refinaria de Luanda, o defice de certos derivados & satisfeito atrav&s da importaqao directa. 0 Quadro 3.1 for- nece um sumArio das importaqoes durante o periodo 1980-86. Conforme indicado, o jetfuel (A-1) tornou-se a importaqao predominante, sobretudo por causa da sua utilizaqao pelas Forqas Armadas. 0 Quadro 3.2 ilustra o crescimento das importa~oesde jetfuel, relativamente As quantidades fornecidas pela refinaria e ao fornecimento/necessidades totais durante o mesmo periodo. As importagoes representaram, em 1986, 40% do total, em comparacao com zero em 1980. 3.10 Durante os trSs tiltimos anos, Angola tambem sentiu um pequeno dbfice na disponibilidade interna de gasAleo, o qua1 foi satisfeito por importagdo. Espera-se que a situagao se tenha alterado para um ligeiro excedente em 1987 uma vez que o rendimento da refinaria, depois de am- pliada e com maiores cargas, mais do que satisfaz o acr&scimo da procu- ra. Alem disso, tem-se registado um d&fice permanente dos GPL com ele- vado teor de butano fornecidos pela refinaria, tambem compensado por importaqao. Por outro lado, desde 1983 que se recuperam quantidades significativas de GPL de alto teor de propano a partir do gAs associado de Cabinda, os quais, no entanto, nao tSm sido utilizados para abaste- cer o mercado interno por causa da diferenga de especificag~es. Como o tip0 do5 GPL de Cabinda, para exportaqao, contbm 70% de propano ao passo que o gAs, quer da refinaria, quer importado, tem um teor de cerca de 30% (no mAximo), aquele nao se adapta aos equipamentos de armazenagem e utilizaqao final de Angola. Propbe-se um project0 (parAgr. 2.37) para extrair parte do5 GPL de Cabinda destinados ao sector residencial e, se exigido por razoes tbcnicas, para fraccionar uma parte da produqao de Cabinda a bordo do navio tanque/depAsito flutuante BERGE SISAR, a fim de produzir um GPL de alto teor de butano e baixo teor de propano para o mercado nacional, o que permitiria eliminar as importaqoes. Ruadro 3.1 : IHPORTACbES DE DERIVADOS DE PETROLEO 1980 - 1986 ( toneladas) 6PL 6.942 11.710 10.913 J e t f u e l 0 102.633 114.184 Gasileo 0 36.693 16.435 - Total Derivados 6.492 151.036 141.532 Percentaqem do Total das I a ~ o r t a c o e sP e t r o l i f e r a s GPL J e t f u e l 6asileo Valor Estimado (em m i l h i e s de d i l a r e s ) -- 41,85 24,94 GPL : Gases de P e t r i l e o Liquefeitos. F a : SONANGOL e HEP. Quadro 3.2 : FORNECIHENTO DE JETFLIEL 1980 - 1986 IHPORTACGES YS. PRODUCiO NA REFINARIA LOCAL (Toneladas) ------- Forneciaento Total 118.559 134,724 139.289 168.052 224.841 275.442 205.240 Percentaqem do Fornecinento Total k r e f i n a r i a lO0,OX 94,2X 71,4X 05,2X 72,OX 62,7X 60,OX Ex-importagies 0,OX 5,8X 28,bX 14,8% 28,OX 37,3% 40,4% ------- Forneciaento Total 100,OX 100,OX 100,OX 100,OX 100,OX 100,OX 100,OX m:SONANGOL. 3.11 Desde 1986 que a SONANGOL se aprovisiona de jetfuel e gasbleo atravbs da sua subsidiAria no Reino Unido, a SONANGOL Limited, uma "joint venture" com a firma STINNES da Alemanha Federal. Esta "joint venture" fixou um padrao de importaqoes constante, por partidas de 5.000 toneladas, aproximadamente todos os meses, a partir de Tenerife nas Ilhas Candrias (o Anexo 12 fornece 0s pormenores). 3.12 A missao cr6 que Angola pode organizar o seu aprovisionamento sem auxilio dum intermediario e que hd origens mais logicas de abasteci- mento (tais como Abidjan, Moanda/Zaire ou o Gabdo), traduzindo-se em fretes muito mais baixos (o Anexo 12 fornece alguns ntimeros indicati- vos). Parece viAvel para a SONONGOL abastecer-se de destilados mbdios a um custo substancialmente inferior ao custo actual no MediterrZineo mais 39 dolares/tonelada, muito provavelmente na gama de custo no Mediterrs- neo mais 19 a 22 dolares/tonelada. Angola deve, portanto, ponderar a opgao de abrir concursos para partidas de 10.000 toneladas CIF Luanda, em vez de se dar ao trabalho de alugar o seu proprio navio. 3.13 Exportacoes Maritimas. A principal exportagao b o fueloleo, produzido na refinaria acima das necessidades internas. As exportagoes esporadicas de nafta tambem resultam de um excedente em relagdo As ne- cessidades de Angola. 0s pequenos volumes remanescentes e ocasionais de outros produtos limpos sao exportados principalmente para paises benefi- ciando de tratamento especial, tais como Sao Tomb e Principe, Guinb Bissau ou Mogambique, mediante contratos especiais de Governo-a-Governo. Um resumo das exportaqoes maritimas de derivados & dada no Quadro 3.3 Ruadro 3.3: EXP[IFiTACZIES HARITItlAS CE DERIVADOS DE PETROLEO 1980-1986 (Toneladas) 1980 1985 1986 6PL (ee Cabinda) Ex-refinaria Gasolina Naf t a Querosene Jetfuel Gasljleo Fuelljleo Total ex-refinaria Total todos os produtos 3.14 0 excess0 de fuel6leo &- vendido pela refinaria, aos pregos ofi- ciais A saida da mesma, A SONANGOL que, por sua vez, o vende A "joint venture" SONANGOL (Reino Unido) Limited - STZNNES. A costa nordeste dos EUA & o principal mercado de destino e a SONANGOL recebe os pregos de transporte (porto de Nova Iorque) menos 22 dolares/tonelada. Justifica- -se ponderar o regress0 A prdtica de 1981-82 de abrir concursos no mer- cado international de petroleo e a missao cr8 que a SONANGOL tem a com- petsncia necessdria para esse efeito. 3.15 Refinacao. As necessidades internas de Angola em produtos sao satisfeitas sobretudo a partir da refinagao do petr6leo bruto national. A principal instalagao & um simples "hydroskimmer" de 1,7 milhoes de t/ano em Luanda, propriedade da FPA e por ela explorada. A disso, existe uma pequena instalagao de "topping" de 100.000 t/ano, propriedade da CABGOC e por ela explorada na sua base de Cabinda/Malongo */.A refi- naria de Luanda data de 1958, quando foi construida uma unidade de "top- ping" de 100.000 t/ano. Nessa ocasiao era alimentada com petr~leo bruto proveniente do campo "onshore" do Kwanza acabado de descobrir. 3.16 A instalagao actual tem uma capacidade nominal de 1,7 milhoes t/ano, mas a capacidade real anual, considerando as paragens para manu- tengao programada e as indisponibilidades forgadas, &- apenas de 1,6 milhoes de toneladas. A instalagao foi recentemente ampliada a partir da capacidade nominal de 1,s milhoes t/ano, aumentando a capacidade de uma das instalagoes de "topping" (o Anexo 8 fornece os pormenores t&cnicos). 0 custo total das ampliagoes, incluindo ligeiras modificag~esno inte- rior da torre e nas bombas, foi apenas de 2 milhoes de d6lares. 3.17 0 PetrOleo Bruto como Mat&-ria Prima. A matbria prima actual &- constituida pelos "crudes" do Kwanza e do Soyo, ambos provenientes dos campos explorados pela FPA. 0 Quadro 3.4 dd uma estimativa dos dbbitos liquidos da refinaria de Luanda para os dois "crudes". 0 "crude" do Kwanza b de qualidade ligeiramente inferior ao do Soyo, tendo um rendi- mento em fuelbleo mais alto e em produtos limpos mais baixo. 0 do Kwanza cont&m um teor de enxofre ligeiramente superior ao do Soyo, mas ambos =/ seriam classificados como "de baixo teor de enxofre" pelos padroes in- ternacionais. A composigao da carqa em 1985-86 & apresentada no Quadro 3.5. - 14/ Esta instalagao deriva um pequeno caudal do grande caudal de produ~ao de petr6leo bruto de Cabinda, extrai gasbleo e jetfuel para operagoes locais e devolve o remanescente ao caudal principal. - 15/ A refinaria consome toda a produgao do campo do Kwanza, em decli- nio. 0 crude do Soyo (bacia do Congo) prov&m tambem de um campo relativamente antigo. Quando muito, a sua produgao manter-se-d estavel perante um aumento do rendimento da refinaria. Ruadro 3.4 : PRODUCiES LiRUIDAS DA REFINARIA a/ (em X do peso de crude) Knanza Soyo 6PL 0,a Gas01inaINaf t a 11,8 Querosene 8,0 6asileo 22,5 F u e l i l e o 53,2 Total 95,8 -a 1 Excluindb consufios p r i p r i o s e perdas, estiradas em cerca de 4,2X em pesb da carga de crude. F&: FPA e SONANGOL. Ruadro 3.5 : REFINARIA DE LUANDA. COHPOSICiO DA CAR6A DE PETROLEO BRUT0 1985-1946 toneladas ( X I t ~ n e i a d a s l X Kwanza 201.323 13,9 155.363 10,7 Soyo 1.249.993 86,l 1.296.820 89,3 - - T o t a l 1.451.316 100,O 1.452.183 100,O m:FPA e SONANGDL. 3.18 Caraa/D&bitos. 0 Quadro 3.6 resume o balango de carga/debito da refinaria desde 1980 at& 1986. Como seria de esperar numa simples refi- naria de destilagao, reflnando uma mistura de "crudes" razoavelmente constante durante aquele periodo, nao hd grande variagao no d&bito dos principais derivados. 0 volume de querosene/jetfuel tem aumentado, pois 12 o produto mais procurado. Tem havido uma ligeira redugao no volume de fuel6le0, provavelmente por causa do "aligeiramento" da mistura mbdia de crude, visto que diminuiu a proporgao do "crude" Kwanza, mais pesado, na carga total. Podem-se tambem ter registado melhorias no fraccionamen- to durante este periodo, uma vez que a percentagem de consumos pr6prios e perdas diminuiu significativamente de cerca de 6% no periodo de 1980- 83 para uns 4,2% em 1985-86. Quadro 3.6 : REFINARIA DE LUANDA. BALANCO CARGAIDtBITO. 1980 E 1985-1986 (Toneladas) Carga de petrileo bruto (1.237.507) 100% (1.451.316) lOOX (1,452.183) 1OOX DCbito em produtos: 6PL 11.746 0,9X 18.269 1,3X 18.690 1,3X Gasolina RY.563 7,2X 103.450 7, 1% 104.675 7,2% Naf ta 0 0,OX 9.914 0,7X 21.471 1,5X -- -- -- Subtotal 89.563 7,2X 113.364 7,8X 126.146 B,7% Subtotal Easiieo Fueliieo Rsfaltos Subtotal Total-Perdas 1.lb4.379 94,!X 1,391.082 95,8X 1.391.845 95,8X Consueos priprios e perdas 73.128 5,9X 60.234 4,2X 60.338 4,2X Total F-: FPA e SONAN60L. 3.19 Custos de Opera~ao/Eficii?ncia. A refinaria transmite a imagem de uma instalagao bem gerida, bem mantida, limpa e bem organizada. A manu- tenqao, orqanizagao e medidas de seguranqa tfm sido satisfatorias. 0s resultados da destilaqao e os n ~ m e r o srelativos a consumos pr6prios e perdas parecem favorhveis. No entanto, o custo total de exploraqao de 2,28 dolares por barril @ alto para este tipo de refinaria (Quadro 3.7). A gama dos custos totais de exploraqao para vhrios outros "hydroskim- mers" durante os iltimos anos (actualizados a pregos de 1986) situa-se entre 1,20 - 1,50 dolares por barril, excluindo amortizaqoes. Estes valores devem ser comparados com 1,88 dolares por barril, em Luanda, excluindo amortizaqoes. A principal discrepzncia parece estar nos encar- gos com pessoal. A cifra d e quase 1 dblar por barril deve ser comparada com 0,4 - 0,6 d ~ l a r e spor barril em instalaqoes similares. 0 alto custo de Luanda reflecte, quer o grande nimero de trabalhadores (450 ao todo), quer o exagerado ndmero de estrangeiros. Dados os salArios baixos dos nacionais, a excessiva dependsncia de pessoal estrangeiro 12 provavelmen- te a principal razao de uma massa salarial superior A normal. Quadro 3.7: REFINARIA DE LUANDA. CUSTDS DE EXPLORACnD E HAR6EH TOTAL BRUTA - 1906 dilareslbarril rilhies de dilares Salirios, pensies, beneficios 0,90 10,4 Hateriais, produtos quiaicos 0,72 7,7 Arortizagies 0,40 4,2 Encargos financeiros 0,11 1,2 Forragio 0,07 0,7 - - Custo total de exploragio 2,20 24,2 Provisio para lucros 0,33 3,5 Hargel bruta de refinagio 2,bl - - - F a : FPA. 0 s estrangeiros, por si 565, sao responsdveis por 4-5 milhoes das despe- sas totais de 10,4 milhoes de dolares/ano com pessoal. Uma reducao si- gnificativa do seu numero traria os custos totais de exploragao da refinaria de Luanda para valores mais proximos dos de refinarias similares. Com um planeamento adequado de formagao e desenvolvimento de recursos humanos nao hd motivo para que a refinaria de Luanda nao labore com metade da mao-de-obra estrangeira actual. O maior problema para encorajar tal poupanca pode ser a falta de incentives apropriados, no quadro do actual sistema "cost-plus" de fixagao de precos A saida da ref inaria. 3.20 Distribui~aoe Warketinq. A SONRNGOL, que d e t h o monopblin da distribuisao e marketing dos derivados de petroleo em Angola, conta com uma extensa rede de terminais de armazenamento, a maior parte dos quais herdados dos anteriores distribuidores privados. fl maior concentra~ao verifica-se em Luanda, seguida por outras grandes instala~oesno lito- ral, no Namibe, no Lobito e em Porto Amboim (Anexo 8, Quadro 3). 0s grandes terminais de Luanda, Namibe e Lobito estao ligados As trFs maio- res linhas de caminho de ferro, de modo a servir os dep6sitos de menor capacidade do interior, todos situados ao longo das linhas. Devido A deterioragao das redes ferrroviArias, os terminais do interior estao praticamente vazios e a maior parte dos produtos vem em camioes-cisterna directamente para os depositos dos clientes, ou para as poucas estagies de servi~o. A SONANGOL explora uma frota propria de cerca de 300 camioes-cisterna com uma capacidade mbdia de 18.700 litros cada. 3.21 Nas presentes condigoes, o litoral estA bem servido, com poucos sinais de procura reprimida. No interior, as manifestaqoes nor-mais de escassez, tais como bichas nas e s t a ~ o e sde serviqo e pregos altos no mercado negro, sao raras para produtos como a gasolina e o gasoleo, uma vez que hd muito poucos transportes ou actividades comerciais em curso. Sente-se, todavia, procura reprimida e preqos elevados em relagdo a produtos como o querosene para iluminaqao, e o mesmo acontece nos subitr- bios de Luanda. 0 Quadro 3.8 resume as vendas internas totais em 1980, 1985 e 1986. Ruadro 3.8: CONSUHO (VENDAS) IMTERMO DE DERIVADOS DE PETROLEO 1980 - 1986 (Toneladas) 1980 1985 1986 a_/ 1980-86 (1)por ano 6PL (Butano) 16.688 28.b95 30.200 8,3 Gasolina: Hotores Aviagao Total qasolinas h e r usene Jetfuel ---- Total querosenel jetfuel 144.185 279,475 306.860 13,4 6as61eo Fuelileo Asfal tos ---- Total todos os produtos 637,096 891.241 909.340 6,1 a_/ A estirativa para 1986 baseia-se er valores reais de 9 reses. Comparacoes Internacionais 3.22 A comparaqao do consumo de petroleo per capita de Angola, em 1984, com o de sete paises "de rendimento intermkdio" revela que o con- sumo angolano & baixo em comparaqao com a gama de valores e a mhdia do grupo. A estagnaqao da economia @ provavelmente compensada pel0 consumo das Forqas Armadas, mas o uso maciqo de produqao hidroelgctrica mantera o consumo angolano de derivados de petr6leo inferior ao de outros paises similares, ceteris paribus. Quadro 3.9: CONSUHO UE PETROLEO PER CAPITA COHPARAFiO INTERNACIONAL, 1904 - -- - - - - - Pais de Rendisento IntersOdio PIB Populagao Consumo (dilareslcap1 (milhies) (kglcap) ftaurittnia Zambia Bolivia Costa do Harfim Zimbabwe Peri Costa Rica Media dos sete paises Angola 685 flu 19 F-: Banto Hundial e autoridades angolanas. Projec~oesde Consumo de Derivados de Petr~leo 3.23 0 departamento de vendas da SONANGOL elaborou uma previsao de consumo de derivados at& 1992. Esta previsao encontra-se resumida, para cada produto, no Quadro 3.10. Nao foram fornecidos A missao pormenores sobre as razoes subjacentes as taxas de crescimento admitidas para cada produto. Parece que o crescimento do consumo de produtos tais como a gasolina, o querosene e o gasbleo tem abrandado ligeiramente em relagdo d taxa verificada entre 1980 - 86. A redusdo mais significativa & a do jetfuel, cujo crescimento por ano desce de um valor de 14,7% no perio- do 1980 - 86 para uma taxa anual de 2,2% entre 1986 - 92. Este baixo crescimento resulta de uma redusao de 24X na utilizasao de jetfuel admi- tida para as Forsas Armadas, em 1987, seguida de um crescimento anual de 3%, de tal forma que o consumo das Forqas Armadas em 1992 se mant&m ainda cerca de 12% abaixo dos niveis de 1986. Admite-se que o uso nao militar de jetfuel irA crescer A taxa, elevada, de 5,6% por ano durante o mesmo periodo. 3.24 A hipbtese bdsica subjacente b previsao da SONANGOL, nomeadamen- te que o crescimento do consumo agregado de derivados de petroleo abran- dard at& ao inicio da dPcada de 90, parece razoAve1. A missao estima que durante os anos que restam da dPcada de 80, a taxa de crescimento cairA abaixo dos 3%, mas aumentard na decada de 90, na hipotese de um resta- belecimento da paz. Ruadro 3.10: PROJECC6ES DE CONSUHO DE DERIVADOS DE PETR[ILEO (Toneladas) V e r i f icado Assumido Verificado por ano P r e v i s i o por ano 1986 1960 - 86 1992 1986-92 6PL (Butano) 30.200 6,3X 39.213 4,OX 6asolinas (99,5X carburantel 104.110 4,3X 131.618 4,OX Ruerosene 46.310 7,bX 65.692 6,OX J e t f u e l 260.550 14,7X 297.051 2,2X - - T o t a i EueroseneIJetfuel 306.860 13,4X 362.743 2,BX Gas6 1eo 344.770 4,2:: 431.346 3,BX F u e l i l e o 119.200 -0,3X 143.912 3,2X Asfaltos 4.200 4,8X 4.730 2,OX - - T o t a l de todos os produtos 909.340 6,lX 1.112.562 3,4X a/ Estimado con base nos valores v e r i f i z a d o s em 9 meses. m:Departamento de vendas da SONANGOL. Politica de P r e ~ o sdos Derivados de Petroleo 3.25 0 preGo final aos consumidores dos derivados de petroleo & afec- tado por controles de preGos, em trGs etapas diferentes do segment0 a jusante: (a) petroleo bruto A entrada da refinaria da FP4; (b) produtos ex-refinaria ( A saida de refinaria); (c) produtos para venda final pelo distribuidor (SON4NGOL). Presentemente, todo o petroleo bruto para a refinaria vem das Areas operadas pela FPA em regime de "joint venture". A refinaria paga pelo petroleo bruto aos associados na "joint venture" um preGo tal que estes recebem o mesmo pela venda A refinaria e pela venda A exportaqao. Uma vez que a "royalty" paga sobre o petr6leo bruto vendido A refinaria @ deduzida do impost0 sobre o rendimento aplicado A produ~ao,osproprietd- rios do petrdleo podem aceitar, para refina~ao,um preqo muito mais baixo do que para exporta~ao,sem quebra de receitas. Isto significa, igualmente, que a refinaria paga menos do que o valor econdmico (de oportunidade) do petroleo bruto. 3.26 0 Anexo 9 ilustra a forma como o sistema funciona. No caso con- siderado, os preqos A entrada da refinaria resultam em 15,25 dolares por barril para o tipo Soyo e 14,40 d6lares por barril para o tipo Kwanza, baseados num preqo do petroleo de refersncia de 20 dolares/barril para o "Bonny Light". As receitas fiscais a que o Governo renuncia montam a 2,75 d&lares/barril no caso do Soyo e a 2,58 dolares/barril no caso do Kwanza. Esta perda de receitas B equivalente a um subsidio ao consumo interno. Pre~osdos Derivados A Saida da Refinaria 3.27 0s pregos dos produtos acabados A saida da refinaria, para venda da FAP A SONANGOL, estao fixados numa estrutura oficial, estabelecida em Janeiro de 1982 (ver Quadro 3.11). Baseiam-se na cobertura completa dos custos de refinagao incluindo urna renda sobre o investimento liquido.0~ pregos relativos dos derivados foram fixados aproximadamente de acordo com relaqoes de paridade internacional ou de importagdo. No momento em que essa estrutura foi estabelecida, os preqos do petroleo bruto eram muito mais altos do que actualmente e as hipoteses sobre os volumes relativos e os custos de refinacao tFm-se vindo a afastar da base oriqi- nal. Contudo, em vez de proceder a um ajustamento continuo e regular dos pregos A saida da refinaria, baseado nas variacoes dos pregos do "crude" e noutros factores, o Orgamento Geral do Estado (OGE) actua como um fundo de compensaqao, mantendo-se os pregos oficiais estdveis por largos per iodos de tempo. 3.28 Trimestralmente, efectua-se uma correcqao preliminar, procurando a recuperaqao dos custos da refinaria e qualquer sobre-recuperaqao (situagao actual) b devolvida ao OGE. A sub-recuperagao, baseada na estrutura oficial, seria recebida como um subsidio do OGE. Dois meses depois do principio de cada ano faz-se uma compensaqao final, baseada nos custos de operaqao efectivamente verificados no ano anterior e l i - quida-se qualquer desequilibrio remanescente. 0 sistema de precos b, portanto, um sistema totalmente "cost plus". Nao hA nenhum incentivo particular para a FPA reduzir os custos de exploraqao, urna vez que a poupanca reverteria simplesmente para o OGE. 3.29 Na situagao actual de pre~osde petroleo mais baixos e volumes de produqao e vendas mais elevados, tem-se reqistado urna considerdvel sobre-recuperagao. Durante o ano de 1986, regressaram ao OGE cerca de 2.000 milhoes de Kz, de um total de receitas brutas de refinagao, nesse ano, de 7.500 milhoes de Kz. 3.30 0 Quadro 3.11 compara os actuais preqos oficiais a saida da refinaria com os preqos internacionais. A estrutura corrente para os principais produtos & comparada usando um valor hipotbtico, para frete e outros encargos, de 20 d6lares/tonelada, adicionado ao preqo "spot" FOB Mediterrsneo, tomado como base para os preqos na fronteira dos produtos liquidos. Para os GPL, usaram-se precos de frete de 80 dblares/tonelada, embora as importaqoes actuais de GPL custem mais do que este valor. Em 1985, o preqo oficial A saida da refinaria, para todos os produtos, estav abaixo dos pregos mbdios na fronteira. Em 1986, acompanhando o dec1 i o dos preqos do petr~leobruto e seus derivados, a estrutura ofici deslocou-se para cima dos preqos na fronteira para todos os produtos, excepto o gasoleo. Mas os aumentos recentes no preqo do petr6- leo bruto e seus derivados empurraram indubitavelmente os preqos inter- nacionais para um ponto em relaqao ao qual, em mPdia, a estrutura de Angola estd abaixo dos precos na fronteira. Quadro 3.11 : PRECOS OFICIAIS A SAIDA DA REFIWdRIA VS. PRESOS IHTERHACIONAIS (Taxa de cambio de 29,62 K t = 1 dilar) FOB HediterrSneo mais 20 US$/t a/ -EstruturaOficial- 1985 1986 lo. serestre de 1987 EPL 7,8950Kzlkg 266,54 304,58 204,75 223,57 Gasolina 4,9989 Kz/!itro 220,06 2?5,50 l61,25 186,50 QuerosenelJetfuel 5,0240Kz/litro 209,40 ?81,75 172,56 179,33 Gasileo 3,5498 Kzllit:~ 140,95 ?55,00 151,92 171,50 Fueli!eo (pesado) 2,6606 Kz/kg 89,RO !67,25 87,42 121,OO P;e:o oficial ee R do international GPL EBY. 130X 119% Saso1i na 83X 1411 122% Querasenei Jetfuel 74% 121R !!?Z East ieo 55% 937, 02% Fuelileo Ipesado) 54% 103% 74% -a/ Excepto os 6PL, para os quais se soraa 80 US$/t ao prego FOB Hediterrtneo. F-: SONAN60L e Panco nundial. Precos dos Derivados no Consumidor Final 3.31 HA uma estrutura fixa para os preqos finais a que a SONANGOL vende os derivados. Esta estrutura foi criada em 1985 e estA ainda em vigor, excepto quanto a alguns ajustamentos menores. Encontra-se no Anexo 9 o esquema de preqos, revisto, de acordo com documentos originais recebidos da SONANGOL. A margem de lucro autorizada da SONANGOL @ de 10% do preqo A saida da refinaria mais os custos da SDNGNGOL e o diferencial de importagdo. 0 Lltimo elemento destina-se a ter em conta o diferencial entre o custo do produto importado, "descarregado" e o custo, A saida da refinaria, do produto refinado internamente. Todas as margens de revenda t8m sido ligeiramente aumentadas. A diferenga entre todos os custos autorizados e o prego final de venda @ coberta por um pagamento ao OGE ou por um subsidio do mesmo. Multiplicando estes pagamentos/subsidios, para cada derivado, pelos respectivos volumes de vendas previstos no orqamento de 1987,a soma total devida ao OGE seria de 877 milhoes de Kz. tamb&m permitido b SONANGOL deduzir os custos de transporte do petr6leo bruto do Soyo para a refinaria. Estes custos estavam orgamen- tados, para 1987,em 111 milhoes de Kz. 0 fluxo liquid0 total para o OGE, relativamente ao diferencial pagamento/scbsidio, baixaria, portan- to, para 766 milhoes de Kz. Se lhe acrescentarmos uma receita total, orqamentada, de impostos sobre os produtos, de 1.735 milhoes de Kz, che- ga-se a uma receita total do Governo de 2.501 milhoes de Kz, proveniente da venda de produtos pela SONANGOL prevista para 1987. 3.32 Analisando a cobertura do custo por produto individual, baseada nos pregos oficiais b saida da refinaria e na estrutura corrente de custo/beneficio da SONANGOL, verifica-se que o querosene, os GPL e o fueloleo leve sao os bnicos que recebem um subsidio liquido do OGE. 0s subsidios liquidos ao querosene (de 1,2034Kz/litro) e ao fueloleo leve (de 1,2568Kz/litro) sao relativamente baixos, mas um preqo de GPL de 7,1843Kz/kg abaixo do custo representa uma distorqao significativa. 3.33 I3 margem dos preqos e dos mercados oficiais, hd tamb&m um merca- do paralelo de derivados de petrbleo, especialmente de querosene e GPL. Fesmo nos subhrbios de Luanda, onde o abastecimento deveria ser relati- vamente abundante, transacciona-se o querosene a preqos elevados e em pequenas quantidades. No interior de Angola, onde os fornecimentos sao extremamente escassos, os preqos no mercado paralelo podem chegar a vArias centenas de Kz/litro para o querosene e a niveis semelhantes para os GPL. NHo parece haver um mercado paralelo importante para produtos como a gasolina e o gasbleo, normalmente comercializados por grosso ou a retalho nas estaqoes de serviqo. 3.34 0 tratamento fiscal dos derivados & altamente discriminatorio na medida em que sao consideraqoes fiscais mais do que os pregos ou a es- cassez relativa que acabam por determinar a repartigao do consumo. Para solucionar este problema, os produtos deverao ser tributados de forma aproximadamente idgntica, b mesma taxa que a gasolina (i.e., 133% sobre o preqo b saida da refinaria, ajustado para o nivel de paridade importa- qao/exportaqao). Poder-se-ia acrescentar-lhes contribuiqoes (sobretaxas) varidveis do OGE para arredondar os preqos de venda a retalho. Finalmen- te, aos combustiveis para transporte poder-se-ia adicionar uma taxa para cobrir a manutenqao das estradas. 3.35 Para ilustrar o impact0 de um ajustamento que tenha em conta urn valor mais razodvel do Kz, faz-se uma analise de pregos usando uma taxa de csmbio convencional de 104 Kz/dolar, em vez da taxa oficial de 29,62 Kz/dolar. Recalculam-se os pregos A saida da refinaria corn base nos preGos internacionais de mercado e admite-se que os custos, margens, etc. da SONANGOL aumentarao cerca de 30%. Como o nivel mbdio dos preqos b saida da refinaria estava proximo do dos preGos mundiais em meados de 1987 e a respectiva estrutura estava mais proxima dos custos economicos do que os preGos de retalho, usam-se os preqos b saida da refinaria como ponto de partida para o exercicio, except0 no que respeita ao fueloleo pesado e A gasolina, que estavam significativamente abaixo dos preqos internacionais. 3.36 A adopqao de uma estrutura semelhante A anterior seria um pri- meiro passo ~ t i lem direcqao a uma politica de preqos mais racional. Uma tal estrutura de preqos relativos aproxima-se da dos custos economicos, fornecendo aos consumidores os sinais apropriados quanto A escassez relativa ou ao custo de oportunidade dos produtos. 0 nivel de precos mals adequado deveria ser estabelecldo de acordo com o poder de compra do Kwanza. Para ilustrar os seus efeitos, apresenta-se no Quadro 3.12 uma reconstruqao do preco, A taxa de cSmbio hipotetica de 104 Kz/dblar. Aos novos preqos, as receitas do Governo para 1987 excederiam 50 mil milhoes de Kz (20 a 25 vezes o nivel estimado de 2,5 mil milhoes de Kz). Uma vez que este aumento de receitas teria ajudado a reduzir o volume relativo do defice orqamental, teria tambem exercido uma pressao defla- cionaria sobre o nivel global de preqos, ainda que os preqos absolutos dos derivados tivessem aumentado apenas tr8s ou quatro vezes. Quadro 3.12: EXEnPLO DA ESTRUTURA DE PRECOS DOS DERIVbDOS DE PETROLEO - 1987 (Kzllitro ou Kzlkg) (taxa de csrbio hipotbtica de 104 Kzldilar) Gasolina Ruerosene Jet A Gasileo 6PL Fuelileo pesado A saida da refinaria Inpostos Custos SONANGOL Lucro SONANGOL Yargem de revenda Subtotal Preps de venda hipotbticos Recei tas do Governo F-: Cdlculos da missao. Economicidade da Refina~aoversus Abastecimento Directo de Derivados 3.37 Economicidade da Refinacao em Luanda. Uma andlise da localizagao de Angola relativamente aos principais mercados de petr6leo bruto e As principais fontes de abastecimento de produtos derivados, bem como a viabilidade de comercializagao do seu petr6leo bruto comparada com a dos petrbleos internacionais de refersncia, permite identificar certas vantagens (ou desvantagens) importantes na refinagao interna do "crude" angolano para abastecimento dos mercados locais. Estas vantagens (des- vantagens) baseiam-se nos seguintes factores: (a) o custo de oportunidade, para um pais produtor, de utilizar o seu prdprio petroleo como matbria prima para urna refinaria local, ou seja, a receita perdida por nao exportagao do petro- leo ; (b) o valor de oportunidade da exportagao do petroleo bruto, ou seja, o seu valor nos principais mercados petroliferos rela- tivamente aos principais petroleos de refer8ncia internacio- nais; (c) o valor de oportunidade, A saida da refinaria, dos produtos refinados no pais, que @ igual a: ( i ) o custo dos produtos descarregados, provenientes das principais instalaqoes mun- diais que refinam para exporta~ao,ou (ii) a receita prove- niente da exporta~aode derivados, reportada A saida da refi- naria (caso do fuel6leo pesado, cuja producao excede actual- mente a procura internal. 3.38 0 Soyo/Kwanza, o principal tip0 de petr6leo bruto refinado em Angola, @ pouco exportado visto ser quase todo usado na refinagao local. A baixa viabilidade de comercializagao do tipo Soyo em compara~aocom o tip0 Cabinda, mais conhecido, obrigariam a vendz-lo a um preGo inferior, apesar de ter uma qualidade ligeiramente superior. Calcula-se que o desconto global no petroleo do Soyo, para frete e comercializa~aoe nao atendendo A qualidade, poderia ser de cerca de 0,50 d&lares/barril (3,65 dolares/tonelada). 3.39 As principais refinarias para exporta~ao,usadas como local de refergncia para fixar os preGos de exporta~aode produtos para a costa Ocidental da Africa, situam-se no Mediterrsneo e no Noroeste da Europa (Roterdao). Se Angola importasse todos os derivados de que necessita, seria razoAve1 esperar que um esquema "eficiente" de frete custasse cerca de 20 dolares/tonelada ou 2,67 dolares/barril. Albm disso, para comparar o custo total de importa~aocom o custo de fornecimento A saida da refinaria, hd que incluir no cAlculo o custo de exploragao de um terminal de recepgao e armanezamento. Este custo, para urna explora~aoem grande escala, nunca seria inferior a cerca de 0,s dolares/barril. No caso particular da refinaria de Luanda, o petroleo bruto do Soyo tem de ser transportado para a refinaria atravbs do mesmo terminal de onde teria de ser exportado. Um custo de "eficiFncia" razohvel para um tal movimento de "vai vem" @ de 3 dolares/tonelada ou 0,4 d&lares/barril. 3.40 A vantagem economics fundamental de uma refinaria em Luanda, alimentada por petr6leo bruto local e destinada a abastecer de derivados os mercados locais, versus urna refinaria europeia, alimentada pela mesma qualidade de petroleo bruto e uma estrutura semelhante do barril de saida, abastecendo igualmente os mercados de Angola, @ a seguinte: Vantaqens de Localizacao da Refinaria de Luanda vs. Europa (d~lares/barril) Custo da materia prima (crude do Soyo) 0,50 Transporte de Derivados 2,67 Custo de movimentagao de derivados no terminal 0,50 Transporte interno do crude p/ a refinaria (0,40) --- Vantagem total para Luanda 3,27 3.41 Como indicado acima, o cAlculo s.5 toma em consideraqao o princi- pal diferencial, isto &, o diferencial entre os fretes do petr.5leo bruto e dos derivados, resultantes da localizaqao de Luanda relativamente aos mercados de petroleo e As origens de derivados, bem como uma estimativa da viabilidade de comercializaqao do petr6leo usado na refinaqao. 0s diferenciais de custo de exploragao entre refinarias, admitindo refina- dores "eficientes" em ambos os casos, raramente serao superiores a 1 dAlar/barril e nao suplantariam as vantagens geogrAficas fundamentais de que a refinaria de Luanda disfruta. 0 que importa, no entanto, sao os preqos relativos que os diferentes derivados de petroleo e o petroleo bruto atingem no mercado mundial, a estrutura do barril de saida e a percentagem de fueloleo que tern de ser exportada. Com base em debit05 tipicos da refinaria e numa exportaqao de 80% do fueloleo produzido, calculou-se o lucro de exploraqao da refinaria para os niveis de parida- de importaqao/exportagao que vigoraram entre 1985 e meados de 1987. 0s resultados encontram-se resumidos no Duadro 3.13. 0 anex0 10 fornece uma anAlise mais detalhada. 0 s n<~merosmostram que a refinaria teria obtido nesse periodo, em mbdia, uma margem de lucro confortAve1 sobre os seus custos de "eficipncia" de exploraqao, se os cAlculos tivessem usadn preqos na fronteira. Quadro 3.13: SUIARIO DA ECONOilICIDADE DA REFINARIA DE LUANDA Fuelileo Desconto Lucros de Exploragio de BTE a/ no petrileo exportado do Soyo 1985 1986 l! metade 1987 Base 80 3,65 0,21 9,69 4,41 Sensibilidadel 100 3,65 7,lO 8,31 2,11 Sensibilidade I1 80 0 4,5b 6,04 0,76 a/ ETE - Baixo Teor de Enxofre F&: hnexo 10. 3.42 Com base nestes resultados, pode concluir-se que a refinaria de Luanda, um simples "hydroskimmer", @ um instrumento cuja economicidade na satisfagao das necessidades locais de derivados se justifica. 0s lucros de explorag8o revelar-se-iam positivos mesmo que: (a1 toda a produ~ao de fuel6leo de baixo teor de enxofre tivesse de ser exportada, reduzindo o valor "netback" desse fuel de uma quantidade igual As receitas perdidas e que resultariam da venda no pais a preGos na fronteira mais elevados (Sensibili- dade I); ou !b) o desconto no petroleo bruto do Soyo, relativamente ao de Cabinda, fosse zero (Sensibilidade 11). I V ENERGIA ELtECTRICA Sumario e Recomenda~oes 4.1 0 subsector elkctrico de Angola, embora mantendo um minimo de qualidade de servigo, tem sofrido as consequzncias de mais de uma dkcada de situagao politico-militar perturbada, traduzida por actos de sabota- gem, fuga de recursos humanos e escassez de meios. Em 1987, a potkcia garantida tinha-se reduzido a 275 MW, o que k inferior a 60% da capaci- dade total instalada. As linhas de transporte e distribuigao praticamen- te nao beneficiaram de qualquer manutengao desde 1975. Embora o estado actual da contabilidade das empresas torne quase impossivel uma avaliagao da sua situagao financeira, nao hh ddvidas de que em 1987 a necessidade global de fundos do sector atingiu um valor da ordem de 50 milhoes de dolares (ou seja, cerca de 1.500 milhoes de Kz). 4.2 Para garantir uma qualidade de servigo razoavel e restabelecer gradualmente a viabilidade financeira das empresas, impoem-se medidas imediatas e enkrgicas, devendo dar-se prioridade a: (a) reforgar a capacidade e autonomia de gestao e exploragao das empresas, incluindo os sistemas de contabilidade, facturagao e cobranga ; (b) aumentar as tarifas de mod0 a gerar o fluxo de receitas sufi- ciente para cobrir os custos financeiros; ( c ) reorientar o programa de investimentos no sentido de favore- cer a reabilitagao da infra-estrutura fisica jA existente. (d) descentralizar as responsabilidades de exploragao e manutengao como alias jA hoje acontece em boa parte. 4.3 Uma melhoria significativa e sustentada da exploragao, manutengao e gestao vai exigir o recurso a "know-how" e a financiamento. 0 apoio operacional aos sistemas Centro e Sul, bem como a assessoria a um grupo de trabalho (que tivesse a seu cargo todos os trabalhos de reabilitagao), exigiria aproximadamente 75 homens-ano de consultores de longo prazo e 25 homens-ano de consultores de curto prazo, com um custo total estimado em 10 milhoes de d6lares. 4.4 Durante os pr6ximos 5 anos, deve levar-se a cabo um programa minim0 de investimentos priorithrios, procurando reparar e conservar as instalagoes existentes e criar alguma margem de reserva para fazer face ao crescimento da procura. Este programa importarh em cerca de 200 milhoes de dblares e a sua configuragao justifica esforgos no sentido de obter apoio financeiro de agsncias de ajuda bilateral ou multilateral. Um tal crCdito bonificado contribuirh para reduzir os encargos financei- ros das medidas de reabilitagao propostas. 4.5 A missao recomenda insistentemente uma actualizagao do plano de expansao existente, que se baseie nas melhores estimativas de evolugao de consumos de que for possivel dispor. Isto inclui uma reavaliagao do faseamento mais adequado para introdugao do project0 de Capanda no plano de expansao. 4.6 As perdas financeiras do sector el@ctrico nao podem manter-se por mais tempo, o que torna a cobertura de custos um problema extremamente preocupante. Para assegurar essa cobertura, deve proceder-se de imediato a um aumento de tarifas da ordem de 400%. Devem igualmente melhorar-se os procedimentos utilizados na facturagao e cobranga. Nao se recomenda, todavia, urna uniformizagao de tarifas, em todo o pais. No curto prazo, hd que simplificar e reestruturar as tarifas de forma a permitir que as empresas atinjam determinados objectivos financeiros simples (por exem- plo, a cobertura de 20 a 30% do investimento ou uma rentabilidade de 3% a 4% sobre os activos fixos). A m@dio prazo (at& 1992), os ajustamentos devem colocar o nivel e estrutura tarifdrios de acordo com os custos marginais de longo prazo. 4.7 Ate agora a ENE, Empresa Nacional de Electricidade , nao recebeu nem a autoridade nem os meios para desempenhar as fungoes que lhe foram cometidas por lei e para gerir o sector de forma razoavelmente eficien- te, al&m de nao se terem concretizado integragoes de sistemas importan- tes. Recornendam-se medidas que descentralizem para as Direcgoes Regio- nais toda a exploragao e conservagao e parte das tarefas de reabilitagao propostas, o que estd, alias, mais de acordo com a prdtica actual do que a centralizagao teorica implicita na estrutura formal da ENE. A nivel central deve criar-se uma pequena unidade de planeamento, responsdvel por tarefas de cardcter estrat&gico (estudos de previsao de consurnos, planeamento de novos centros produtores, estudos tarifdrios, etc.).A organizagao de tal unidade jd estd em curso. Oferta de Electricidade 4.8 0 fornecimento de electricidade em Angola @ da responsabilidade de duas empresas: ENE (Empresa Nacional de Electricidade) e SONEFE (So- ciedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendimentos Ultrama- rinos). A ENE & uma empresa estatal, criada em 1980 e destinada a tor- nar-se a prazo a tinica empresa do sector electrico, tendo a seu cargo a produgao, transporte e distribuigao em media tensao em todo o pais. Presentemente, a empresa explora os sistemas "Centro" e "Sul" e alguns sistemas isolados. A SONEFE tem a seu cargo a produgao e transporte no sistema "Norte", o maior do pais, e abastece directamente cerca de 300 clientes em alta tensao (60 k V ) e m&dia tensao. A distribuigao na Area de Luanda esta a cargo da EDEL (Empresa de Electricidade de Luanda). No resto do pais, a distribuigao em baixa tensao estd por vezes a cargo da ENE mas, na maioria dos casos, & da responsabilidade de entidades muni- cipais locais (Comissariados) que podem tamb&m ser proprietdrios de pequenos grupos a gasbleo. Condisoes Gerais de Produgdo 4.9 A pot8ncia total instalada nas centrais da ENE e da SONEFE b de aproximadamente 463 MW, dos quais 287 NW em grupos hidricos, 102 NW em turbinas a gAs e 74 MW em grupos diesel. Em 1987, a pot8ncia disponivel era de 275 MW (59% do total), mas registavam-se severas restrigoes ao funcionamento dos qrupos tbrmicos devido a dificuldades de abastecimento de combustivel. As duas turbinas a gAs de Luanda (56,8 MW) queimam Jet 8, enquanto a turbina a gAs de Cabinda (12,3 MW) consome gds natural. As duas turbinas a gd5 restantes, no BiOpio (22,8 MW) e no Huambo (10 MW), queimam gasoleo. A produsdo anual de electricidade em Angola teve um pico em 1974 com 1.029 GWh, dos quais 858 GWh (83,4%) de origem hidrica. ApOs uma queda brusca nos anos que se seguiram A independfncia, houve uma recuperagao seguida de nova baixa no period0 1983-85 e ainda se mantbm bastante abaixo dos niveis de 1974. Em 1986, a produgao total atingiu 754 GWh, com 691 GWh (91,7%) de origem hidrica (ver Anexo 13 para informagao adicional sobre as diversas instalagoes elbctricas). 4.10 A infra-estrutura elbctrica de Angola @ constituida por tr8s sistemas independentes e numerosas pequenas redes isoladas. 0s tr8s sistemas principais estao associados corn as bacias de trfs rios impor- tantes: o Kwanza para o sistema Norte, o Catumbela para o sistema Centro e o Cunene para o sistema Sul. Estes sistemas abastecem os principais centros de consumo: Luanda (no sistema Norte), Benguela, Lobito e Huambo (no sistema Centro) e Lubango e Namibe (no sistema Sul). As principais redes isoladas sao as de Cabinda, Uige e Bib. Outro sistema importante na provincia da Lunda-Norte pertence A companhia mineira ENDIANA (Empre- sa Nacional de Diamantes de Angola) e foi sobretudo utilizado para apoio As actividades de extracgao de diamantes. 4.11 A hidroelectricidade tem sido sempre a principal fonte de abas- tecimento. A sua participagao tem permanecido entre 80-85% da produgao total, aumentando para 91% em 1986, apesar da indisponibilidade total da central do Lomaum e parcial da central do Bidpio. Depois de 1974 nao se construiu nenhuma nova central hidroelbctrica. De 1980 em diante, a SONEFE e a ENE procuraram superar as dificuldades causadas pela sabota- gem e interrupgao do abastecimento hidroelbctrico instalando novas tur- binas a gds em Luanda e no Huambo e grupos diesel no Lobito e noutros centros importantes. Devido A manutensdo deficiente, A falta de assis- tPncia tbcnica e de pegas de reserva e A irregularidade dos abastecimen- tos de combustivel, as novas instalasoes nao conseguiram resolver o problema. Deste modo, por exemplo, a potsncia disponivel no sistema "Centro" estd limitada a 47 NW de um total de 1 1 1 MW instalados. 0 nua- dro 4.1 resume as potfncias instaladas e disponiveis nos vdrios siste- mas, comparando-as com as potsncias de ponta. Quadro 4.1 : POTENCIA INSTALADB E DISPONiVEL, 1907 (HU) Hidrica TCrmica Total Potencia Sistema de Instalagio Disp. Instalagio Disp. Instal. Disp. Ponta a/ - -- Norte 197,4 135,O 54,8 56,R 254,4 191,8 90-100 Centro 49,4 7,2 41,0 39,5 111,2 44,7 30 Sui 27,2 13,4 25,3 15,l 52,5 28,7 9-10 Isolados 12,9 2,4 31,7 5,O 44,4 7,4 n.d. g Referida A produgio; reflecte niveis distintos de procura repriaida. A procura reprimida em Luanda (SistenaNorte) C estimada ea cerca de 15X do consuao totai. m:SONEFE e ENE, Anexo 13. Sistema Norte 4.12 0 sistema Norte & explorado pela SONEFE, que utiliza o potencial hidraulico dos rios Kwanza e Donde e duas turbinas a gas em Luanda. 0 sistema produziu 606 GWh em 1996, ou seja, 90% de toda a energia el&- trica produzida em Angola. A ponta referida ,+ produgao oscila entre 90 e 100 MU. 0 principal centro produtor & Cambambe, com uma capacidade ins- talada de 190 MW (quatro grupos de 45 MW), o maior de Angola. A central & do tipo fio-de-Aqua com capacidade de regularizagao diaria, um caudal minimo registado de cerca de 130 metros cdbicos por segundo (em Outubro) e uma potgncia garantida, em dia critico, de 90 MW. Admitia-se tradicio- nalmente que os futuros acr&scimos de consumo no sistema Norte seriam satisfeitos a partir de um alteamento de 20 metros da barragem de Cam- bambe, o que aumentaria a potgncia total instalada para 260 MW. Admi- tia-se, igualmente, que no mesmo local seria construida uma segunda central com quatro grupos de 110 MW cada. fi/ Todos os grupos de Cam- bambe (duas unidades instaladas em 1963 e outras duas em 1973) necessi- tam de inspecgao e reparagao urgentes (o grupo 1 recebeu uma reparagao geral e reentrou em servigo em meados de 1996, mas os trabalhos no grupo 2 tSm-se arrastado por car8ncia de divisas). A s i t u a ~ a o reclama a atengao urgente da SONEFE e do MEP, uma vez que a cobertura da ponta actual (cerca de 100 MW) exige o funcionamento de trSs grupos em Cambam- be ou o arranque de uma turbina a gas, com elevados custos de explora- gao. - 16/ A decisao de iniciar os trabalhos em Capanda deve ser vista como uma antecipagao de um investimento previsto nos planos de expansao da SONEFE para uma data posterior, adiando por muitos anos os in- vestimentos em Cambambe. A outra central hidroelbctrica do sistema b Mabubas, 54 k m a nordeste de Luanda, construida em 1953 e corn uma potsncia instalada de 17,8 MW. Em 1974, a central viu a sua pot8ncia limitada a metade da potsncia insta- lada e foi completamente posta ford de servigo em 1986 para sofrer uma profunda reabilitagao, avaliada em cerca de 7 milhoes de dolares. Por atrasos de transporte e de pagamentos, nao reentrarA em servigo antes do final de 1988. Sistema Centro 4.13 0 sistema Centro era explorado por duas empresas antes da inde- pendfncia: a HEAC (Hidro Electrica do Alto Catumbela), que tinha a seu cargo a produgao e o transporte, e a CELB (Companhia Elbctrica do Lobito e Benguela), que efectuava a distribuigao na provincia de Benguela. Em 1982, a HEAC foi integrada na ENE, a nivel da sua Direcgao Central. Em contrapartida, embora a fusao da CELB estivesse firmemente planeada, a empresa continua a aparecer individualizada quer no Plano, quer nos Relatorios do MEP. 0 sistema baseia-se em duas centrais hidroelbctricas localizadas no trogo final do rio Catumbela: Lomaum (35 MW) e Biopio (14,4 MW). Em 1974, foi instalada no Biopio uma turbina a gds de 22,8 MW e em 1981 uma segunda turbina a gas no Huambo, ambas interligadas corn o resto do sistema. 0 sistema fornece energia As provincias de Benguela e Huambo, as duas principais regioes de Angola (depois de Luanda) em ter- mos de populagao e desenvolvimento industrial. As redes de transporte seguem um tragado mais ou menos paralelo ao do caminho de ferro de Ben- guela. 4.14 Em 1974 o sistema Centro produziu 171 GWh, cerca de 17% da pro- dugao total de Angola. A ponta (referida A produgao) foi de cerca de 29 MW, corn urn factor de carga anual de 67%. Em 1983, a subestagao do Alto Catumbela e a central do Lomaum foram sabotadas, resultando dai a inun- dagao da central e a destruigao dos seus sistemas de comando e protecgao. EstA negociado um project0 para financiar parte dos trabalhos de reabilitagao de Lomaum, bem como a instalagao de dois grupos adicio- nais de 15 MW cada, aumentando a potfncia instalada para 65 MW. Excluin- do o,custo dos novos grupos, o custo total da reabilitagao estA estimado em 55 milhoes de dolares. 4.15 A turbina a gas do Huambo foi instalada em 1981 e destinava-se a servigo de apoio. A turbina tem uma potsncia "de chapa" de 13 MW, mas a redugao devida A altitude (o Huambo situa-se a 1800 m) limita a potfncia de saida a 10 MW. A turbina foi adquirida corn urn minimo de pegas de reserva e sem contrato de manutengao e funcionou quase ininterruptamen- te, embora corn numerosas paragens e arranques devido a faltas de combus- tivel ou disparos da linha Biopio - Benguela. 0 grupo acabou por sofrer uma avaria sbria em 1985, ficando fora de servigo. Enquanto prosseguem as negociagoes para a reparagdo desta unidade (e de uma unidade seme- lhante em Cabinda), o Huambo b alimentado a partir do Biopio (por uma linha de 150 kV com 264 km) albm de dispor localmente de 4 + 0,8 MW em grupos diesel reabilitados e de 2 * 1 MW em grupos diesel novos. A si- t u a ~ a ob grave e exige frequentemente o corte de cargas na hora de pon- ta. Apesar disso, a situa~aono Huambo consegue ser bastante melhor que em Cabinda onde a avaria da turbina a gas praticamente interrompeu o fornecimento phblico de energia electrica. A reserva necesshria no Huam- bo 12 assegurada mais facilmente por grupos diesel tradicionais do que por uma turbina a gAs (a qua1 poderia ser transferida para uma zona do litoral como Cabinda, substituindo grupos diesel, ou para o Soyo, onde a SONANGOL tem um project0 que inclui 15 MW de turbinas alimentadas a gds natural). A ENE e a SONANGOL devem avaliar conjuntamente o interesse e viabilidade desta transfergncia, tendo nomeadamente em aten~ao que as turbinas a gAs sao naturalmente vantajosas no Soyo e discutiveis no Huambo . Sistema Sul 4.16 A principal instala~aono sistema Sul & a central hidroelbctrica da Matala, no rio Cunene, com uma capacidade total de 27,2 MW em dois grupos iguais. Um terceiro grupo esteve armazenado na Bblgica durante varies anos e previa-se a sua montagem para o fim de 1987. A barragem do Gove, a montante da Matala, foi concluida em 1974, nao so com finalida- des de irriga~aomas sobretudo para regularizar o caudal na Matala. Sem o Gove, o pequeno caudal natural na Matala seria insuficiente para uma produ~aosignificativa durante 4 a 5 meses por ano. A pot8ncia garantida em dia critico & agora de 10,9 MW mas as condi~oesde exploraqao sao mds, com o grupo 1 fora de servi~odesde 1994 e o grupo 2 com uma pot8n- cia reduzida a 60% da sua pot8ncia nominal. A central sofreu vArios inc8ndios que danificaram os geradores, a sala de comando e os cabos de pot8ncia. Existe um programa de reabilita~aocompleto que era suposto iniciar-se nos finais de 1987, com a substitui~aoda sala de comando e dos cabos de potsncia. A seguir viria a instala~aodo terceiro grupo e a repara~aodos grupos 1 e 2. 4.17 Tanto a Matala como o Gove apresentam serios problemas de segu- ranGa. As 29 comportas da Matala nao podem ser abertas devido a fendas nos pilares da barragem. 0 mesmo se passa com as tr8s comportas do Gove devido A sabotagem da instala~aode comando em 1996. Alem disso, a bar- ragem do Gove, do tip0 "enrocamento", apresenta importantes fenomenos de percola~ao. A menos que se proceda, com urggncia, A abertura de pelo menos uma comports, podem ocorrer condi~oesde cheia normal (ou catas- trdfica) pondo em risco nao so o Gove mas a barragem e central da Mata- la, a jusante, e consequentemente o abastecimento a todo o sistema Sul, jd nao falando em perda de vidas e destrui~aodas instala~oes.U/ 0s atrasos no process0 devem-se em parte ao facto de o Gove pertencer ao Ministerio da Constru~ao.De qualquer mod0 @ necessdria uma interven~ao urgente para evitar um acidente dramdtico e a missao suqere tambbm que o - 171 J A depois de terminada a missao, iniciaram-se obras para a repara~aoda barragem. Gove seja colocado sob a responsabilidade e adnJ-inistraqao da ENE, at& porque no futuro estA previsto completA-lo corn a construqao de uma cen- tral de 40 HW. 4.18 Relativamente A Matala, a ENE consultou v6rios organismos que se mostraram concordantes no parecer de que a barragem apresenta s&rios problemas de seguranqa resultantes de anomalias estruturais, inopersncia dos sistemas de seguranqa hidraulicos e a falta total de observaqoes pe- riodicas durante muitos anos. k portanto arriscado iniciar uma reabili- taqao dispendiosa do equipamento elbctrico e montar um terceiro grupo, sem uma rigorosa identificaqao (e correcqao) das causas dos problemas verificados na barragem. 4.19 Existe uma central diesel no Namibe desde 1980, com uma potsncia instalada de 11,5 MW, em dois grupos. Falta ainda algum equipamento para completar a central (designadamente um deposit0 de armazenamento de combustivel) mas a central jA tem funcionado. k prioritario ensaiar a exploraqao coordenada desta central com a Matala, uma vez que ela & a Gnica alternativa de abastecimento ao sistema Sul em caso de indisponi- bilidade da Matala. A ENE podera necessitar de assistsncia para o fun- cionamento em paralelo do Namibe e da Hatala, visto que a ligagao entre elas & muito longa e fraca (330 km, corn metade da dist3ncia a 60 kV). Transporte e Distribuigao 4.20 0 transporte e a distribuiqao sao feitos a 220, 150, 100, 60, 30, 20, 15 e 6 kV. A proliferagdo de niveis de tensao mostra que nao se prestou a devida atenqao As vantagens da normalizagao. A situaqao & tipica da coexistsncia de diferentes companhias, cada uma com a sua respectiva Area de influsncia. A variedade de niveis de tensao aumenta as dificuldades e os custos de manutenqao e torna dificil manter um stock adequado de peqas de reserva. 0s niveis de tensao de 10, 20 e 100 kV devem ser eliminados dos novos investimentos. A necessidade de manter o nivel de 15 kV (em lugar de 20 kV) & de lamentar uma vez que o equipa- mento para esta tensao estA a tornar-se menos comum e mais dispendioso. Todavia, uma vez que toda a rede de Luanda @ a 15 kV, nao existe alter- nativa para a EDEL. 0 comprimento total e as caracteristicas das linhas de transporte, em 1987, sao dadas no Anexo 13, Quadro 6. 4.21 0 nivel de 223 kV existe apenas no sistema Norte e @ utilizado para transportar a energia de Cambambe para Luanda (175 km) e efectuar as injecqoes para o Kwanza-Norte (73 km) e o Kwanza-Sul (125 km). 0 nivel dos 100 kV & igualmente apenas usado no sistema Norte. Nao devem construir-se novas linhas a 100 kV, para al@m das duas A existentes, nao SO por se tratar de uma tensao nao normalizada mas porque os 60 kV e os 150 kV sao usados com muito mais generalidade em Angola. 0 transporte nos sistemas Centro e Sul & feito a 150 kV, para alem de algumas linhas longas a 60 kV no sistema Sul. As linhas nao beneficiam de conservaqao preventiva desde 1975 e raramente sao inspeccionadas. 0 cabo e a maioria dos postes na linha de 66 kV Namibe-Tombwa (95 km) estao profundamente corroidos devido a uma mistura de ar salino e ventos deserticos. A ENE reconhece a necessidade de substituir urgentemente os condutores assim como de reparar os postes mas a decisao tem sido adiada por falta de pessoal, organizagao ineficiente e escassez de divisas. Procura de Electricidade Situacao Passada 4.22 At& 1974 as estatisticas de produgao e consumo de electricidade em Angola eram estabelecidas e publicadas com regularidade, fornecendo uma imagem relativamente fidvel e completa da sua situagao e evolugao. Todavia, a qualidade e fiabilidade das estatisticas electricas diminuiu em resultado da deterioragao do equipamento de medida nas centrais e subestagoes, das avarias frequentes devidas a sabotagem ou aus8ncia de manutengao do equipamento de produgao e transporte, dos registos defi- cientes e da falta de comunicagoes entre os centros regionais e a sede da ENE em Luanda. Obrigadas a satisfazer as exigsncias dos relatdrios oficiais e nao dispondo de informagdo adequada, as empresas fornecem frequentemente valores de fraca precisao, duvidosos ou inconsistentes. 4.23 As crescentes dificuldades de abastecimento devidas a sabotagem conduziram o Governo, atravPs da ENE, a instalar um grande numero de grupos diesel de pequena e m&dia dimensao (at& 1,s HW de pot8ncia nomi- nal) nas instalagoes das autoridades locais (Comissariados) e dos consu- midores mais importantes. Pouco se conhece sobre estes grupos e, no entanto, eles devem representar uma parcela nao desprezdvel da produgao total de Angola, nao sd nos centros isolados mas tambem nas Areas abas- tecidas por qualquer dos trZs sistemas principais. Em 1986, foram assim adquiridos pela ENE e espalhados por todo o pais cerca de 200 novos grupos diesel, com uma potzncia nominal estimada entre 30 e 40 MW (custo total de 10 milhoes de libras esterlinas). A produgao destes grupos substituiu parcialmente a produgao nao disponivel da rede mas nao @ contabilizada nas estatisticas da ENE ou do MEP. 4.24 A produgao total de electricidade em Angola totalizou 754 GWh em 1986. 0 consumo final tem de ser estimado, uma vez que os valores da "distribuigao" de electricidade nos relatdrios do MEP sao estabelecidos a partir das estimativas das empresas quanto A emissao para as redes de distribui~ao.Admitindo um valor global de 22% para perdas de transporte e distribui~ao,pode estimar-se o consumo total, em 1986, em cerca de 590 GWh. A repartigao da produgao total entre os diferentes sistemas , no mesmo ano, foi a seguinte: 80,4% no Sistema Norte, 10,0% no Sistema Centro, 7,5X no Sistema Sul e 2,1% nos sistemas isolados. 0s valores absolutos e o diagrama de produgao e consumo em 1986 nao sao tipicos dos period05 anteriores, tanto antes como depois da independZncia, visto terem sido restringidos por irregularidades temporarias de oferta e procura cuja dimensao nao B conhecida. Qpresentam-se com mais pormenor no Anexo 13, Quadro 2, a actual situagao global e a evolugao desde 1967. 4.25 Entre 1967 e 1973, a produgao e o consumo aumentaram a uma taxa mbdia de cerca de 16,3%. 0 crescimento concentrou-se nos seis principais centros de carga: Luanda, no Sistema Norte; Huambo, Lobito e Benguela no Sistema Centro e Lubango e Namibe no Sistema Sul. Apenas um novo centro de carga viu aumentada a sua importancia relativa durante esse periodo - o sistema isolado de Cabinda. Depois da independgncia, em 1975, o consu- mo baixou abruptamente para cerca de metade do nivel de 1974. Em 1977, iniciou-se um process0 l ~ n t ode recuperagao que durou at& 1982. As taxas de crescimento anual durante esse periodo foram, em m&dia, de 6% e o consumo em 1982 foi aproximadamente igual ao de 1971. Entre 1983 e 1985, ocorreu um novo periodo de declinio, devido a intensificagao dos actos de sabotagem. Uma central inteira (Lomaum, 35 MW) e uma subestagao (Alto Catumbela) foram severamente danificadas e postas ford de servigo, res- tringindo o abastecimento no Sistema Centro. No Sistema Norte, o forne- cimento a toda a provincia do Kwanza Sul, estimado em cerca de 20 GWh, foi interrompido devido 21 sabotagem da linha a 220 kV Cambarnbe - Gabela. 0 servigo ainda nao tinha sido reposto em meados de 1988. A tendsncia geral negativa do periodo de 1983 - 85 inverteu-se em 1986 sobretudo por causa do crescimento mais rdpido na zona de Luanda. 4.26 Em 1974, mais de 50% da carga estava jd concentrada na5 provin- cias de Luanda e Bengo, que envolvem a drea rnetropolitana de Luanda. 0 actual consumo de Luanda, em valor absoluto, k apenas ligeiramente supe- rior ao de 1974 mas a sua parte no consurno total de Angola cresceu para cerca de 76%. 0s anos mais interessantes para comparagao sao 1974 (o Lltimo ano antes da independgncia), 1982 (o tiltimo antes do segundo periodo de decrbscimo) e 1986. Em 1974, 83% do consumo total concentra- va-se nas cinco provincias que incluem os seis principais centros de carga. Em 1986, a participagao dessas mesmas provincias tinha aumentado para cerca de 96%. Entre 1974 e 1986, a participagao de Luanda aumentou, enquanto a das outras quatro principais provincias decresceu. 0s decrks- cimos em Benguela e no Huambo deveram-se nao so a urna redugao na activi- dade economica mas tambkm a restrigdo de oferta, visto que as instala- goes do Sistema Centro, que serve ambas as provincias, foram duramente atingidas por actos de sabotagem. No Anexo 13, Quadros 3 e 7, encon- tram-se reunidos a produgao e o consumo ao longo dos tiltimos cinco anos, mostrando a contribuigao de cada sistema para o abastecimento global e a participagao de cada provincia no consumo total. Sistema Norte. Luanda 4.27 0 consumo do Sistema Norte estd concentrado em Luanda, que re- presenta mais de 90% da carga total da rede. A parte principal da carga de Luanda 13 abastecida pela rede de distribuigao da EDEL na drea urbana; o resto sao consumidores industriais (cerca de 300) directamente abaste- cidos a 60 kV, 30 kV e 15 kV pela SONEFE e alguns Comissariados. 0 consumo estaqnou durante o periodo 1982 - 86, num nivel situado entre 480 e 500 GWh. Tomando como boas as estimativas da EDEL de 12% de perdas tecnicas e 9% de perdas nao t9cnicas na rede de distribuigao, as vendas totais no Sistema Norte, em 1986, devem ter atinqido cerca de 440 GWh para uma produgao total de 605 GWh (perdas totais de 27%). Devem-se tomar estes valores com precaucao pois as grandes variagoes entre anos consecutivos podem dever-se a medigoes incorrectas (por exemplo, inter- valos de tempo diferentes) ou a interrupgoes de abastecimento prolonga- das e frequentes (em qualquer nivel de tensdo). Parece plausivel uma taxa media de crescimento anual de longo prazo de 5,0% (ver Anexo 13, Quadro 8, para mais pormenores). Sistemas Centro e Sul 4.28 As perturbagoes de abastecimento no Sistema Centro sao a princi- pal causa do decrescimo da produgao e consumo globais de Angola desde 1982. A participagao do Sistema Centro na produgao total, que represen- tava 20% em 1982, baixou para 10% em 1986 e o consumo em 1986 (79 GWh) era aproximadamente equivalente a metade do valor de 1982 (145 GWh). 0 Sistema Centro tem o nivel mais elevado de procura reprimida e mais de -50% da produgao actual P de origem termica (a partir de turbinas a gds, no Bibpio, com um consumo especifico de pel0 menos 0,360 kg/kWh ou 0,425 litros/kWh). 0s custos medios de exploragao, apenas por combustivel, elevam-se a 3,5 Kz/kWh. Por este motivo a reabilitagao da central hidro- electrica do Lomaum, prevista para o inicio de 1989, 12 uma prioridade para efeitos de redugao de custos da ENE. 4.29 0 Sistema Sul representa aproximadamente 5,5% a 7,5% da produgao total. Nao se verificaram perturbagoes importantes no abastecimento e o consumo tem aumentado lenta mas regularmente. Alguma potencial procura reprimida deve-se A falta de material para ampliagoes da rede e ligacao de consumidores. No entanto, o sistema depende de praticamente um bnico centro produtor, a central hidroelectrica da Matala. Esta central tem problemas de seguranga, em parte locais (na barragem) e em parte devidos a problemas de seguranga na barragem do Gove, a montante. Alem disso, a ENE projecta instalar um terceiro grupo na Matala, o que exigird uma interrupgao do servigo. Nestas circunst3ncias, o Lubango e Namibe podem sentir problemas serios de abastecimento e a ENE ainda nao tomou quais- quer medidas (por exemplo, garantir a operacionalidade prolongada da central termica do Namibe) para minimizar as interrupgoes. 4.30 A participagao dos sistemas isolados, que em 1974 representava um consumo total de 115 GWh (12,5 % do consumo total do pais), caiu de forma notdvel para 30 GWh (ou 2%) depois da avaria da turbina a gds de Cabinda. 0 envelhecimento dos grupos, a falta de manutengao e de pegas de reserva, as dificuldades de aprovisionamento de combustivel, a ces- sagdo completa das actividades mineiras na provincia da Lunda (represen- tando entre 50 a 60 GWh) e um acentuado decrescimo das actividades co- merciais e industriais sao as principais causas da redugao substancial daquela participagao. Nao obstante, parte do consumo existente @ prova- velmente suprida por grupos diesel privados, nao contabilizados nas estatisticas globais. Diaqramas de Carqa 4.31 A informaqao sobre os diagramas de carga diArios e sazonais sd estd disponivel para a zona de Luanda. A ponta simultsnea de consumo @ actualmente de 90 MW, 70 dos quais correspondem h rede da EDEL. Para todo o sistema Norte, a ponta de consumo anual medida em Cambambe osci- lou entre 80 e 100 MW durante o period0 de 1978 - 1986. 4.32 Para o principal centro de carga representado por Luanda, os factores anuais de utilizaqao da ponta variam entre 0,63 e 0,70. 0 fac- tor de carga para dias titeis anda A volta de 0,80. 0 diagrama de carga didrio apresenta normalmente dois picos: um pic0 da manha , entre as 10 e as 13 horas, e um pic0 nocturno das 19 As 21 horas. A carga nocturna permanece em cerca de 65% da ponta, o que indica uma carga de base, permanente, relativamente alta. A carga nocturna deve-se principalmente ao ar condicionado e aos frigorificos, juntamente com a iluminagao pd- blica. As estatisticas da ENE nao fornecem a ponta total de consumo nos sistemas Centro e Sul. A ponta de consumo actual no Huambo @ de cerca de 9 MW para um total de 13 mil consumidores, mas o corte de cargas A hora da ponta nocturna pode ser bastante profundo e uma parcela desconhecida desta ponta pode estar a ser coberta por grupos diesel privados. Um va- lor de 9 MW & provavelmente conservativo e poderia aumentar 20% a 30% em condiqoes normais de abastecimento da rede. A ponta no sistema Sul @ de cerca de 9,5 MW, medida na central da Matala, com uma ponta de 5 MW no Lubango, principal centro de carga. Previsoes de Consumo 4.33 No context0 actual nao hd nenhuma base firme para fazer previsoes de consumo em Angola com um minimo de confianqa. AS dificeis condiqoes econbmicas e de seguranqa do pais, mesmo se transitdrias, impedem quaisquer previsoes. A aplicaqao das metodologias normais de previsao (quer seja a utilizaqao de dados estatisticos para definir leis aproximadas de evolugao provAvel nas r e g i ~ e sjA electrificadas, quer seja a comparaqao com Areas de condiqoec geogrdficas, demogrdficas e economicas semelhantes nas regioes a electrificar) & dificultada por um elevadissimo grau de incerteza sobre o futuro nivel de actividade econd- mica? a qua1 depende fortemente do regress0 da paz ao pais. 0s registos de comportamentos anteriores do sistema el&ctrico sao inadequados e pouco fidveis al@m de nao corresponderem As tendsncias historicas num quadro de referzncia econdmico estAvel. 4.34 Nas circunstsncias vigentes, dificilmente as empresas podem ter ideia do numero potencial de clientes ou do respective consumo poten- cial. &, pois, compreensivel que a ENE e a SONEFE nao faqam previsoes a m@dio e longo prazo. 0s valores enviados para o MEP e incluidos no Rela- torio do Plano do Minist&rio cobrem apenas dois anos (1987e 19881, e as empresas nao lhes atribuem particular significado. As previsoes nao se baseiam numa decomposiqao do consumo total por classe de consumidor ou centro de carga mas apenas por provincia, e apoiam-se muito estreitamen- te nos valores dos dois anos anteriores. SONEFE: Sistema Norte =/ 4.35 A data da missao, a SONEFE previa uma taxa de crescimento anual de 2% para o sistema Norte sob o efeito conjunto de duas tendFncias opostas: um aumento do consumo dom&stico residencial, devido sobretudo a ligagao de novos consumidores, e uma estagnagao (ou mesmo declinio) do consumo industrial. A produgao global projectada & distribuida entre as centrais existentes, admitindo uma certa disponibilidade dos grupos e uma produgao minima de origem t&rmica pr&-estabelecida. Calcula-se a "distribuigao", usando as previsoes de produgao e admitindo um valor fixo de 10,bX para perdas de transporte e consumos proprios (aldeamento e instalagoes de Cambambe). Esta percentagem & um valor tradicional que a SONEFE nao tem qualquer forma de verificar ou corrigir. Calcula-se a repartigao pelas quatro provincias abastecidas pela SONEFE com base em nbmeros recentes (1985 - 1986), tendo em atengao a indisponibilidade real e os tempos de reparagdo previstos para as principais linhas de transporte. De acordo com a SONEFE, supoe-se que o consumo da Area da grande Luanda, em 1987 e 1988, representara 94% e 93,2% respectivamente, do consumo total do sistema Norte. ENE: Sistemas Centro e Sul 4.36 Na ENE as projecgoes de produgao e consumo sao ainda mais rudi- mentares do que na SONEFE. 0 pessoal encarregado de preparar as projecgoes & extremamente reduzido e estA ma1 preparado. A disso defronta-se com duas dificuldades adicionais relativamente a SONEFE: a necessidade de considerar vArios sistemas de extensao e caracteristicas variaveis, distribuidos por todo o pais e a falta de informagao, na sede da ENE em Luanda, sobre valores historicos e fiAveis de consumo e cons- trangimentos realistas da capacidade instalada. A ENE admite que todos os sistemas tSm restrigoes de oferta (o que @ essencialmente corrects) de tal forma que as projecgoes referem-se, de facto, a produgao, de acordo com a disponibilidade esperada das instalagoes. As previsoes para 1987 e 1988 sao optimistas no que concerne A velocidade de reabilitagao. As projecgoes de "distribuigao" foram feitas admitindo uma certa percen- tagem de perdas, estimada arbitrariamente em 4% para o sistema Centro e 9% para o sistema Sul. A "distribuigao" deve ser entendida como entregas A rede de distribuigao nos barramentos de alta tensao das subestagoes AT/MT, embora 4% de perdas seja um valor demasiado baixo para as perdas num sistema de transporte extenso como & o sistema Centro. - 18/ Em Outubro de 1988 a SONEFE indicou poder existir uma procura re- primida da ordem de 15 MW, em Luanda, e de 10 NW no resto do siste- ma. Simultaneamente, considerou que entre 1988 e 1998 a ponta no sistema Norte poderia crescer a uma taxa m&dia anual de 6%. As estimativas da missao, para o mesmo periodo sdo, respectivamente, 6,7% (no cenArio "base"), 8,4% (no cenArio "interm&dioM) e 9,3% (no cenArio "alto"). Quadro 4.2: PROJECFbES DE PRODUFlO E CONSUMO DE ELECTRICIDADE (6Uh) Pro jecgoes Sistema 1986 (Real 1987 1988 Produgio Consumo Produgio Consumo Produgio Consumo Norte b05,9 506,l 615,9 551,O 628,3 561,b ( ? o m Hetropoli tana de Luanda) (491,9) (518,4) (523,3) Centro 75,2 72,b 71,b 68,7 83,8 B0,5 Su1 56,3 43,3 57,4 51,7 58,O 52,2 Isolados lb,O 14,2 25,5 24,4 27,O 25,8 -- -- -- Total 753,4 b36,2 770,3 695,8 797,l 720,l SONEFE 605,9 506,l 615,9 551,O b2B,3 561,b ENE 147,5 130,l 154,4 144,B 168,8 158,s -- -- -- Total 753,4 b36,2 770,3 b95,8 797,l 720,l Taxa HCdia de Crescimento, 1986-88 ( X p.a.): Sistema Produ~io Consumo SONEFE 1,83 5,34 ENE 7,OO 10,40 Total 2,86 b,39 F d : ENE, SONEFE, HEP e estimativas da missio. 4.37 A ENE e a SONEFE defrontam-se com uma s&rie de problemas s&rios e dificeis para planear a expansao dos tr8s sistemas principais assim como a sua possivel interligaqao. Uma ideia fundamentada sobre planos de expansao e opqoes de investimento exige o conhecimento do consumo futuro de electricidade (a longo prazo). A Lnica abordagem possivel & construir alguns cenArios alternativos de evoluqao de consumo, que nao poderao ser considerados previsoes, mas que podem ser usados para testar politicas de abastecimento dos centros de carga e para ensaiar prazos e opqoes alternativas de desenvolvimento de novas centrais e instalaqoes das redes de transporte, bem como os atrasos aceitdveis e as implicaqoes nos custos das principais decisoes de investimento. Projeccoes Rlternativas de Consumo 4.38 R SONEFE e a ENE nao preparam projecqoes de consumo a m&dio e longo prazo. Apenas compilam valores de curto prazo ( 2 anos) para satis- fazer a exigsncia de apresentaqao de relatorios ao HEP. No entanto, ao longo dos anos, tPm sido feitos diversos estudos acerca dos vdrios as- pectos do subsector electric0 de Angola. Este relat6rio limitar-se-A a um exame dos dois mais recentes E/e apresentard igualmente o seu pr6- prio conjunto de projecgoes de consumo, baseado nos estudos anteriores e em hip6teses especificas sobre o ritmo de reabilitagao econ6mica de Angola. As vdrias projecgoes encontram-se resumidas no Quadro 4.3 e comparadas com a actual potsncia instalada e disponivel. As principais hipoteses estao listadas depois do Quadro, sendo os pormenores e certos aspectos especificos descritos no Anexo 1 4 . guadro 4.3: PROJECC6ES DE ENERGIA E PDTPNCIA, 1986 - 2000 torparagio das Necessidades de Produgio (CasosBase) Ponta de Capacidade Energia (6Uh) Consuro (HU) (HU) BEP THEHAG Hissb BEP THEHAG Hissio Instal. Dispon, Sistera Norte 1987 1990 1995 2000 Sistera Centro 1987 1990 1995 2000 Sistera Sul 1987 F a BEP, THEHAG, estimativas da rissio e Anexo 14. - 19/ Belgian Engineering Promotion: Etude d'un Plan Directeur du Reseau Electrique National d'Anqola, Bruxelles, AoGt, 19B6 (financiado pel0 Banco Africano de Desenvolvimento); e THEHAG Engenharia: & terliaacao dos Sistemas Norte/Centro/Sul em Anqola. Possibilidades de Interlisacao com a Namibia, Estudo Preliminar, Sao Paulo, Outu- bro de 1986, realizado no 8mbito da SADCC. 4.39 0 Quadro 4.3 mostra que as projecqoes deste relathrio, baseadas em hiphteses relativamente consistentes, sao muito mais baixas que os casos base dos outros estudos, considerados excessivamente optimistas. Mesmo que os valores das projecqoes BIRD/PNUD sejam s6 vagamente indica- tivos das necessidades futuras, os actuais planos de investimento ultra- passarao substancialmente o consumo real, em particular se vier a ter lugar uma reforma tarifdria. Estas projecqoes mostram, ainda, que o con- sumo pode ser praticamente satisfeito at@ ao fim da d@cada de 90 reabi- litando a capacidade instalada, except0 no sistema Norte onde serao ne- cessdrios aumentos de potgncia a partir de 1995. Tarifas Elgctricas e Situacao Financeira das Empresas 4.40 As tarifas el@ctricas nao sofrem alteraqoes nas Areas urbanas desde o principio dos anos 60, e nas zonas posteriormente electrificadas tZm-se mantido constantes desde que o serviqo arrancou. Observam-se assim grandes variaqoes tarifdrias em Areas servidas pel0 mesmo sistema interligado, nao sendo invulgares variaqoes da ordem de 3 para 1. Toda- via, os niveis tarifdrios, em valor absoluto, sao tao baixos que os consumidores consideram a electricidade como praticamente gratuita. Consequentemente, o consumo aumentou, limitado apenas por restriqoes de oferta e de aparelhagem. 4.41 Para as tarifas de baixa tensao vigora uma estrutura complexa e muito varidvel de zona para zona, do tipo por escaloes degressivos (fre- quentemente com um consumo minimo mensal), registando-se tarifas mais altas para os clientes industriais. Na zona de distribuiqao da EDEL (i.e.,a grande Luanda) as tarifas de BT discriminam entre utilizaqoes residenciais, comerciais, industriais e de iluminaqao ptiblica. As tari- fas residenciais e comerciais tZm uma estrutura por escaloes, relaciona- dos com as dimensoes das casas ou a Area assoalhada, e consumos minimos mensais relacionados com o calibre do contador. A tarifa industrial de BT, que corresponde apenas a 2% das vendas, @ uma tarifa hordria com trzs periodos didrios e taxas de energia decrescentes com o aumento do factor de carga e o calibre do contador. A iluminaqao ptiblica & aplicada uma taxa constante, igual a cerca de metade do preqo m@dio das outras "endas em BT. 4.42 As tarifas de AT normalmente incluem escaloes cuja amplitude & funqao da ponta (nao simultsnea), conduzindo a preqos mgdios decrescen- tes com o factor de carga. 0s grandes consumidores beneficiam de contra- tos negociados hd muito tempo, numa gpoca de excess0 de capacidade de oferta. As tarifas de alta tensao (AT) tomam como varidveis de factu- raqao a potPncia de ponta nao simultsnea e as energias activa e reacti- va. As taxas de energia diminuem com o factor de carga, isto @, a utili- zaqao da ponta. As taxas de pot@ncia aumentam com o factor de carga. Em Luanda, o preso marginal de energia activa diminui de 1,l Kz/kWh (factor de carga de 25%) para 0,85 Kz/kWh (factor de carga de 100%). A energia reactiva 15 facturada por meio de um multiplicador sobre a factura anual: @ gratuita at& 60% da energia activa (cos I = 0,8)e depois @ facturada a um preqo crescente que atinge 63% da taxa normal quando chega a 92% da energia activa (cos I = 0,4). 4.43 Esta estrutura tarifdria nao se pode ajustar A estrutura dos custos marginais no sistema Norte. Estes sao determinados pela capa- cidade de produgao e transporte necessdria para satisfazer a potEncia de ponta (actualmente apenas durante 3 a 4 horas A noite e, de futuro, com um segundo period0 de pico industrial durante a manha) e pela capacidade das redes locais determinada pela potEncia maxima. A reforma tarifdria exigiria, portanto, alteragoes significativas. 4.44 Na Area de Luanda, as tarifas foram fixadas em 1962. As tarifas residenciais sao constituidas por trss escaloes degressivos variando com a dimensao da casa (12 classes) e o calibre do contador (9 classes). As taxas variam entre 2,50 Kz/kWh (primeiro escalao) e 0,70 Kz/kWh (tercei- ro escalao). 0 preco m&dio da electricidade vendida & de cerca de 0,83 Kz/kWh. As tarifas industriais de AT sao ainda mais baixas, com valores de 0,55 Kz/kWh. 4.45 Uma estimativa grosseira do custo de produgao de electricidade em Angola mostra que os custos de enerqia nos sistemas da ENE atingem, 56 por si, cerca de 5 - 6 Kz/kWh (0,17 - 0,19 d6lares/kWh). 0s custos de energia no sistema SONEFE (quase 100% hidrico) sao de cerca de 1,O Kz/kWh. a/Esta comparagao superficial das tarifas com os custos faz ressaltar uma das causas dos maus resultados e da md situagao finan- ceira das empresas. Outras causas podem encontrar-se no conhecimento deficiente dos custos, no excess0 de pessoal e na extrema ineficisncia de facturagao e de cobranga. Contabilidade 4.46 0 estado actual de apresentagao de resultados financeiros torna praticamente impossivel avaliar, com exactidao, a situagao financeira das empresas. A ENE nunca publicou balangos nem estados de resultados desde a sua criagao, em 1980. Nessa altura preparou-se uma lista dos activos fixos, inventArios e passivo para aprovagao do valor liquid0 inicial, mas at& A data da missao nao se tinham sequer elaborado regis- tos contabilisticos. 4.47 0 estatuto legal da EDEL como empresa pLblica nao era claro A data da missao 21/. A empresa apresentou um relat6rio datado de 1984, incluindo um balango relativo a 31 de Dezembro de 1982, baseado nos valores do activo submetidos para aprovagao do Governo e estA a preparar a demonstragdo de resultados para 1983. Estes documentos nunca foram aprovados pel0 Governo. - 20/ 0s custos da distribuigao, por si 565, acrescentam mais 0,5 Kz/kWh. Isto conduziria a custos mCdios totais (excluindo os encargos de potfncia) de 1,3 a 2,5 Kz/kWh na rede de Luanda. - 21/ Posteriormente a EDEL jA viu aprovado o seu estatuto. 4.48 A SONEFE fechou as contas relativas a 1981 e 1982. 0 activo P valorizado ao valor historico. 0 capital e o passivo nao reflectem a situagao legal de facto da empresa, i.e., uma empresa estatal disfargada de empresa privada. Uma aplicagao deficiente das regras contabilisticas e a rnistura de prdticas tradicionais e recentes, parcialmente influen- ciadas pelas novas normas nacionais estabelecidas no "Plano Nacional de Contas", produzem demonstragoes de resultados que exigem uma revisao completa para se ajustarem aos padroes internacionais. 4.49 Nao se conhecem registos contabilisticos da CELB. Embora a transforrnagao da CELB na regiao Centro da ENE esteja firmemente projec- tada, a CELB P ainda considerada uma entidade separada nos relatorios de execugao e previsao do Plano. 4.50 Em conclusao, as empresas que ainda apresentam contas utilizam procedirnentos contabilisticos extremamente rudimentares. As empresas e o Governo tgm conscigncia deste facto mas os remCdios ate agora propostos nao terao sido os mais eficazes. As empresas tencionam fechar contas para os tiltimos anos (a ENE desde a sua criagao em 1980 e a EDEL desde 1982) e o Governo acaba de propor um novo plano de contas, uniforme, para as empresas estatais. 0s mCritos relativos destas propostas sao discutiveis e, nos proximos pardgrafos, apresenta-se uma sugestao mais modesta e mais adequada As capacidades das empresas. Situacao Financeira das Empresas 4.51 As empresas elPctricas, em conjunto, apresentaram em 1985 uma necessidade de fundos de cerca de 1,4 mil milhoes de Kz (46,7milhoes de dolares). Nesse ano, as receitas totais de vendas foram de 650 milhoes de Kz (21,7 milhoes de ddlares), ou seja, 46,5% das necessidades de fundos. Em 1986, gragas a menores despesas de investimento, as necessi- dades totais baixaram para 1,l mil milhoes de Kz, ou seja, 176% da re- ceita consolidada de vendas. Este nJmero representa uma parcela signifi- cativa do dPfice global do Orgamento que se estimou em 13 mil milhoes de Kz para 1986. Atendendo aos planos de curto prazo das empresas, espe- ra-se que os dPfices aumentem para cerca de 1,4 mil milhoes de Kz em 1987 e de 1,5 mil milhoes de Kz em 1988. Estas dificuldades de fundos incluem cerca de 20% de despesas de capital (embora seja muito dificil estimd-las). 4.52 0 activo total imobilizado das empresas electricas, por alturas de 1982, estimava-se em cerca de 4,s mil milhoes de Kz (150milhoes de dolares). Uma rendibilidade liquida de 3% a 4% sobre aquele activo exigiria um lucro consolidado de 150 - 180 milhoes de Kz (alkm da cober- tura dos custos de explora~ao),o que estd longe da situagao actual. No entanto, como as necessidades de fundos anteriores incluem algumas des- pesas de investimento, cobrir tais necessidades (calculadas pel0 mPtodo actual) jd seria um objective razodvel de curto prazo. Isto exigiria multiplicar as tarifas por um factor de 3 a 4 (excluindo quaisquer con- sideragoes sobre a taxa de c3mbio - mais de 50% das despesas de exploragao sao em moeda estrangeira). 4.53 0 Quadro 4.4 resume os fluxos de fundos do subsector electric0 no seu conjunto. Embora a ENE venda apenas um tergo da energia da EDEL (ou um quarto da da SONEFE), os seus custos totals, em termos de fluxos, sao 250% mais elevados. =/ Isto deve-se, sobretudo, A muito maior proporgao de produgao termica na ENE (ainda que o gasoleo seja vendido ao baixo prego de 7 Kz/litro). Quadro 4.4: ANGOLA: EHPRESAS ELtCTRICAS, VENDAS E FLUXOS DE FUNDOS. 1986 (rilhiesde Kz) ENE CELB SONEFE EDEL TOTAL VENDAS (6Wh) 123,O (Intrasectoriais) - - Vendas Liquidas Consolidadas 123,O ENTRADAS (milhbesde Kz) 259,7 (Intrasectoriais) (35,O) - Entradas Liquidas Consolidadas 224,7 SAiDAS (milhiesde Kz) 1.022,1 (Intrasectoriais) - Saidas Liquidas Consolidadas 1.022,l NECESSIDADES DE FUNDOS (milhiesde Kz) 762,4 FINANCIAHENTO DAS NECESSIDADES Contribuigio Liquida do Orgamento 366,b Outras Transfergncias a/ 395,8 e Variagies de Balangos de Caixa a/ Incluindo pagamentos em atraso. F&: EWE, EDEL, SONEFE, HEP, e estimativas da rissio. - 22/ Efectuando a correcgho relativa As despesas de investimento, os custos da ENE ainda seriam quase duplos dos da EDEL. Divida Externa do Subsector Elbctrico 4.54 Em 1987, o subsector electrico, excluindo o GAHEK, tinha uma divida contraida de cerca de 101 milhoes de dolares, dos quais cerca de 60 milhoes estavam desembolsados e nao amortizados. A duragao mbdia dos emprestimos era de aproximadamente 8,5 anos incluindo um period0 de carzncia de 2,5 anos, e a taxa de juro media era de cerca de 8,5%. Estas condigoes sao tipicas de esquemas de financiamento 21 exportagdo nas economias de mercado avangadas, responsdveis pela maioria destes emprbs- timos. Em 1987, o servigo desta divida exigia cerca de 17 milhoes de dolares, esperando-se que subisse para cerca de 20 milhoes de d6lares em 1988 e 1989, descend0 em seguida para 15 a 20 milhoes de d6lares no principio da dbcada de 90. 0 Anexo 13, Quadro 9, dd uma decomposigao mais detalhada da informagdo disponivel. Em meados de 1987, a divida do GAHEK era de cerca de 250 milhoes de dblares, relativamente a compromis- sos de cerca de 600 milhoes de d6lares com vdrios credores estrangeiros, esperando-se que aumentasse a um ritmo de cerca de 200 milhoes de d61a- res/ano nos pr6ximos trSs anos. 0 servigo da divida entre 1986 e 1988 representou cerca de 20 a 25 milhoes de d6lares/ano, ou seja, um pouco mais que o servigo da divida do resto do subsector electrico. No entan- to, se o project0 de Capanda fosse avante, os encargos financeiros acu- mulados do GAHEK atingiriam 150 milhoes de d6lares no final de 1990. Parte desta quantia poderia ser paga em petrbleo. Facturagao e Cobranga 4.55 As dificuldades de facturagao e cobranga sao significativas em Luanda. A receita das vendas de electricidade dos Lltimos quatro anos nao foi recebida. A EDEL considera que um dos quatro anos (ainda nao facturado) @ recuperdvel. Esperava-se recuperar de uma vez s6 o consumo de 1986, embora em 1985 se tivessem usado facturas semestrais. rk 6bvio que periodos de facturagao tao longos s6 sao possiveis quando as tarifas elbctricas sao desprezdveis. rk este o caso presente de Luanda. a/ 0 problema da facturagao estd prestes a ser resolvido atravbs da infor- matizagdo e tambem devido b prioridade que a administragdo da EDEL dd a este problema. 4.56 As cobrangas de BT em Luanda sao feitas porta-a-porta. 0s consumidores de AT e MT pagam as contas por transferzncia bancdria orde- nadas pelas empresas. 0s problemas limitam-se, portanto, essencialmente, aos consumidores residenciais de BT. - 23/ A titulo ilustrativo refere-se que o valor do consumo mbdio de electricidade de um ano, em Luanda, @ equivalente ao prego, no mercado paralelo, de dois ovos (i.e., cerca de 1.000 Kz). 4.57 Fora de Luanda, os consumidores de BT pagam as contas nos balcoes dos bancos ou da empresa e as cobrangas representam uma percen- tagem elevada da facturagao. Para obrigar a pagamentos pontuais apli- cam-se penalidades severas e corta-se o consumo. 0s consumidores de AT e MT pagam tambem por transfersncia bancdria. 4.58 Em meados de 1987, as empresas electricas (EDEL, ENE, SONEFE, CELB) empregavam 3.830 pessoas, das quais 30 eram quadros superiores (de engenharia, gestao e tecnicos), 200 eram trabalhadores qualificados, mais de 1.000 semiqualificados e os restantes 2.000 nao qualificados. 0 pessoal administrative constituia 23% da forga total de trabalho. 4.59 Para fazer face A escassez de pessoal qualificado, as empresas tinham recrutado 104 estrangeiros (21 quadros superiores, 30 trabalhado- res qualificados e 53 semiqualificados). A excepgao de alguns trabalha- dores qualificados e de todos os semiqualificados (a maior parte dos quais sao residentes Angolanos, mesmo que classificados no Smbito da assistsncia tbcnica), as empresas recrutaram estrangeiros quer ao abrigo de acordos bilaterais (URSS, 9; Cuba,ll), quer mediante contratos indi- viduais (Portugal,l8). Recentemente, porbm, o Governo aprovou uma lei, retirando certas vantagens contratuais aos estrangeiros (que sejam tambbm residentes prolongados). Serd assim mais dificil que eles se mantenham, preferindo procurar outros lugares ou outros sectores, com melhores regalias extra-salariais. Md Afecta~aodo Pessoal Qualificado 4.60 Para atacar esta situagao dificil, o sector elbctrico deve deli- near uma politica de pessoal que vise as suas necessidades de formagao em exploragao. Esta politica deve combinar: ( i ) uma afectagao eficiente das capacidades Angolanas; ( i i )assistBncia tbcnica e ( i i i ) formagao. A actual afectagao dos recursos humanos mais qualificados b resultado de admissoes muito recentes e da condigao de estudante da maior parte desse pessoal, conduzindo a uma baixa produtividade e a uma organizagao dese- quilibrada das empresas (com 76% dos quadros superiores desempenhando tarefas nao operacionais e com apenas 50% dos trabalhadores qualificados directamente envolvidos na exploragao). Albm disso, a escassez de pes- soal qualificado b relativamente maior nos sistemas Centro e Sul (em comparagao com o sistema Norte), e em todas as zonas do pais as activi- dades de distribuigao estao mais desfavorecidas no que se refere a pes- soal qualificado. Uma estrutura tipica de pessoal para uma empresa elbc- trica pode ser a indicada no Quadro 4.5, coluna B, enquanto a estrutura real nas empresas de Angola b a indicada na coluna A. Quadro 4.5: AN60LA: SUBSECTOR ELtCTRICO Estruturas de Pessoal Teirica e Real (1987) (XI Distribui~ioReal Distribui~ioTeirica - P r o d u ~ i oe Transporte 3 1 Distribui~io 26 S e r v i ~ o sAdministrativos 4 3 Total F m Autoridades Angolanas e estirativas da missio. A juntar a esta repartigao desajustada as empresas tfm excess0 de traba- lhadores nao qualificados e de pessoal administrative de baixa qualifi- cagao. Embora corn saldrios congelados desde 1977, os encargos com pes- soal contribuem para os maus resultados financeiros. Esses encargos representam 35% da facturagao na EDEL, 60% na CELB, 29% na SONEFE e 118% na ENE. Como a percentagem de cobrangas & baixa (except0 na SONEFE e na CELB), os encargos com pessoal representam uma proporgao ainda maior relativamente As vendas e exigem geralmente um subsidio do Orgamento. 4.61 AtP agora, o recrutamento de estrangeiros para efeitos de assis- tFncia tPcnica nao obedeceu a qualquer politica coerente. Assinam-se contratos Estado-a-Estado (URSS e Cuba) ou contratos individuais numa simples base ad hoc. 0s estrangeiros trabalham geralmente isolados e P extremamente reduzido o numero de contrapartes Angolanas qualificadas. Al&m disso, a deficiente gestao das capacidades desses estrangeiros, a falta de uma estrutura na qua1 se possam integrar e a ausfncia de super- visao sobre a sua actuagao ameagam o beneficio a tirar desta assistfn- cia. Considerando a escassez de pessoal e a fragilidade institucional do subsector electrico, a assistsncia tgcnica merece uma atengao cuidadosa, podendo adiantar-se que, no context0 Angolano, os contratos individuais, em especial os de duragao inferior a dois anos, raras vezes dao resulta- dos aceitdveis. Principais Problemas e Recomendacoes 4.62 Como ressalta da descrigao anterior, os principais problemas no subsector electric0 sao: (a) organizagao; (b) qestao; (c) situagao financeira, tarifas, facturagao e cobrangas; (dl mao-de-obra qualificada, formagao e assistsncia tPcnica; (el planeamento e prioridades dos investimentos; Orqani zacao 4.63 Um problema importante na organizagao do subsector & a definigao de um papel e duma estrutura apropriados para a ENE. Criada formalmente em 1980, a ENE ainda nao teve condigoes para assumir o papel de empresa de electricidade nacional que se pretendia que desempenhasse. As vdrias empresas, que deveriam ter sido integradas na estrutura da EN, mantzm procedimentos de qestao e exploragao autonomos. Pressente-se um forte sentido de autonomia a nivel regional. A tinica ligagao importante com o centro e a dependsncia em que se encontram os departamentos regionais relativamente d sede para aquisi~aode materiais/equipamentos importa- dos. Por outro lado, o context0 Anqolano actual exacerba as dificuldades de transporte e comunicagao. Finalmente, o facto de 80% da produgao e consumo totais se situarem ford da EN complica a implementagao duma empresa elkctrica nacional. Como a SONEFE e a EDEL foram mantidas fora da ENE, o que resultou da criagao desta foi uma entidade com responsabi- lidade pela maioria do pais mas sem controle sobre o principal sistema produtor e o principal centro de carqa, e com a sede e a maior parte do pessoal qualificado em Luanda, longe de qualquer das instalagoes opera- cionais. 4.64 A EN tem vindo a actuar tambem como empresa de servi~os, im- portando pegas e material elkctrico e vendendo aparelhos elPctricos 24/. 0 facto da EN apoiar muitas vezes os Comissariados recomenda que lhe seja entreque a distrbuigao em BT nas regi~esCentro e Sul abastecidas pelos seus sistemas interliqados. A 10gica subjacente a esta organizagao k uma inteqragao vertical de fungoes (produgao, transporte, distribui- gaol dentro de cada sistema regional interliqado, suportada pela infra- -estrutura fisica da rede. - 24/ fi importagao e venda de materiais e aparelhos elkctricos poderao ser melhor efectuadas por uma empresa aut6noma. Recomenda-se que o Governo de finqola crie tal empresa, libertando a EN de actividades marqinais d sua fungao principal. 4.65 A importancia das tarefas a desempenhar juntamente com um am- biente exterior profundamente perturbado e as pressoes diarias sobre o reduzido ntimero de gestores e pessoal qualificado da ENE nao permite um controle efectivo da sede sobre as Direcqoes Regionais. Parece assim mais apropriado descentralizar para estas todas as actividades de explo- raqao e manutenqao, bem como a maior parte das tarefas de reabilitaqao. Na sede, deve criar-se uma pequena unidade central, na dependsncia do Director Geral. Esta unidade teria funqoes de planeamento e normalizaqao e daria prioridade a estudos de procura, de que a ENE carece,.alternati- vas de expansao e estudos tarifarios. A unidade seria tambPm responsavel pela normalizaqao dos sistemas de contabilidade e de gestao orqamental, pela normalizaqao das caracteristicas tPcnicas do equipamento e dos pro- cedimentos de manutenqao e normas de seguranqa, pela auditoria, pela avaliaqao de relat6rios de consultores ou propostas de projectos, pela negociaqao de crPditos externos e pel0 estabelecimento das linhas orien- tadoras da expansao do sistema. 4.66 Dadas as dificuldades de funcionamento da ENE, @ legitimo per- guntar se a ideia de centralizaqao implicita no texto legal @ a mais adequada. Uma anAlise cuidadosa mostra que, nas condiqoes actuais, a centralizaqao nao t2 a melhor opqao. A ENE tem tido uma organizaqao dese- quilibrada, com a maioria do pessoal qualificado afectada A sede e o grosso das actividades (produqao e distribuiqao) nas Direcqoes Centro e Sul. Al&m disso, as comunicaqoes entre as "linhas da frente" e a sede sao deficientes, de tal forma que esta pouco pode contribuir para resol- ver problemas ao nivel operacional. Por estas razoes, de que as autori- dades Angolanas estao bem conscientes, o nivel 6ptimo de centralizaqao no subsector elPctrico @ provavelmente muito menor do que o inicialmente pretendido ao criar a ENE. Sem entrar em pormenores desnecessarios, este relatorio sugere uma grande descentralizaqao, concentrando a maioria das funqoes junto dos sistemas "fisicos". 4.67 A opqao para os sistemas Sul e Centro, entre empresas separadas ou Direcqoes com elevado grau de autonomia duma ENE reorganizada, deve ser tomada pel0 Governo apos anAlise cuidadosa. No entanto, serA sempre necessario exercer de forma centralizada algumas funqoes, quer numa ENE modificada, quer numa "Comissao Nacional de Electricidade" (CNE), a meio caminho entre as actuais empresas e o MEP. As principais funqoes em questao sao: (a) planeamento do sistema e normalizaqao de equipamentos e medi- das de seguranqa, de aprovisionamento e auditoria; (b) avaliaqao de estudos de consultores; (c) coordenaqao/execuqao/avaliaqao de estudos de procura; (d) implementaqao de procedimentos contabilisticos e orqamentais para todas as empresas; e (e) preparagao/actualizaqao de um programa de expansao de custo minimo para as redes. 4.68 Parte do pessoal necessArio para o desempenho destas fungoes poderia transitar do nticleo actual da ENE e outra parte do Gabinete Tknico do MEP. Outro pessoal qualificado deve ser afectado, com priori- dade, As empresas ou direcgoes operacionais. 4.69 Quanto ao sistema Norte deve adiar-se a fusao da SONEFE e da ENE pel0 menos at& que: (a) se tome uma decisao final sobre a orqanizagao do subsector; (b) se tenham definido e implementado procedimentos contabi- listicos e orgamentais; e (c) se tenham definido e avaliado correctamen- te o activo e o passivo de ambas as empresas. 4 SONEFE ou constituiria urna Direcgao com elevada autonomia numa ENE reorqanizada ou permaneceria como empresa separada, embora sujeita As fungoes centralizadas enumera- das atrAs. 4.70 Este relatori0 suqere que as actividades de distribuigao nos sistemas Centro e Sul sejam inteqradas com as actividades de produgao e transporte das novas empresas ou Direcgoes autonomas da ENE. No sistema Norte, a enverqadura das actividades de distribuigao justifica a conservagao da EDEL como entidade separada. 4.71 Em termos orqanizacionais, o subsector ficaria assim constituido pelas sequintes unidades de qestao: (a) uma ENE central, ou Comissao Nacional de Electricidade (CNE), encarreqada das fungoes que podem ou devem ser efectivamente desempenhadas de forma centralizada; (b) uma Direcgao (ou Empresa) Norte, i.e., a actual SONEFE, en- carreqada da produgao, transporte e distribuigao no sistema Norte (com excepgao de Luanda); (c) uma Direcgao (ou Empresa) de Distribuigao de Luanda, i.e., a EDEL ; (d) uma Direcgao (ou Empresa )Centro, encarreqada da produgao, transporte e distribuigao no sistema Centro; (e) uma Direcgao (ou Empresa Sul, encarreqada da produgao, transporte e distribuigao na rede Sul; e (f) alquns sistemas isolados que poderiam ser directamente qeri- dos pela ENE (p. ex. as redes de Cabinda ou Soyo), ou por uma das empresas reqionais, conforme a opgao mais conveniente. 4.72 As empresas fornecem ao MEP planos e relatdrios anuais que pode- riam ser instrumentos valiosos para a coordenagao das politicas e inves- timentos do sector/subsector. No entanto, esses planos e relatdrios tZm deficigncias considerAveis que lhes reduzem seriamente a utilidade tanto para a gestao das empresas como para a coordenagao do MEP. 0s principais problemas de organizagao/gestao verificam-se no MEP, nas empresas e nas rela~oesde ambos com o resto da economia e sao resumidamente descritos nas seguintes alineas (no Anexo 2 encontra-se informagao adicional sobre problemas e ligagoes institucionais): inadequados sistemas contabilisticos, orgamentais e financei- ros nas empresas, dando urna imagem incompleta, incorrecta e frequentemente distorcida da respectiva situagao e resultados. C frequente es departamentos que preparam o plano (orgamento) ndo entenderem hem os formuldrios oficiais e os contributes nao sao coerentes entre si. Nenhum departamento parece capaz de consolidar a informagao recebida das vdrias fontes; coordenagao intersectorial deficiente. A coordenagao deve ser ministerial e ser comunicada As empresas mas nao hd informa~ao fiAvel sobre novas cargas industriais e podem decidir-se e completar-se grandes investimentos sem atender A disponibili- dade de energia. Por outro lado, as empresas podem estar a fazer extens~esda rede para projectos que nao gozam de prio- ridade dentro dos respectivos Ministbrios. deficiente a coordenagao entre empresas e Ministbrio e entre empresas e outros organismos governamentais (tais como o Banco Nacional cujo controle - ou ausgncia de controle - sobre o orgamento em moeda estrangeira tem considerAve1 efeito sobre a actuaqao das empresas); falta de um process0 de tomada de decisao baseada ou apoiada numa avaliagao de projectos tbcnica, economica e financeira- mente s6lida. 0s planos de investimento sao listagens de obras que vao passando de ano para ano A medida que se reduzem as disponibilidades em divisas; falta de capacidade de planeamento para estabelecer priorida- des de investimento dentro das restrigoes orgamentais e afec- tar recursos de acordo com critbrios prb-estabelecidos. Nem as empresas nem o Ministbrio estao em condi~oes de julgar os meritos relativos dos diferentes investimentos, quer em termos da sua rendibilidade economica, quer do seu impact0 na prevengao de interrupgoes futuras ou na satisfagdo das neces- sidades de consumo. Frequentemente decidem-se investimentos nao por razoes economicas mas com base em ofertas de credit0 ou por pressoes politicas; falta de informagdo sobre os principais investimentos em curso no subsector elkctrico. Este desconhecimento estende-se mesmo a entidades responsdveis pela preparagao dos planos de expan- sao ou pela formulagao de politicas e estratkgias energeticas, incluindo o Gabinete do Plano do Ministkrio. Sem dados econo- micos e financeiros fihveis, por exemplo sobre o project0 de Capanda, serd impossivel b ENE, b SONEFE ou ao Ministkrio (ad- mitindo que teriam as capacidades tecnicas e os recursos huma- nos necessdrios) avaliar os custos financeiros e econ6micos de produgao ou delinear uma politica tarifdria consistente; (f prejuizos cronicos, cobertos pel0 Orgamento do Estado, que se devem sobretudo a processos deficientes de facturacjao e cobran~a e a tarifas inadequadas. Atk agora, porkm, estes prejuizos nao parecem ter estimulado grandemente o trabalho de correccjao das suas causas bdsicas. Situacao Financeira e Tarifas 4.73 A situagao financeira das empresas & precdria. Conforme descrito nos pardgrafos 4.51 a 4.53, apresentam prejuizos que sao cobertos por subsidies do Orcjamento ou por outras transfer8ncias ou ainda por atrasos nos pagamentos. Se o Orcjamento nao tivesse necessidade premente de receitas e houvesse abundzncia de recursos pLblicos, poder-se-ia possivelmente, sustentar esta situacjao. Nao e, todavia, o caso e os defices orcjamentais elevados e persistentes estao a provocar muitos pro- blemas na economia. Alkm disso, com o corte drdstico de despesas em sec- tores muito mais criticos (por exemplo, saLde, nutri~ao), dificilmente se pode justificar, em termos distributivos, um subsidio aos consumido- res de electricidade (por definigao pertencentes aos sectores mais favo- recidos da populagao). 4.74 Este relat6rio propoe, portanto, que o subsector elbctrico cubra os ,seus custos (e parte das suas necessidades de investimento - o que poderia ser visto como uma rendibilidade do capital pGblico investido no sector) com receitas proprias. a/A cobertura dos d&fices do subsec- tor, aos niveis actuais de precjos e taxas de cambia, exigird uma multi- plica~aode tarifas por urn factor 3 ou 4, acompanhada de uma simplifica- cjao e da supressao dos aspectos ineficientes, tais como a estrutura "por escaloes degressivos". Todavia, o relat~riotamb&m sugere um aumento ge- neralizado dos precjos dos produtos petroliferos. ---.- ---. - 25/ Dada a fragilidade dos processos contabilisticos das empresas, os valores apresentados sao apenas ordens de grandeza grosseiras. Obviamente, tais aumentos de pregos (o gas61eo poderia ser aumentado at& 25 ou 40 Kzllitro) teriam de ser tornados em conta no novo tarifario. a/ Al&m disso, como cerca de 50% dos custos de exploragao das empresas sao em moeda estrangeira, qualquer variagao da taxa de csmbio afectd-los-d e devera reflectir-se, tamb&m, num tarifdrio revisto. 4.75 Sendo Luanda o maior centro de carga, deve merecer prioridade na actualizagao de tarifas. Em termos gerais, pode aceitar-se a proposta de revisao da EDEL, embora modificada de forma a conduzir imediatamente a uma tarifa residential m&dia de BT de cerca de 3 Kz/kWh (comparada com os actuais 0,8 Kz/kWh). Dado o baixo nivel absoluto das tarifas,& provd- vel que se possa efectuar este aumento duma SO vez. Aumentos da mesma ordem de grandeza devem igualmente aplicar-se noutras Areas do sistema Norte e tambbm aos consumidores de NT e AT. 4.76 Nas outras zonas devem prosseguir-se politicas bdsicas semelhan- tes, sem, no entanto, procurar estabelecer tarifas uniformes em todos os sistemas, pois isso limitaria a futura concepgao e implementagao dum sistema tarifdrio mais eficiente. Sugerem-se os seguintes trsmites para a implementagao do novo tarifario: (a) simplificar as tarifas de BT (eliminando escaloes decrescentes e aumentando o preGo m&dio, de mod0 a cobrir o d&fice finan- ceiro das empresas); estudar e introduzir alteragoes de forma a aproximar o sistema tarifario dum sistema eficiente tipo "segundo melhor" (por exemplo, evitar discriminagao por utilizagao final, escolhendo parametros adequados de facturagao e variaveis de referkcid, tais como tensao de alimentagao, potsncia de ponta contratada para os consumidores de AT, consumo de energia durante as horas de ponta, etc.); fixar pregos que permitam atingir objectivos financeiros espe- cificados (por exemplo, procurando que as tarifas cubram todos os custos de exploragao mais cerca de 20% das despesas de investimento ou, mais simplesmente, que permitam rendibilidade moderada de 3% a 4% sobre os activos existentes); e ajustar as tarifas ao nivel e estrutura dos Custos Marginais de Longo Prazo. (Trata-se de um objective de m&dio prazo a que deve aspirar a revisao tarifaria; serd eventualmente possivel atingi-lo por volta de 1992, quando se completar o proposto programa prioritdrio de investimentos em reabilitagao). - 26/ 0 custo total de produgao seria de cerca de 7,5 Kz/kWh, com o gas;- leo a 25 Kz/litro, e 12 Kz/kWh, com o gasoleo a 40 Kz/litro. 4.77 Fixar tarifas com base nas necessidades financeiras das empresas nao & tao simples como parece. Uma anAlise global dessas necessidades exigira esforgos e tempo considerAveis por causa da escassez de capaci- dade contabilistica/financeira e da situagao deficiente dos procedimen- tos contabilisticos, orgamentais, de facturagao e de cobranga. Fixar tarifas para cobrir parte das despesas de investimento requer a preparagao dum programa de investimentos realists. Todavia, se o objec- tivo for conseguir uma certa rendibilidade sobre os activos, sera neces- saris uma melhor definigao/avaliagao dos passivos e dos balangos glo- bais. 0 primeiro passo para melhorar a informagdo contabilistica deve ser a adopgao, para operagoes presentes e futuras, de um sistema conta- bilistico muito mais simples do que o actual Plano Nacional de Contas. Deve igualmente abandonar-se, de momento, a ideia de fechar as contas para anos transactos. Facturacao e Cobranca 4.78 0s principais problemas na facturagao e cobranga verificam-se em Luanda, pois noutros sistemas e noutras cidades elas sao geralmente satisfathrias. tk compreensivel que ford de Luanda o problema se ponha numa escala muito menor e os gestores locais tFm resolvido, geralmente com Gxito, as principais dificuldades. a/Embora a facturagao e a cobranga sejam em regra adequadas, as tarifas sao extremamente baixas. Alguns gestores regionais resolveram ampliar os escaloes mais elevados numa tentativa de aumentar o prego mbdio do kwh. 4.79 As dificuldades de facturagao e cobranga devem-se a varios fac- tores tais como a falta de penalizagao eficaz pel0 nao pagamento das facturas (aparentemente o pessoal da EDEL & incapaz de desligar os con- sumidores em falta), o grande n;mero de ligagoes ilegais (possivelmente 10.000 - 15.000 a acrescentar As cerca de 75.000 ligagoes legais) e a falta de um sistema de pagamento fhcil das facturas. Albm destas razoes, a EDEL tem sido incapaz de facturar os seus consumidores atempadamente por uma s&rie de outros motivos (falta de pessoal, falta de infgrmatizagao, avarias). 0s atrasos na facturagao tambkm nao tSm ajuda- do os consumidores a pagar com pontualidade. 4.80 Sao as seguintes as recomendagoes gerais b EDEL para melhorar a facturagao e cobranga: --. - - 27/ No Huambo, depois da independzncia, os trabalhadores das empresas el&ctricas retomaram o servigo e trabalharam sem salaries por va- rios meses. 0 pagamento so foi retomado ap6s a normalizagdo da factura~aoe cobranga. (a) corrigir os problemas internos (informatizagao) que impedem a emissao atempada de facturas. Dado o baixo valor das tarifas, poderao bastar facturas anuais ou semestrais, mas, como prova- velmente aquelas virao a subir, deverh passar-se gradualmente para uma facturagao mais frequente. 0 NEP deve prestar rapida- mente a assistfncia requerida pela EDEL para restabelecer a credibilidade do sistema de facturagao/cobranga; (b) obter autorizagao das autoridades governamentais para desligar os consumidores em falta como medida rotineira para obrigar ao pagamento das contas de electricidade; e (c) melhorar a capacidade de resposta aos pedidos de novas ligagoes (depois do aumento das tarifas e dos melhoramentos na facturagao e cobranga). Em seguida deve efectuar-se uma campa- nha para legalizar ou corrigir as ligagoes ilegais impondo, posteriormente, sangoes pesadas sobra quaisquer ligagoes ou religagoes ilegais. 4.81 Como P natural, os eforgos sobre a facturagao e a cobranga se- riam mais compensadores se as tarifas fossem mais adequadas. e por isso que os esforgos mencionados nos parhgrafos anteriores devem ser acompa- nhados de um aumento do nivel tarifhrio e da revisao da sua estrutura. Revisao e aumentos tarifhrios e melhores sistemas de factura~ao e co- branga sao complementos essenciais de uma estratPgia para melhorar as condi~oes e perspectivas financeiras do subsector elPctrico. Uma vez feitas estas alteragoes, as empresas estarao mais aptas a fornecer ener- gia com eficifncia e fiabilidade. Mao-de-Obra Qualificada 4.82 Em Angola, a mao-de-obra qualificada P extremamente escassa. Grande nimero de pessoal qualificado deixou Angola no momento da inde- pendfncia ou durante os tempos perturbados que se lhe seguiram. Desde entao, as elevadas necessidades de mao-de-obra qualificada para as acti- vidades de defesa reduziram a oferta para o sector civil, public0 ou privado. 0 subsector electric0 tem-se ressentido dessa escassez e, den- tro do subsector, as empresas de distribuigao t@m sido as mais afecta- das. Capacidades tPcnicas, financeiras/econ6micas e de gestao sao extre- mamente reduzidas. Esta situagao pode bem explicar muitas das dificulda- des com que as empresas se defrontam. 4.83 A organizagao do subsector elPctrico (i.e.,a tentativa de criar uma companhia nacional de electricidade) e a repartigao ineficaz dos poucos recursos humanos qualificados (dos poucos trabalhadores qualifi- cados disponiveis ha demasiados afectados a sede, em Luanda) somam-se As outras dificuldades das empresas. Ate hd pouco , a falta de benefi- cios adicionais (impossibilidade de conseguir acesso As lojas oficiais para o seu pessoal qualificado) era mais um obstdculo ao recrutamento desse pessoal por parte da ENE e da EDEL. 0 obstdculo foi parcialmente removido mas o problema de aliciar pessoal de mais alto nivel persiste. 4.84 0s programas de formagao sao dispendiosos e demorados mas neces- sdrios. Devem, portanto, identificar-se e satisfazer-se as necessidades mais urgentes de formagao. Muito provavelmente, a prioridade vai para a formagao em exploragao e manutengao de centrais electricas e de redes de distribuigao, feita "on-the-job" ou "near-the-job", mas as qualificagoes administrativas e contabilisticas sao igualmente importantes. Devem identificar-se as necessidades globais, pedindo As direcgoes regionais que avaliem as suds necessidades minimas (e possivelmente escolham os candidatos para formagao). Desta forma, a formagao centrar-se-d nas principais prioridades e a nova escola de formagao do sector electric0 poderd dar uma contribuigao ;ti1 imediata, a complementar por uma assis- t8ncia tecnica especifica. Alem disso, a rendibilidade dos progra- mas/instituigoes de formagao deve ser criticamente examinada, uma vez que hd casos de custos extremamente elevados por formando. 4.85 0 objectivo principal da assistgncia tecnica deve ser o reforgo institucional das empresas, especialmente na exploragao e manutengao. A vastidao e complexidade destas tarefas exigem uma assistsncia integra- da e duradoira que serd melhor satisfeita recorrendo a outras empresas electricas. A melhor solugao seria, provavelmente, um contrato com uma empresa estrangeira que fornecesse gestao e supervisao, especialmente aos sistemas Centro e Sul, mas mesmo esta abordagem s6 funcionard se o pessoal Angolano qualificado for repartido de tal forma que os estran- geiros tenham contrapartes directas, "a formar", trabalhando com eles. 0 apoio operacional aos sistemas Centro e Sul exigird aproximadamente vin- te pessoas durarlte tr8s anos. 4.86 Serd igualmente necessdrio fornecer assistsncia tkcnica para o programa de investimentos do subsector electrico. Neste dominio, e corn o objectivo de garantir que a assistfncia tecnica & usada com eficdcia, deve formar-se um grupo de trabalho encarregado de toda a reabilitagao e constituido por pessoal proveniente da SONEFE, ENE e MEP. Atendendo A qualificagao dos recursos humanos de que dispoe, o GAMEK deve igualmente ser associado Aquele grupo de trabalho sobretudo se o project0 de Capan- da for adiado. 0 grupo receberia apoio substancial de t&cnicos estran- geiros: cinco pessoas (dois engenheiros electrotecnicos, dois economis- tas de sistemas electricos e um analista financeiro) durante trfs anos. Pelo menos um nbmero igual de Angolanos qualificados devia trabalhar com eles. Este grupo de trabalho reforgado prepararia e supervisaria a exe- cugao das vdrias tarefas prioritdrias de reabilitagao. Ajudaria tambbm a coordenar o apoio financeiro aos projectos sob a sua responsabilidade. A assistsncia tbcnica referida nos dois pardgrafos anteriores envolveria cerca de 75 homens-ano de consultores de longo prazo e cerca de 25 homens-ano de consultores e estudos de curto prazo. 0s custos aproxima- dos seriam de 10 milhoes de d6lares durante tr8s anos. Planeamento dos Investimentos e da Expansao 4.87 Na altura da missao nao estava em curso qualquer planeamento sistemdtico da expansao dos sistemas elbctricos. Para o sistema Norte foi elaborado antes da independ8ncia um plano de expansao de custo minimo que nao sofreu qualquer actualizagao recente. A falta de recursos e pessoal e a conjuntura politico-militar levantam dificuldades, nao s6 As operagoes de rotina como A programagao dos investimentos, geralmente condicionados pela disponibilidade de financiamento. Algumas vezes, quando existe financiamento, este limita-se A componente em divisas, sem provisao para construgao e obras. 4.88 Sao os seguintes os problemas no quadro dos investimentos: (a) A situagao politico-militar perturbada conduz a aus8ncia de uma politica coordenada e de um process0 sistemdtico de tomada de decisao de investimento. As decisoes sao tomadas numa pers- pectiva de curto prazo, sem recurso a andlise econbmica ou financeira e sob pressoes de todas as espgcies (politicas, dos paises fornecedores,etc.). As consideragoes financeiras geralmente prevalecem sobre abor- dagens ou estratggias integradas. 4s sequsncias coerentes de actividades, quando identificadas, sao quase sempre ignoradas, uma vez que o financiamento @ negociado caso a caso. Quando se obtgm financiamento para um lote de equipamentos e obras de construgao civil (muitas vezes sob pressao dos fornecedores), chama-se-lhe um "projecto", mesmo se a cobertura financeira nao abrange a conclusao e o comissionamento. (c) 0s contratos sao adjudicados com ligeireza, sem a certeza de terem sido identificadas, planeadas e financiadas as fases pr&vias e subsequentes do trabalho. Com este sistema, compra- ram-se milhoes de d6lares de equipamento que nao pode ser instalado e que se estd a deteriorar. Embora estes activos nao prestem qualquer servigo, a respectiva divida, muitas vezes contraida em condigoes comerciais, estd a ser paga. As empresas nao tfm controle sobre os compromissos e os desem- bolsos em moeda estrangeira. Cabe ao BNA esta responsabilidade e a coordenaqao entre ele e as empresas tem-se revelado difi- cil. (el As empresas tfm tendfncia para aumentar a potfncia instalada em vez de dar importsncia A manutenqao preventiva e correctiva de forma a manter a capacidade instalada disponivel e opera- cional. Isto resulta em parte da falta de divisas, que impede a aquisicao atempada de peqas de reserva e materiais, al&m de que os fornecedores e os crbditos estrangeiros estao mais frequentemente disponiveis para a aquisiqao de qrandes quanti- dades de equipamento novo. (f) Em consequfncia da baixa fiabilidade do servico, cornprou-se e repartiu-se por todo o pais um elevado nbmero de pequenos grupos diesel e de turbinas a 96s. Representam uma grande divida em divisas e mobilizam uma percentagem desproporcionada de mao-de-obra qualificada das empresas, que deveria estar concentrada nas instalaqoes principais. A assistzncia a esses sistemas pequenos e dispersos exige tambbm uma infra-estrutura logistics dispendiosa (combustivel, transportes, armanezamen- to) e constitui um pesado 6nus sobre os recursos limitados das empresas. 4.89 & luz destas dificuldades, os pr~ximospardgrafos suqerem certas prioridades para um plano de investimentos e expansao. Decisoes de pla- neamento e investimento melhores e mais eficazes tfm como meta a satis- fasao das necessidades projectadas para Angola, ao mais baixo custo, e o reforqo das empresas, tornando-as mais capazes de satisfazer essas ne- cessidades. Vai ser necessdrio, com frequfncia, minimizar as despesas de investimento como meio de reduzir custos, bem como aplicar tarifas mais elevadas que permitam reforcar as empresas numa base financeira mais sa. Prioridades de Investimento 4.90 A curto prazo as prioridades de investimento tEm necessariamente de se centrar na reparaqao, reabilitaqao e retoma de manutenqao das instalaqoes existentes. A reabilitaqao deve ter lugar simultaneamente nos trfs sistemas, uma vez que tanto a seguransa como a economia afastam qualquer interligacao para urn futuro relativamente distante. No m&dio prazo deve-se procurar restabelecer completamente a capacidade de ofer- ta, de acordo com a capacidade instalada, e criar as margens adequadas de reserva para um potencial aurnento de consurno. A incerteza na evoluqao dos consumos e o elevado custo das opqoes de fornecirnento juntamente com restriqoes de recursos (financeiros e de pessoal qualificado) favorecem um programa de investimentos dirigido As necessidades mais prementes e, ao rnesrno tempo, satisfazendo os critCrios econ6micos mais rigorosos. 4.91 0s programas de investimento existentes para o subsector e l k - trico no seu conjunto, excluindo Capanda, totalizam cerca de 100 milhoes de dolares em 1987 e 1988, 75% dos quais em divisas. Um programa de tal envergadura estA provavelmente para al&m das capacidades financeiras e t&cnicas das empresas. &, pois, inevitAve1 uma redugdo dos investimen- tos, o que se deve fazer, tendo em atengao as grandes prioridades . 0s programas de investimento detalhados das empresas sao revistos e avalia- dos no Anexo 16. 4.92 Descreve-se no Quadro 4.6 um programa de investimentos priori- tdrios tentativo, baseado nas seguintes consideracoes: (a) atribuir a mais alta prioridade h reabilitacao dos equipamen- tos existentes; (b) procurar uma maior fiabilidade de abastecimento As principais cidades que sao tamb&m as principais Areas industriais; (c) melhorar o abastecimento a Luanda, corrigindo os principais problemas de produedo, transporte, transformacao e distribui- qao; ( d) adiar a maior parte dos pequenos projectos em sistemas isola- dos, principalmente por falta de pessoal t&cnico/de gestao, s6 concretizando aqueles para que existir efectiva capacidade logistica de construcao; (el adiar a electrificagao de novas povoacoes e zonas rurais, at& que as condieoes de fornecimento hidroel&ctrico tenham sido melhoradas e as tarifas reajustadas; (f) restringir o ritmo de novas ligagoes nas cidades, at& as tari- fas terem sido ajustadas e, especialmente em Luanda, at& os processos de facturacao e cobranga terem sido substancialmente melhorados; (9) planear um volume substancial de assistfncia tecnica para apoiar grupos de trabalho da ENE, da SONEFE e da EDEL em grandes projectos de reabilitagao, tais como Lomaum, o sis- tema Sul e a rede de Luanda. 4.93 Uma recomendacao geral, alCm das consideragoes anteriores, ~2 submeter todos os grande projectos (que excedam, por exemplo, 2 milhoes de dolares) a anAlises de viabilidade econ6mica e financeira a/.Isto alertaria a administragdo das empresas para a necessidade de redefinir, redimensionar ou reprogramar o projecto. Elementos de custo mais preci- sos tambCm facilitarao a procura de financiamento para projectos comple- tos, em vez de ter muitos projectos apenas parcialmente financiados como - 28/ 0s projectos podem assim atrair doacoes ou condicoes de crCdito bonificadas, resultando em custos financeiros mais baixos. acontece no presente. Deverd criar-se uma unidade de avaliagao de pro- jectos na estrutura central da ENE (ou CNE) para esse fim. Esta unidade deve igualmente aconselhar o Governo sobre o custo das "prioridades politicas", de tal forma que a qualidade dos projectos "politicos" possa melhorar. Finalmente, a unidade assegurard que os programas para o subsector electric0 sao coerentes com os de outros sectores (industria, minas, agricultura, etc.). 4.94 Foi preparado pela missao um programa minimo de investimentos prioritdrios, de acordo com as prioridades e consideragoes anteriores. Com essas prioridades e restrigoes, a missao nao vg utilidade em aumen- tos de pot8ncia a curto/mkdio prazo h escala dos considerados para Capanda. 0 programa de investimentos prioritdrios deve ser executado em 5 anos e custard cerca de 200 milhoes de dolares ( 6 mil milhoes de K z ) , o que parece estar mais de acordo corn as possibilidades financeiras, tecnicas e de gestao do subsector. Todavia, serd ainda uma pesada carga financeira e de gestao para as empresas. A carga financeira pode ser um tanto reduzida, se se fizerem diliggncias para obter assis- t6ncia financeira das numerosas aggncias de ajuda bilateral ou multila- teral. Todas elas exigem andlises economicas e financeiras (e estao dispostas a financid-las), mas emprestam em moldes consideravelmente mais suaves que as instituigoes de cr&dito A exportagao. 0 programa de investimentos prioritdrios sugerido para os proximos 5 anos @ apresenta- do no Ruadro 4.6. 4.95 0 programa de investimentos esbogado no Quadro 4.6 pode parecer modesto. Essa conclusao 12 inevitdvel, se o compararmos com as enorrnes despesas programadas para Capanda, onde os investimentos por ano devem exceder o investimento quinquenal conjunto de todas as empresas. No entanto, este programa de investimentos prioritdrios nao & de forma nenhuma pequeno: contribui para a reabilitagao de toda a capacidade instalada e permite alquns acrescimos, em particular no Lomaum e na Vatala. Serd suficiente para satisfazer a procura com fiabilidade at& meados ou finais dos anos 90. 0 programa nao 12 fdcil de executar e a missao admite que para o levar a cabo sejam necessdrios 10 milhoes de dolares em assistgncia tkcnica externa, uma pequena soma comparada com os mais de 60 milhoes de assist8ncia t&cnica que se espera seja forne- cida ao projecto de Capanda so por FURNAS. Este pequeno programa de investimentos prioritdrios certamente que contribuird mais para melhorar o servigo e a fiabilidade e para criar uma margem de reserva Atil em todos os sistemas do que o investimento massivo em Capanda, descrito na secgao seguinte. 0 programa menos ambicioso @ uma resposta mais resi- liente A incerteza do que um grande investimento em gerasao numa unica zona do pais, porque habilitard as empresas a fornecer energia onde quer que ela seja necessdria. Em qualquer caso, antes de Capanda poder ajudar a melhorar os abastecimentos a qualquer rede, exigird investimentos adicionais importantes em linhas, subestasoes, transformadores, redes de distribui~ao,instalagoes nos consumidores, etc. Uma vez que o projecto de Capanda pode ser visto como urn problema autonorno no quadro do planea- mento de investimentos e da rede, & discutido com mais demora na secgao seguinte e em pormenor no Anexo 16. Suadro 4.6: PROERAHA INDICATIVO DE INVESTIHENTOS PRIORITARIOS SUEERIDO PARA 0 SUBSECTOR ELkCTRICO 1980189 - 1994 Pro jecto -r i l h i e s- Calendar i o Producio Carbarbe - Reparagio do5 grupos 1,2 3,4 Habubas - Reabilitagio geral Loraur - Reabili t a g i o geral B i i p i o - Reabilitagio de 2 grupos e da barrager tlatala - Reparagio da barrager e geradores Eove - Reparagio da barrager Naribe - Conclusio da central t e r r i c a Huarbo - R e p a r a g i o l s u b s t i t u i ~ oturbina a gas Cabinda - Reparagio turbina a gas t grupos Uige - Hontager grupos diesel Subestagio do B i i p i o - Reabilitar Subestagide Viana - Arpliarlcorpletar Subestagio de Luanda - Substituir 2 transformadores Subestagio Quifangondo - Corpletar Renovagio de alguras 1inhas D i s t r i b u i c i o Rede de Luanda - Reabilitagio geral Pequenas redes urbanas - Reabi1itar, renovar Renovagao de outras redes - (Lobito,Benguela,etc. Outros TOTAL Hedia por ano Fonte: ENE, EDEL, SONEFE e estirativas da nissio (a pregos de 1987). Projecto Hidroel&ctrico de Capanda Sum.4rio e Recomendacoes 4.96 0 prosseguimento da construgao da barragem e central de Capanda levanta diversas questoes de extrema importancia 23/. A anAlise realiza- da foi naturalmente sumAria e as conclusoes t8m carActer preliminar. Todavia, P possivel apresentar desde j.4 algumas que se impoem corn bas- tante solidez: (a) Capanda representa, seguramente, uma inflexao significativa ao plano de expansao de custo minimo, quer do sistema Norte iso- lado, quer do conjunto dos trFs sistemas, mesmo que tal plano nao tenha sido perfeitamente identificado ou actualizado nos hltimos anos; (b) a potsncia total (4+ 130 MW) projectada para Capanda ndo serA provavelmente necesshria antes do principio do proximo s&culo. Ate ao ano 2000, as necessidades de energia e potfncia previs- tas para o sistema Norte, no pior caso (cenhrio alto), poderao ser satisfeitas corn produgao hidrica correspondente a 170 MW de potsncia adicional e a 520 GWh de energia adicional.0 al- teamento da barragem de Cambambe no inicio dos anos 90, a montagem de 2 + 110 MW numa segunda central electrica de Cam- bambe em meados dos anos 90, conjugada corn a construgao quase simultsnea de uma barragem "Baixa" em Capanda, seriam sufi- cientes para satisfazer aquelas necessidades, corn uma elevada margem de reserva no period0 de ponta e sem necessidade de apoio termico. 0s investimentos seriam significativamente mais baixos e mais espagados no tempo do que os correspondentes A opgao de Capanda; (c) urn empreendimento que, por si so (incluindo as linhas de transporte em MAT, associadas) nao melhorarh significativamen- te a fiabilidade de servigo nos consumidores finais do sistema Norte e nao atenuara os problemas detectados nos outros dois sistemas; (d) as baixas taxas esperadas para crescimento real dos consumos durante os prdximos 1-2 anos e a disponibilidade de uma reser- va tPrmica substancial (potsncia e energia) em Luanda permitem adiar, corn urn risco muito baixo e na actual conjuntura de incerteza e de condigoes financeiras dificeis, uma decisao irreversivel e aguardar urn context0 econhmico urn pouco mais --. --------- - 29/ Todo o capitulo relativo ao empreendimento de Capanda estA revisto e actualizado corn base nas informa~oesrecolhidas durante uma se- gunda missao, em Outubro de 1988. estdvel, simultaneamente com uma percepgao mais exacta do mercado potencial a m@dio e longo prazo a/; (el devem-se estudar, com pormenor, sequsncias alternativas de expansao no sistema Norte, com diferente calendarizagao e sequsncia de Capanda e das obras complementares em Cambambe, ponderando, no Smbito de todo o subsector elkctrico, as suas implicagoes economicas, financeiras, tkcnicas e institucio- nais, num quadro realista de projecgoes de consumo e de custos actualizados. Tais estudos, uma vez iniciados, poderiam estar completados em cerca de 5-6 meses. A suspensao das obras durante a realizagao dos estudos nao comportaria qualquer risco adicional de falta de energia no inicio dos anos 90, e serviria para analisar a melhor reafectagao tkcnica e institu- cional dos grandes investimentos jd feitos em infra-estruturas de apoio; (f) o investimento em Capanda aumentard substancialmente o onus da divida pbblica externa, nao so pel0 seu montante como pelas condigoes comerciais do financiamento. Pode tambkm retirar ao pais capacidade para financiar o seu programa de desenvolvi- mento petrolifero - vital para as receitas de exportagao - ja que parte da futura produ~aopetrolifera de Angola foi consig- nada ao reembolso do financiamento Brasileiro para Capanda, nos termos de um contrato entre a Sonangol e a Petrobras. Por vezes um Estado k obrigado a correr inbmeros riscos para financiar um investimento vital; Capanda, porkm, nao pertence de modo nenhum a esta categoria. Pelo contrario, o prosseguimento dos trabalhos impedira Angola de iniciar ou retomar actividades que, elas sim, sao verdadeira- mente de importzncia vital. Como balango final, este relatorio recomenda o exame urgente das consequsncias resultantes de uma interrupgao das obras e a actualizagao do plano de expansao do sistema produtor, com base nas melhores projecgoes de consumo possiveis, determinando em que kpoca e a que ritmo se justifica retomar a construgdo de Capanda. Antecedentes do Projecto de Capanda 4.97 Em 1982, Angola e a URSS assinaram um acordo destinado a cons- truir uma grande barragem e central hidr~elkctr~caem Capanda, no t r o ~ o mkdio do rio Kwanza. Para executar esta tarefa foi criado um novo orga- n i s m ~ ,o GAMEK, directamente dependente do MEP. Pouco tempo depois, foi assinado um "contrato matriz" entre o MEP e um consorcio de engenharia soviktico/brasileiro, envolvendo as empresas Technopromexport (TPE) e Norberto Odebrecht. Finalmente, em Novembro de 1984, foi assinado o adi- - 30/ A possibilidade de satisfazer a procura reprimida de Luanda exige obras importantes e demoradas nas redes de distribuigao de MT e BT. tamento ao "contrato matriz" entre o MEP e o cons6rcio. Com estas deci- soes, dava-se prioridade A central hidroelectrica de Capanda (4+130 MW) em detriment0 da ampliagao de Cambambe, desde hA longos anos considerado o empreendimento seguinte no plano de expansao da SONEFE. 0s trabalhos no local iniciaram-se em Fevereiro de 1987 e em Abril de 1988 iniciou-se a escavagao do t h e 1 de desvio do rio. 4.98 A Technopromexport (TPE) C o lider do consbrcio cabendo-lhe igualmente a supervisao da construgao. Outras empresas ou institutos sovir3ticos sao responsAveis pelas investigagoes geolbgicas, a concepgao da barragem e o fornecimento de equipamentos. A empresa brasileira de engenharia e construgoes N. Odebrecht ou os seus subcontratantes estao encarregados dos trabalhos da construgao civil. A informagdo disponivel sobre os termos dos contratos & escassa mas estes parecem longe de co- brir todos os aspectos. Foi criado um mecanismo que regulamenta as acti- vidades subsequentes atraves de contratos adicionais, cada vez que se identifica e programa uma actividade ou um conjunto de actividades im- portantes. A t agora,e desde 1985, foram assinados dez "Aditivos de Servigo Parcial" (um com a parte Sovietica, para investigagoes geol~gi- cas e concepgao da barragem, e nove com a parte Brasileira). 4.99 0 quadro do GAMEK @ constituido por pessoal superior destacado (muitas vezes a tempo parcial) de outras empresas (como a SONEFE e a SONANGOL) bem como por 55 funciondrios de nivel mCdio e alto, destaca- dos, por contrato, da empresa brasileira FURNAS CENTRAIS ELKTRICAS. 0 pessoal do GAMEK totaliza cerca de 165 pessoas (55 Brasileiros e 110 Angolanos). 0s saldrios sao semelhantes aos de outras empresas em Ango- la, mas os beneficios complementares (como o acesso As lojas oficiais) sao francamente superiores, o que permite ao GAMEK competir com Exito com outras empresas para atrair a escassa mao-de-obra qualificada. Capanda e o Plano de Expansao de Custo Minimo 4.100 No context0 actual e previsivel de evolugao dos consumos, a construgao de Capanda representa um afastamento sbrio de um plano de expansao de custo minimo. 0 ultimo plano conhecido apresentava as se- guintes etapas: (a) alteamento da barragem de Cambambe,aumentando deste modo a capacidade de 180 MW para 260 MW (o que pode ser necessArio nos meados ou finais da dkcada de 90); construgao de uma barragem "Baixa" em Capanda, dando a Cam- I ) bambe uma capacidade de regularizagao mensal (aumento do cau- dal garantido de 130 para 250 m3/s), e construgao da primeira fase (2+110 MW) de uma segunda central em Cambambe, elevando a capacidade total em Cambambe para 400 MW (que se tornariam necessdrios por volta do ano 2000); (c) alteamento da barragem de Capanda, aumentando a capacidade de regularizagao de Cambambe e o caudal minimo garantido de 250 para 350 m3/s, e construgao da segunda fase da segunda central de Cambambe (2+110 MW) (sb necessAria para al&m do actual horizonte de planeamento); e (d) construgao de uma central em Capanda (4+110MW, segundo os estudos mais antigos, 4+130 MW segundo os mais recentes e SO necessaria para al&m do actual horizonte de planeamento). 4.101 No estudo global do BEP, a sequsncia de constru~aoanterior e os respectivos custos de investimento foram comparados com os resultan- tes de antecipar Capanda tendo conduzido aos seguintes resultados: Cambambe 1.030 dOlares/kW; Capanda 1.800 d6lares/kW. 4 comparagao, no entanto, esta longe de ser rigorosa, uma vez que nao se consideraram as potsncias garantidas. Se as duas barragens fossem consideradas como alternativas em vez de complementares, Capanda apareceria ainda menos econ~mica.Alem disso, aqueles valores incluem os custos de alternadores e turbinas, estimados pel0 BEP em 500 dblares/kW para Cambambe e em apenas 345 d~lares/kWpara Capanda, sem explicasao plausivel. Custos Marqinais de Lonqo Prazo 4.102 0s custos marginais de longo prazo (CMLP) de produgao de ener- gia de Capanda sao um multiplo (0ou 10 vezes) dos actuais custos medias de energia no sistema Norte abastecido por Carnbambe. A partir das esti- mativas mais recentes do programa de investimentos para Capanda =/,das projecgoes de evolugao de consumo feitas pela missao PNUD/BIRD e de hipbteses alternativas de repartigao da produgao entre Cambambe e Capan- da, @ possivel obter uma indicagao aproximada dos CMLP de energia de Capanda. Assim, um valor razoavel para esses CMLP @ da ordem de 0,334 ddlares/kWh (10,03 Kz/kWh) no cendrio base PNUD/BIRD de evolugao de consumos, com uma taxa de actualizagao de 12% e admitindo que a produgao de Cambambe 32/ se m a n t h constante e igual a 780 GWh/ano (aproximada- mente a sua energia garantida). Para determinar os limites de variagao dos CMLP fez-se uma analise de sensibilidade considerando trss cenarios de evolugao do consumo, trss taxas de actualizagao - lo%, 12% e 15% - e trZs.niveis de produgao anual de Cambambe - 200 GWh, 500 GWh e 780 GWh. Essa andlise mostra que os CMLP associados a Capanda podem situar-se entre um minimo de 0,127 dblares/kWh (3,00 Kz/kWh) - produgao de Cambam- be limitada a 200 GWh, 10% de taxa de actualizagao, cenario alto de consumo - e um maxim0 de 0,547 dOlares/kWh (16,41Kz/kWh), ou mesmo urn pouco mais se Cambambe produzisse 1000 GWh (o que & possivel em an0 media) em lugar dos 700 GWh de energia garantida. A descrigao e compara- 5ao detalhadas dos vArios casos @ feita no Anexo 16, paragrafos 15 e 16. - 31/ Valores obtidos na missao de Outubro de 1906. - 32/ Na realidade a produgao conjunta de Cambambe+Nabubas, admitindo 700 GWh garantidos por Carnbambe e 80 GWh por Nabubas. Torna-se evidente que, mesmo em hipoteses favordveis de crescimento mais acelerado do consumo, a cobertura dos investimentos em Capanda exigiria um grande aumento tarifdrio (excluindo consideragoes adicionais relati- vas aos pregos-sombra das divisas). Taxas mais baixas de crescimento, impedindo a colocagao da energia de Capanda por um period0 mais longo, estarao associadas a maiores custos de energia. Na melhor das hipoteses Capanda apresenta-se, na sequzncia de expansao actualmente escolhida, como um projecto de interesse econ6mico marginal. Na pior, representard um pesado encargo financeiro, sem contribuigao relevante, a media pra- zo, para o desenvolvimento de Angola. Informacao Tecnica e Financeira 4.103 Nao se conhecem estudos de prb-investimento tecnicos ou economi- cos feitos para apoiar a decisdo de construir Capanda. Existiam, natu- ralmente, estudos preliminares antiqos mas decidiu-se avangar com a construgdo e com os estudos tbcnicos de pormenor simultaneamente. Tambem ndo foram feitos estudos econ6micos e financeiros especificos ou pro- jecgoes de consumo, para justificar o empreendimento. 331 Por isso, devem considerar-se como aproximagoes grosseiras quaisquer cdlculos relativos a Capanda. Inicialmente o investimento total nao era bem co- nhecido, avangando-se um valor de 1.000 milhoes de dblares, a pregos de 1986. Este valor foi revisto e corrigido em 1987 (a pregos de 1987), ap6s dispor do projecto definitivo da barragem, estimando-se entao em cerca de 1.250 milhoes de dolares (custos directos), ou de 1.600 milhoes de dolares (com encargos financeiros). Efectivamente, s6 em 1987 os estudos atinqiram um nivel de avango suficiente para permitir uma estimativa de custos (reconheceu-se entao que o valor de 1985 nao tinha qualquer base fundamentada). Ainda assim, mesmo o valor de 1987 estd provavelmente subestimado pois nao contempla qualquer verba para imprevistos. No Quadro 4.7 encontra-se uma descrigao sumdria do programa de investimentos. 4.104 0 plano de financiamento estA descrito no Quadro 4.8. As par- celas jA garantidas foram negociadas em condigoes quase comerciais (ta- xas de juro entre 7 e 8%, 2 anos de period0 de carsncia e prazos de amortizagdo entre 7 e 8 anos). 4.105 0 montante previsto de 1.240 milhoes de dolares b ligeiramente inferior aos 1.245 milhoes de custos directos e, por maioria de razao, aos 1.600 milhoes de custos com encargos financeiros. Por outro lado, em Outubro de 1988, so estava garantido o financiamento de 691 milhoes de dolares, (incluindo o Governo de Angola e o OGE) o que representa um dbfice de financiamento de 909 milhoes de dolares (incluindo encargos financeiros), ou 554 milhoes de dolares (sem encargos financeiros). Desde entao, foram obtidos mais 120 milhoes de dolares do Banco do Bra- sil. 0s defices de financiamento sao portanto de 789 e 434 milhoes de dolares (respectivamente com e sem encargos financeiros). - 33/ 0s estudos da BEP e da THEMAG tiveram outros objectivos especifi- cos, a saber, o plano de expansao e a interligagao das redes. Ruadro 4.7: CAPANDA - GAHEK - PROERAHA DEINVESTIMENTOS (rilhiesde dilares! - - - EapresaICoaponente Real 1988 1989 1990 1991 1992-94 Total 1985-87 Estin. N. Odebrecht Total dos quais: Trabalho Materiais Alimenta;ao TPE Total do qual: Equipaaento FURNAS Total (Ass.Tkcnical Custos Directos Juros+Coeissies+Carbiais TOTAL -11 0s encargos f inanceiros prolongaa-se at8 2003. F&: Autor idades angolanas e GAHEL. AlPm disso, entre 1985 e 1987 os encargos financeiros representaram 17 milhoes de ddlares mas j A em 1988 devem ter atingido 56 milhiies. Abstraindo do financiamento sovi&tico, os montantes garantidos estavam praticamente gastos em Outubro de 1988 e s e ~idofosse o financiamento adicional de 120 milhoes de ddlares do Banco do Brasil os trabalhos teriam sido forgados a parar. Tudo isto levanta serias dividas quanto a possibilidade de continuar a obra segundo o programa inicialmente traga- do e reforga a necessidade de proceder a uma revisdo de todo o projecto, no context0 do plano de expansao global do sistema, isto &, muito prova- velmente abandonar a ideia de construir Capanda de uma SO vez e enquadrd- -la no desenvolvimento global da bacia do rio Kwanza. Ruadro 4.0: CAPANDA: P L M O DE FINANCIAHENTO (rilhies de dilares) PaislInstituigio Hontante - Condigies de Garantido Pendente Total arortizagio HRASIL CACEX / Hanco do Hrasil 4/ 408 120 2/ 520 ?%-EX; 2 anos cartncia; 7 a B Pagarento P vista 11 - 162 162 anos de arortizagio URSS 275 - 275 3%; 9-10 anos arortizagio (incl. 3 anos de cartncia) OUTROS PAISES Pagarento P vista 1/ 0 97 105 8 rilhies, por 3 anos, er con- digies corerciais) AN6OLA / 06E 5/ 74 96 170 er roeda local Subtotal Subtotal (excl. pagar. P vista t O6E) 3/ 691 120 011 Custo Total (incl. encargos financeiros) - - 1.600 - - - Dbfice de Financialento - - 709 11 Estes rontantes sio considerados pagarentas A vista at6 serer financiados 21 Este rontante foi corproretido pelo Irasil no inicio de 1989 3/ 0 6overno Angolano (ou D 06E) b o iltiro recurso de financiamento, isto b, ter6 de cobrir qualquer dbfice. Isto revela que D rontante a que Angola estd obrijada b de facto de 789 rilhies de dilares 41 E Govern0 de Angola deu ura garantia global, em petrileo, ao Banco do lrasil relativarente a estes emprbstimos 31 Teoricamente en moeda local, aas em Angola as despesas locais t@nurn forte conteido en divisas m:HEP e 6AHEK. Capanda e a Necessidade de Interliaasoes 4.106 A utilizagao de Capanda para abastecer os trFs sistemas inter- ligados merece tambkm alguns comentdrios. No actual context0 politico- militar, a construgao de novas linhas de transporte para ligar os tr8s sistemas k impossivel. A actual linha Cambambe-Gabela (125 km), primeiro trogo de uma futura interligagao Norte-Centro, tem estado indisponivel desde 1984 e as condisoes de seguranga ainda nao permitiram a reposif$io de serviso, o que justifica a preocupagao do Governo em instalar qrupos diesel em Porto Amboim. Pelo mesmo motivo a linha Cambambe-Luanda I fun- ciona em condisoes precdrias. As principais linhas de transporte dos sistemas Centro e Sul nao podem receber conservagao por falta de segu- ranga. Entretanto, vao iniciar-se os trabalhos de reabilitagao e ampliagao dos centros de produgao regionais (Lomaum, Biopio, Huambo, Matala e Namibe) de mod0 a satisfazer o consumo potencial dessas regioes. 0s tr8s sistemas terao necessariamente de permanecer auto-sufi- cientes e terao de garantir as suds pr6prias (separadas) margens de reserva. 4.107 0 prolongamento da situagao de inseguranga nao permitirA a curto prazo um rApido crescimento do consumo e, sobretudo, impedirA a construgao de interligagoes. Nessas condi~oesnao se vf como poderA desenvolver-se um mercado mais vasto para a energia de Capanda. Um ces- sar-fog0 a curto prazo, seguido de uma rhpida recuperagao econ6mica que levasse as taxas de crescimento do consumo a aproximar-se das projecta- das pel0 BEP, permitiria e possivelmente exigiria uma interligagao, mas as anAlises feitas na perspectiva de minimizar os custos parecem dar preferfncia ao desenvolvimento de novos aproveitamentos nos sistemas Centro e Sul em detriment0 da antecipagao de Capanda, cuja entrada em servigo nao se justificaria antes do ano 2000. 4.108 Numa rede interligada, Capanda teria dificuldade em satisfazer os crit&rios de fiabilidade (demasiada produgao concentrada num Lnico no, distante, a centenas de quilometros dos principais centros de con- sumo), pondo problemas de exploragao (as redes interligadas seriam do tip0 "longitudinal fraco" que se sabe apresentar problemas dificeis de controle de tensao e de oscilagoes dinzmicas), exigindo por vezes a abertura das linhas de interligagao ou pondo s&rias restrigoes As trans- ferfncias de potfncia %/ e ao despacho "on line" (Angola nao tem qual- quer experifncia do despacho em tempo real de centrais interligadas, geograficamente muito distantes, o qual requer comunicagoes e sistemas de controle fiAveis juntamente com pessoal altamente especializado). ComentArios Finais 4.109 Embora a informagao disponivel seja pouco consistente, a deci- sao aparentemente irreversivel de antecipar Capanda assenta em expecta- tivas profundamente optimistas sobre o desenvolvimento economico e o consumo de electricidade, numa atengao insuficiente a consideragoes de carActer economico e numa subestimagao dos encargos financeiros e das dificuldades de explorar e manter uma instalagao de tal import3ncia. Compreende-se que o Governo queira tirar o maior partido dos recursos - 34/ As situagoes de cargas baixas requerem equipamento especializado de compensagao (compensadores estAticos de pot8ncia reactiva) em dife- rentes pontos da rede e podem dar origem a uma cavitagao s&ria nas turbinas de Capanda. hidricos do pais. Todavia, este desejo nao pode concretizar-se sem gran- des investimentos no transporte e distribuigao, para alPm dos investi- mentos na produgao e tem de atender As condigoes reais de crescimento dos consumos e procurar a consequente adaptagao progressiva do sistema a essas condigoes. Duas alternativas tPcnicas poderiam eventualmente for- necer uma justificagao para a construgao de Capanda nos proximos tempos: (a) atrair investimentos estrangeiros para inditstrias energPtico- intensivas (a experisncia negativa do Zaire com a central de Inga serA um exemplo instrutivo a meditar);e (b) permitir A populagao de Luanda e arredores um acesso generali- zado A electricidade e fornecer incentives para uma reabilita- gao industrial. Enquanto a primeira alternativa permanece teoricamente em aberto, nao exige investimentos significativos em redes de distribuiqao, mas requer um periodo relativamente longo de estabilidade antes de se poder concre- tizar, a segunda exigiria enormes investimentos em redes de distribuigao (de alta, media e baixa tensdo), quer reabilitando, quer ampliando as redes actuais, encargo que as empresas e o Governo nao tFm condigoes humanas e materiais para suportar. Qdicionalmente, nao se deve esquecer a questao tarifAria, na certeza de que a inevitdvel elevagao de tarifas teria um impact0 significativo em ambas as alternativas. 4.110 Todo o problema de Capanda resulta, portanto, e basicamente, de nao existirem nem se anteverem a mPdio prazo condi~oesde desenvolvimen- to de um mercado com as dimensoes que permitam justificar o investimen- to. Neste momento (finais de 19881 estao gastos mais de 500 milhoes de dblares, existem poderosas infra-estruturas fisicas em Luanda e no local da obra, uma grande concentragao de equipamento em Capanda e os traba- lhos estao na fase crucial que precede o desvio do rio. Por outro lado, serd provavelmente impossivel obter financiamento para concluir o pro- ject~.Finalmente, existe uma estrutura t&cnica e de gestao - o GQMEK - bem dotada e implantada e cujas capacidades de realizagao devem ser plenamente aproveitadas. Por estes motivos justifica-se suspender tempo- rariamente as obras de construqao e realizar com urgsncia um estudo completo da possibilidade e consequFncias da interrupgao do projecto, das solugoes alternativas para o sistema Norte e das melhores condigoes de introduqao de Capanda (retoma da construgao civil, optimizaqao da potsncia unitdria e da sequsncia de entrada dos grupos) no context0 de um plano de expansao global e do melhor aproveitamento dos recursos existentes. No finex0 18 apresentam-se os Termos de ReferFncia para este estudo que incluiria, tambem, a preparagao de ur programa de recuperagao dos sistemas actuais. V. FLORESTAS,COMBUSTiVEIS LENHOSOS E ENERGIA DOMkSTICA R_esumo, Conclusoes e Recomendacoes 5.1 Embora as estatisticas disponiveis sejam poucas e nao meregam confianga, dois estudos recentes e as estimativas da missao permitem uma descrigao da situagao da floresta e da procura e oferta de combustiveis lenhosos, em Angola, que pode ser resumida da seguinte maneira: (a) a maior parte dos Angolanos usam lenha ou carvao vegetal para cozinha e aquecimento. Nas cidades, por&m, uma significativa minoria usa GPL; (b) o consumo global de lenha orga par 2,5 milhoes de t/ano e o de carvao vegetal por 0,5 milhoes de t/ano, exigindo uma colecta total de 6 milhies de toneladas ou 10 milhges m3 de madeira; (c) Angola possui 50 milhoes de hectares de florestas densas e mais de 55 milhoes de hectares de terras com coberto arb6reo florestal e savanas. Em conjunto, estas florestas podem produ- zir muito mais madeira, de uma forma sustentada, do que a actualmente consumida no pais; (d) dos nove milhoes de habitantes de Angola, quase metade vive em Areas onde a escassez de madeira @ mais ou menos pronunciada, quer no litoral seco, quer nas cidades do interior; (e) nas Areas de escassez, a populagao suburbana constitui o grupo mais atingido. Nao tem acesso fAcil a combustiveis alternati- vos, como acontece em muitos outros centros urbanos e, ao contrdrio da maior parte da populagao rural, nao tem florestas proximas onde possa ir buscar o seu pr~prio combustivel.Sao, outrossim, penalizados pel0 elevado prego de mercado dos com- bustiveis lenhosos: o custo, por milhar de kilocalorias Jteis, & apenas de 10 Kz no caso dos GPL, mas & 20 a 30 vezes supe- rior no caso da lenha e do carvao vegetal; (f) o quadro institucional da produgao de energia florestal & dbbil. A exploracao dos combustiveis lenhosos estA regulamen- tada pela "Direcgao Nacional para a Conservagao da Natureza" (DNACO), que emite as licenqas de corte. A DNACO, todavia, nao dispoe de recursos que lhe permitam assegurar-se de que o corte se efectiva em conformidade com as licengas emitidas; (9) a plantaqao de novas florestas nao & a melhor (mais barata) maneirz de resolver o problema dos combustiveis lenhosos. Isto resulta, primariamente, de a faixa litoral seca de Angola, onde vive a maior parte da populagao com escassez de lenha, nao ser apropriada ao crescimento de Arvores. 5.2 Aos actuais preqos relativos e consoante a situaqao em mat@ria de seguranqa, as prioridades para as acqoes a desenvolver, no dominio da energia florestal/dom@stica, siio as indicadas no Quadro 5.1. Quadro 5.1: COHBUSTiVEIS LENHOSOS - PRIORIDRDES DE RCCRO Substi tuigio Haior Helhar Produgio de eficiencia sistema de Area Acgao combustiveis dos fogies de abastec. madeira C/ paz I I 111 I IV Litaral s/ paz I II 111 IV C / paz IV 111 I I I Interior st paz IV I I I 111 F-: Hissio. 5.3 Se a reduqao da agitaqao civil for acompanhada de alteraqies estruturais na economia, tais como uma forte desvalorizaqao da moeda, que se reflictam nos preqos da energia comercial, @ provdvel que os pre- qos relativos mudem drasticamente. 0s preqos dos produtos petroliferos subirao acentuadamente, ao passo que a reduqao dos pr@mios de risco, o aumento de concorr8ncia (devido ao acesso mais fdcil) e a diminuiqao da renda econ6mica dos camionistas e dos outros empresdrios conduzirao, provavelmente, a preqos (comparativamente) mais baixos dos combustiveis tradicionais. 0 consumo de GPL poderd nao crescer tao rapidamente como no passado (embora isto nao se manifeste durante algum tempo, devido A exist8ncia de uma procura reprimida) e os combustiveis tradicionais poderao, de novo, tornar-se competitivos com os GPL (ou o querosene). As medidas para melhorar o abastecimento de combustiveis lenhosos AS ci- dades podem, em tal caso, tornar-se a primeira das prioridades, como se indicou no Quadro 5.1. 5.4 Este relat6rio propoe vArios conjuntos de actividades prioritd- rias, aos niveis nacional e regional. Quatro tsm cardcter regional, ao passo que dois t8m cardcter nacional. 0 primeiro conjunto de actividades regionais cobre as provincias da Huila e do Namibe, regiao onde a situaqao em termos de seguranqa 9 bastante boa. Inclui actividades quer destinadas a zonas urbanas, como 9 o caso do aperfeiqoamento dos fogoes, quer a zonas rurais, como B o caso do melhoramento dos sistemas de abas- tecimento de lenha e carvao vegetal. 0s outros tr8s conjuntos de acqoes cobrem Areas urbanas: um para Luanda, outro para Benguela-Lobito e um terceiro para o aglomerado urbano do Huambo. Para o caso de Luanda e Benguela-Lobito, propoe-se p6r a t6nica no aumento do uso de GPL como combustive1 dom9stico. Na capital do Huambo, a prioridade deve ser dada A produqao de fogoes aperfeiqoados. 5.5 Em apoio as actividades regionais, devem levar-se a cabo duas actividades de Smbito nacional. Uma cobre a produqao e dissemina~ao de fogoes aperfei~oados,a outra diz respeito A agro-silvicultura (trabalho de desenvolvimento inicial e experimenta~oes).As actividades enunciadas foram agrupadas nos quatro seguintes projectos: (a) um projecto-piloto em Huila-IUamibe, visando integrar as vdrias componentes da floresta~aoenerg@tica, incluindo o desenvolvi- mento agro-silvicola; (b) p r o d u ~ a ode fog6es aperfei~oados,principalmente para uso das popula~oesurbanas e suburbanas de Luanda, Benguela, Lobito e Huambo ; (c) um sistema melhorado de abastecimento de lenha, principalmente as cidades de Luanda, Benguela, Lobito e Huambo; (d) substitui~ao da lenha e do carvao vegetal por GPL, para uso domestico das popula~oesurbana e suburbana do litoral, pel0 menos ate que a situaqao se torne menos perturbada e permita nao s& melhorar o abastecimento e baixar os preFos dos combus- tiveis lenhosos, como tomar medidas de ajustamento econ&mico que faqam subir os presos dos produtos petroliferos (GPL e querosene). Consumo e Producao de Combustiveis Lenhosos Consumo d e Combustiveis Lenhosos 5.6 0 consumo de combustiveis lenhosos em qualquer pais nunca @ fAcil de medir ou de estimar com rigor. um consumo qce s e verifica em cente- nas de milhar de lares, geralmente de forma nao coordenada, a margem da economia monetaria. Atb hA pouco tempo, o que se sabia em Rngola acerca do consumo de combustiveis lenhosos era extremamente escasso. Na ausFn- cia de qualquer inqubrito, as estimativas pouco mais eram do que conjec- turas. Al@m disso, os dados disponiveis sobre a colecta de lenha re- flectiam somente os valores oficialmente registados como colecta para combustiveis, correspondendo a uma fracgao minima do total. 5.7 A informa~aoapresentada no Primeiro Semindrio Nacional sobre Lenha e Carvao Vegetal, reunido em Luanda de B a 10 de Junho de 1987, melhorou bastante a situa~ao. Integrado na preparaqao do seminArio, o Departamento d e Novas e RenovAveis Fontes de Energia (DNRFE) do Ministb- rio da Energia e Petr6leos (MEP) efectuou um inqubrito sobre combusti- veis domCsticos em sete provincias. 0 inqu@rito abrangeu 4.466 pessoas, 1.557 das quais residiam em Areas urbanas, 2.063 em Areas suburbanas e 846 em Areas rurais. Foram, alCm disso, ouvidos produtores e comercian- tes de lenha e carvao vegetal e negociantes de GPL e querosene nas mes- mas sete provincias. Em resultado do inqu&rito, obtiveram-se dados sobre o consumo m&dio por pessoa e por mgs dos quatro combustiveis mais impor- tantes (lenha, carvao vegetal, GPL e querosene), respeitantes a cada urn dos trFs estratos populacionais (urbano, suburban0 e rural), que se apresentam no Duadro 5.2. Lenha Carvio Vegetal GPL Querosene Urbana 23 10 295 1,s Suburbana 30 13 2,2 2,2 Rural 39 13 0 2,o tlCd ia 32 12 2,4 1,9 a/ Valores baseados em dados relativos a sete pr~vincias. m:DNRFE. 5.8 Segundo estes dados, a populaqao urbana consome, por habitante e por m85, 23 kg de lenha, ou 10 kg de carvao vegetal, ou 2,5 kg de GPL ou ainda 1,5kg de querosene. Trata-se de um resultado provavelmente cor- recto no que diz respeito 3 lenha, ao carvao vegetal e aos GPL, se as familias usarem qualquer destes trFs combustiveis para cozinhar. Toda- via, os dados nao parecem realistas para o querosene, usado principal- mente na iluminaqao. Al&m disso, como os dadcs foram obtidos entre o final de 1986 e o principio de 1987, nao devem incluir as necessidades de aquecimento, cujos valores mais altos sao atingidos entre Maio e 4gosto. Consequentemente, & provAvel que a m&dia anual do consumo domes- tico de energia seja superior A sugerida pel0 Quadro 5.2. 5.9 Na aus8ncia de qualquer censo populacional desde 1970, todos os dados sobre a actual populaqao de 4ngola nao passam de grosseiras esti- mativas. 4inda que possam ser razoavelmente correctos no que se refere aos totais nacionais, merecem pouca confianqa no que se refere b distri- bui~aoda populaqao pelas diferentes provincias ou mesmo entre as Areas urbana e rural. 4s estimativas mais recentes referem que entre um quarto e um terqo da populaqao vive em Areas urbanas, mas as observaqoes reali- zadas durante o inquerito apontavam para um quadro muito diferente, com metade da populaqao a viver em Areas urbanas e suburbanas. Neste relat6- rio admite-se que a popula~aose distribui da seguinte maneira: FIbsoluta (milhoes) Populaqao urbana Populagao suburbana Populagao rural Total 5.10 Com base nos resultados do inquerito do DNRFE, corriqindo (por excesso) 05 valores do consumo especifico de combustiveis, para entrar em conta com o aquecimento, e tomando em consideragdo a distribuigao estimada da populaqao, calculou-se aproximadamente o consumo aqregado de lenha e carvdo vegetal como se indica no Quadro 5.3. Quadro 5 . 3 : CUNSUMU B6RE6ADO DE LENHA E CARViO VEGETAL, 1987 Quant idade Lenha necessaria (1000 tlanol (1000 tlano) Cansumo domestico sequndo o inqueri to DNRFE -1enha 1.920 1.920 -carvio vegetal 440 3.000 Buuecimento domestico -1enha 360 360 -carvao vegetal 04 590 Indistria 180 100 Total 6.130 m:DNRFE. 0s valores indicam que o consumo agregado de combustive1 lenhoso corres- ponde a 10 milhoes de m3 solidos por ano, o que equivale a cerca de 670 kg (cerca de 1,l m3) de lenha por pessoa e por ano. 5.11 Uma verificagao da consistSncia desta estimativa mostra que ela @ razodvel. Baseando-nos num conjunto de hipoteses gerais =/,@ provd- vel que as necessidades globais do pais em combustiveis lenhosos atinjam 7,5 milhoes de toneladas, como se pormenoriza no Quadro 5.4 &/. Estes valores estao aproximadamente tie acordo com os do inquerito do DNRFE. Enquanto este registou um consumo total anual de 2,46 milhoes de tonela- das de lenha mais 0,52 milhoes de toneladas de carvao vegetal (equiva- lentes a 3,64 milhies de toneladas de madeira redonda), o Quadro 5.4 sugere que o consumo total de combustiveis lenhosos @ de 2,153 milhoes de toneladas de lenha e de 0,69 milhoes de toneladas de carvao vegetal (equivalentes a 4,83 milhoes de toneladas de madeira redonda). - 351 Primeiro, admite-se que os requisitos didrios minimos, per capita, para cozinha equivalem a 160 kcal Lteis. Sequndo, admite-se que os poderes calorificos brutos sao 5.000 kcallkg (com 5% de teor de humidade em peso humido) para o carvao vegetal e 3.000 kcal/kg (com 25% de teor de humidade em peso hbrnido) para a lenha. Terceiro, os rendimentos dos fogoes sao 15% para os fogoes a carvao vegetal e 10% para os fogies a lenha. Quarto, admite-se que se consome mais 50% de energia &ti1 do que a estritamente necessdria (ferver o arroz, em vez de o deixar cozer em lume brando, por exemplo). Quin- - to, acrescenta-se 50% sobre o total anterior, para atender a prepa- ragao de bebidas e ao aquecimento de Aqua para outros fins. Sexto, para outros usos 'da lenha, por exemplo, iluminagao ou foco de atracgao para convivio, atribuem-se 25% da energia gasta na cozinha e no aquecimento de Aqua. Sfitimo, admite-se que se usa lenha ou carvao vegetal para aquecimento ambiente, calculando-se que 4 milhoes de pessoas necessitam desse aquecimento durante quatro meses por ano: tr8s quartos usam lenha e um quarto carvao. Supoe-se que cada pessoa necessita de 1 kg de lenha ou 0,7 kg de carvao vegetal por did. Oitavo, admite-se que para usos nao domfisticos (restaurantes, pequenas industrias, fdbricas de cal, escolas, hos- pitais, etc.) se consome uma quantidade de lenha equivalente a 10% de toda a energia domestics proveniente da lenha e carvao vegetal, nas dreas urbanas, e a 5% nas dreas rurais. - 36/ Nem toda esta quantidade @ queimada sob a forma de lenha. Pelo menos alguns residuos agricolas, como os caules e os carolos de milho, acabam nalgum fog0 domestico. Em termos globais, todavia, & provavel que estas quantidades nao sejam grandes, visto que a lenha e o carvao vegetal sao considerados os combustiveis dom&sticos dominantes. iuadro 5.4: PROCURA HIPOTeTICA ANUAL DE COtlBUSTiVEIS LENHOSOS Populagao Combustivel Equivalente necessdrio anual er lenha (ailhies1 (rilhies ton) (milhies ton) Cozinha -1enha 4,3 1,55 1,55 -carvio vegetal 3,1 o,61 4,27 Ilurinagio e convivio 7,4 a/ 0,54 0,54 Aquec irento -1enha 3 4 0,36 0,36 -carvio vegetal 1,o 0,084 0,519 Total dorCstico 7,4 - 6,38 Uso industrial - (lenha) 0,18 0,18 - - Total 7,49 a/ Corbustivel lenhoso cor valor energCtico correspondente a ur quarto do combustive1 total usado para cozinha (1 kg de corbustivel lenhoso por dia multiplicado por 365 dias e por 4,3 rilhies de pessoas rais 0,36 kg de carvio vegetal rultiplicado por 365 dias e por 3,l milhies de pessoas). F a : Estirativas e cdlculos da missio. Produtao de Madeira 5.12 Nunca se realizou em Angola qualquer inventdrio florestal. De- pendendo da interpretagao dada ao termo "floresta", o pais poderA pos- suir 50 a 75 milhoes de hectares de floresta, ou seja, 40% a 60% da sua superficie. Recentemente, porem, foram efectuadas duas novas estimativas da area florestal e da pradugao de madeira. Uma delas foi levada a cabo pela empresa consultora E.T.C., como parte de um inquerito sobre os recu-os em combustiveis lenhosos de todos os paises da SADCC (ConferZn- cia sobre a Coordenagao do Desenvolvimento na Africa Austral); a outra fez parte do trabalho preparathrio para o Primeiro Seminario Nacional sobre Lenha e Carvao Vegetal, realizado em Luanda em Junho de 1987. 5.13 Estimativa por Deteccao Remota. 0 estudo da E.T.C. baseou-se nas imagens de satelite de todos os paise5 da SADCC, obtidas entre 1984 e 1986. A verificagao no terreno foi realizada para a maior parte das 26 classes de vegetagao consideradas. Relativamente a Angola, porem, esta verificagao nao se realizou. 0s resultados do estudo sobre Angola estao resumidos no Quadro 5.5. Buadro 5.5: PRINCIPAIS FORtlACiES FLORESTAIS - - Classe de Biomassa Acrlsciro Clcrlscino vegetagio Area lenhosa aPdio anual anual total em pl,por ha (ailhies ha) (ton) (tonlhalano) (milhies de ton) 1. Transigio da floresta hiaida para a floresta do tliorbo 16,0 200 690 9 6 2. Floresta densa-a1 ta e floresta do tliorbo rldia-alta 33,2 71 2,2 7 3 3. Floresta estacional do Hiorbo e Savana com arvoredo 4. Savana seca cor arvoredo caducifilio 5.0utras f lorestas abertas e forragies arbustivas 15,8 13 094 792 - - - - Total 118,7 - - 203 Hldia - 5 7 1,7 m: E,T.C., mas a rassa da vegeta~ioem pl da classe 1 foi reduzida pela rissio de 440 r3lha para o valor mais plausivel de 200 r3lha, e o acrCsciro mldio anual de 17 tonlha para 6 tonlha (ou de 3,HX para 3% da rassa em pl). Estimativa da Producao pelo DNRFE 5.14 Durante a primeira metade de 1987, o DNRFE tambbrn efectuou uma estimativa da produgao potencial de combustive1 lenhoso em todo o pais. Baseou o seu trabalho num esquema de classificagao ecolAgica elaborado por Grandvaux Barbosa em 1970, no qua1 a vegetagao natural do pais estA decomposta em 32 grupos. 0 DNRFE obteve dados actualizados sobre 21 grupos, relevantes para a produgao de combustive1 lenhoso no pais. 0 Quadro 5.6 dA uma visao global dos principais resultados. =/ Quadro 5,b: GRUPOS DE VEGETBCiO SELECCIONBDOS E RESPECTIVOS POTENCIAIS DE PRODUCiC DE LENHB Potential Potential natural de de 'Factor produgio No. do tipo produgio de total da vegetagao Srupos Area de lenha Influgncia de lenha segundo de Huaana" Barbosa vegetagio (nilhies ha) (a3/ha/ano) (nilhies m3) (ton) a/ 1.Florestas hiaidas 2,b 2.Florestas htimidas mistas 13,4 3.Florestas secas mistas 10,l 4. Fornagies do Hiombs 44,O 5.Formagoes arbustivas 10,2 b.Pastagens arborizadas 14,O 7.Savana rista e pastagens 16,5 0.Estepe 3,5 Total Media --- - - -- - - - - --- a_/Factor de conversio O,b5 F a : DNRFE. - 37/ 0 DNRFE procedeu da seguinte maneira: (a) determinou a Area coberta por cada grupo de vegetaqao, em cada provincia; ( b ) determinou a propor~ao de cada grupo de vegetaqao em cada provincia onde o po- tencial natural de produqao foi destruido pela influsncia humana; e (c) estimou a capacidade de produqao de combustive1 lenhoso a par- tir dos restantes grupos de vegetaqao, nas vArias provincias. Produtao Versus Consumo 5.15 Tanto o E.T.C. como o DNRFE compilaram balangos de produgao/con- sumo dos combustiveis lenhosos em angola. Como alguns dos dados - parti- cularmente os relativos ao potencial de produgao das florestas - sao divergentes, as conclusoes dos dois estudos sao muito diferentes. No Quadro 5.7, comparam-se os resultados para cada regiao. Quadro 5.7: POTENCIAIS DE PRODUFiO DE LENHA POR PROViNCIA Estirativa Prcdugio do potential de lenha de produgio per capita Estimativa de lenha e por ano Provincia da populagio em 1980 ETC DNRFE ETC DNRFE (milhares ton.) (toneladas) Luanda h Bengo Benjue1a Bi4 Cabinda Cunene Huambo Huila Kuando-Kubango Kwanza Norte Knanza Sul Lunda Norte Lunda Sul Halanje Itoxico Namibe Uige Zaire Total It4dia FPnte: E.T.C., DNRFE e c6lculos da nissio. 5.16 Segundo o DNRFE, tr8s provincias (Luanda/Bengo, Benguela e Huam- bo) t@m capacidades produtivas inferiores a urna tonelada de lenha per capita, ao passo que cinco (BiB, Huila, Kwanza Norte, Kwanza Sul e Ma- lanje) tFm potenciais entre uma e trEs toneladas per capita. 0 primeiro grupo de provincias, onde vivem cerca de 3 milhoes de pessoas, d clara- mente incapaz de abastecer a sua prdpria populacao com combustivel le- nhoso obtido no interior das respectivas fronteiras. 0 outro grupo, onde vivem outros 3 milhoes de pessoas, consegue fazg-lo A justa. De facto, o ddfice estimado para Luanda/Bengo, totalizando cerca de 200 mil tonela- das, vai provavelmente agravar a situa~aonas Areas vizinhas, particu- larmente no Kwanza Norte. Por outro lado, as dados do DNRFE sugerem que sd cerca de um ter~oda populasao de Angola vive em provincias com am- plas disponibilidades de lenha. Tais provincias, no seu conjunto, apresentam um excedente de produsdo, relativamente ao consumo, da ordem dos 9 milhoes de toneladas. 5.17 Comparados com as estimativas do DNRFE, os dados obtidos por deteccao remota no estudo do E.T.C. indicam um potencial significativa- mente mais elevado de producao de combustivel lenhoso, tanto a nivel macro como a nivel micro. Em mPdia, os dados do E.T.C. excedem as esti- mativas do DNRFE de um factor de 10, o que pode subestimar grandemente a escassez de combustiveis lenhosos, mas nao contradiz a opiniao de que as concentra~oes urbanas na Area litoral, comparadas com as de outras regioes, sao pobres em recursos lenhosos. 5.18 A grande diferen~aentre as duas estimativas pode ser parcial- mente atribuivel ao facto de medirem coisas diferentes. 0 estudo do E.T.C. t r a ~ a um quadro do potencial global de Angola em combustiveis lenhosos, sem se preocupar em saber se a origem do recurso cresce perto dos locais onde as pessoas vivem e se a madeira obtida P de pequena dimensbo, apropriada As ferramentas simples das popula~oesrurais, ou se & constituida por grandes troncos, praticamente inaproveitAveis como combustive1 dombstico. Consequentemente, embora seja provavelmente cor- recto que a produ~aoglobal, estabilizada, em Angola, excede os 100 milhoes de toneladas por ano, a producao anual acessivel e directamente util a popula~aodo pais P certamente muito mals baixa, porventura prd- xima dos 20 milhoes de toneladas ou ligeiramente superior. 5.19, Nenhum dos estudos, porbm, se mostra convincente ao descrever a micro-situa~aodas popula~oesa que se refere nem, tao-pouco, oferece um quadro estatisticamente rigoroso das reservas em biomassa do pais. 0 que P indiscutivel b que, de um ponto de vista global, Angola nao tem falta de "stocks" de biomassa. 0s dois estudos indicam tambbm onde se situam as Areas a bra~oscom problemas de abastecimento de combustivel lenhoso. 0 problema P crucial para dois tipos de concentra~oesurbanas: todas as existentes no litoral, particularmente Luanda e Benguela/Lobito, e os principais aglomerados do interior, em especial o Huambo. & 6bvio que qualquer tentativa de resolver o problema dos combustiveis lenhosos nestas Areas envolverA o recurso a Areas muito afastadas, frequentemente para albm da propria provincia em causa. Problemas Institucionais: Administracao do Sector Florestal 5.20 As instituigoes que, em Angola, s e ocupam das florestas e dos combustiveis lenhosos sao muito d&beis, em particular a nivel local. A DNACO, pertencente ao Minist&rio da Agricultura, dispoe apenas d e um silvicultor Angolano. Al&m dele, existem alguns estrangeiros, a maior parte Cubanos, trabalhando principalmente nas indhstrias florestais de Cabinda. Um silvicultor estrangeiro trabalha, porem, na DNACO. Naquelas provincias onde os combustiveis lenhosos sao o produto florestal domi- nante, a DNACO estd em regra representada por um t&cnico florestal de nivel m&dio, que recebeu a sua formaqao em Cuba, principalmente em sil- vicultura. Como consequ8ncia directa da falta d e fundos, a DNACO tern muito pouca influ8ncia sobre as operagoes florestais. Emite licengas de corte, tant.0 para a s indhstrias florestais como para os fabricantes de carvao vegetal, mas nao estA apta a verificar s e o s cortes de arvoredo sao de facto efectuados de acordo corn elas. Menos apta se encontra ainda para levar a cabo actividades de campo, tais como a reflorestagao. 5.21 A outra instituiqao & o DNRFE do MEP. Este departamento, criado em 1981, dispoe de um quadro pequeno mas crescente de funcionAr-ios qualificados, embora nenhum deles corn conhecimentos florestais. 0 DNRFE nao estA representado a nivel provincial. 5.22 0 DNRFE prossegue vdrios objectives, tais como a investigaqao e a transfersncia de tecnologia respeitante a novas formas de energia, renovAveis e nao-convencionais. Embora nao dispondo de quadros com for- maqao em silvicultura, o DNRFE efectuou, at& agora, o Gnico estudo digno de confianga sobre o uso dom&stico de combustiveis lenhosos. A reorgani- zagao do MEP prev8 a transformagdo do DNRFE num "instituto" separado, cujas finalidades serao principalmente a investigagao e a experimenta- gao. A saida do DNRFE do NEP deixarA este Gltimo sem nenhuma capacidade de investigaqao ou definiqao de politicas relativamente A biomassa, aos combustiveis lenhosos e A energia para uso domestico. Levou anos at& que o DNRFE conseguisse reunir um nLcleo de quadros qualificados, extrema- mente raros em Angola, e & importante que o MEP conserve alguma capaci- dade neste dominio. S e s e chegar A conclusao que a substituiqao daqueles quadros nao vai ser fdcil, & preferivel adiar a saida do DNRFE at& que estas candigoes s e verifiquem. Deve ser criada no Gabinete TPcnico, apds a sua reorganizagao, uma unidade ou divisao, encarregada dos problemas da biomassa e dos combustiveis lenhasos na energia dombstica. 5.23 Em Angola, a comercializagao e a fixagao das preqos decorrem num ambiente economico distorcido. A regulamentagao oficial sobre produqao e comercializagao de lenha e carvao vegetal existe principalmente no papel e raramente & aplicada na prdtica. 0s pregos pagos pelos consumidores excedem, frequentemente, 10 a 50 vezes os niveis oficialmente fixados. - 38/ Consequentemente, e ainda que os preqos oficials de venda a retalho da lenha e do carvao vegetal sejam de 1,2 Kz/kg e 7,5 Kz/kg, respectiva- mente, os pregos reais de mercado oscilam entre 5 Kz/kg e 300 Kz/kg para a lenha, e entre 13 Kz/kg e 600 Kz/kg para o carvao vegetal, de acordo com o inqu&rito realizado pelo DNRFE (Quadro 5 . 8 ) . Ruadro 5.0: PRECOS DA LENHA E DO CARViO VEGETAL EM SETE PROViNCIAS, 198? (Kzlkg) Lenha Carvao vegetal Provincia Urbano Suburban0 Rural Urbano Suburbano Rural Luanda - 105 235 265 330 200 Bengo - 60 - 13? 185 165 Cabinda 40 40 - ?!:I? 3 3 Huaabo 40 40 55 65 3!il 55 Huila 50 15 - 30 75 40 Namibe 20 15 - 35 35 35 lJige - 80 - 165 I60 75 w:DNRFE. 5.24 A informagao sobre os pregos dos combustlveis lenhosos, faculta- da pel0 DNRFE, constitui um grande avango relativamente A situagao ante- rior, na qua1 virtualmente nao havia quaisquer dados fiavels snbre os pregos ao nivel do consumidor. A missao tamb@m levou a cabo um pequeno inqubrito sobre os pregos do carvao vegetal e da lenha em cada um dos trFs mercados de Luanda ou das suas proximidades. 0s pregos a retalho do carvao vegetal orgavam por 500 Kz/kg em todos os trBs mercados, i.e, eram um pouco superiores aos encontrados pel0 DNRFE. A lenha era vendida a 150 Kz/kg no mercado dos arredores de Luanda e a 50 Kz/kg na aldeia de ------ -. -, ,, --. -- ... .---- =/ Ningubm sabe, realmente, por que razao se fixam oficialmente preqos para os combustiveis lenhosos. Nao estao facilmente disponiveis, nao se pretende, obviamente, que sejam respeitados e, except0 no Namibe, que se encontra numa situagao especial, sdo destituidos de significado. Cacuaco, pr6xima de Luanda. Este resultado contradiz os resultados do estudo do DNRFE tque pode conter erros), segundo o qua1 o preGo da lenha nas Areas rurais da provincia de Luanda era muito superior ao verificado nas Areas suburbanas. 5.25 0 sistema de abastecimento de carvao vegetal e lenha a Luanda & ma1 conhecido. Em teoria, as pessoas ou organizagoes, que queiram entrar no mercado dos combustiveis lenhosos, t8m de obter da DNACO uma licenga de corte. Na realidade, tais licen~asfuncionam, muitas vezes, como autorizagoes para fazer passar a lenha e o carvao vegetal atraves dos postos de fiscalizaqao situados nos arredores de Luanda e noutras cida- des e vilas. Due isto se passa assim, prova-o o facto de o volume de lenha cortada ao abrigo de licenqas oficiais nao passar de 150.000 m3, enquanto os cortes totais sao da ordem dos 10 milhoes de m3. 5.26 Nem toda a diferenga entre os cortes totais e os cortes autori- zados & ilegal, porque o corte de lenha e a produqao de carvao vegetal para auto-consumo sao permitidos sem exiggncia de licen~a.Existem pro- vas de que uma propor~aosignificativa do carvao vegetal comercializado em Luanda atravessa os postos de fiscaliza~aosob o disfarce de "auto- consumo". Pequenos negociantes viajam entre o centro de Luanda e Viana (terminal dos combustiveis lenhosos, jA para al&m dos postos de fiscali- zasao de Luanda), transportando somente dois sacos de carvao por pessoa e por viagem e declarando, ao atravessar aqueles postas, que o carvao que transportam se destina ao seu consumo caseiro. 5.27 Com base nos dados reunidos pel0 DNRFE, os custos dos vArios combustiveis usados para cozinha sao, aproximadamente, os que mostra o Duadro 5.9. Ruadro 5.9: CUSTOS COHPARADOS DO US0 DE L?UATRO COnEUSTiVEIS DDHtSTICOS RA COZINHA 51 Prego Poder Estimativa Custo efectivo calorific0 da eficihcia do calor Stil Combustive1 Kzlkg kcallkg do uso final Kz11000 kcal Lenha 45 3.500 10% 130 Carvio vegetal 180 5.000 15% 240 6PL 60 11.000 55% 10 herosene 135 9.000 40% 38 &I 0s prqos dos corbustiveis sio pregos mCdios. F-: DNRFE e c4lculos da rissio. 5.28 Em m@dia, a estrutura de pregos dos combustiveis para cozinha estA fortemente enviesada em favor das familias que t6m acesso aos GPL ou ao querosene, i.e., principalmente aquelas em boa situagao economica e que vivem nos centros urbanos. Consequentemente, as medidas de politi- ca visando o aumento dos preqos relativos dos GPL e do querosene afecta- rao principalmente essas mesmas familias. 0 carvao vegetal, por outro lado, @ o combustive1 dom@stico mais dispendioso utilizado pela populagao urbana. VS-se, claramente, que os termos de troca entre combustiveis comerciais (GPL, querosene) e combustiveis lenhosos nao reflectem a respectiva escassez relativa. Reflectem, antes, o facto de os combustiveis serem realmente fornecidos a dois mercados diferentes (o oficial e o paralelo), nos quais o poder de compra do Kz varia conside- ravelmente. O r ~ a n i z a ~ o ede Fornecedores de Combustiveis Lenhosos s 5.29 Na maior parte dos casos, os proprietdrios dos meios de trans- porte ocupam uma posigao chave no que respeita A exploragao da madeira, A sua conversao em lenha e carvao vegetal e ao seu transporte para Areas urbanas. 0s proprietArios dos camioes contratam trabalhadores para cor- tar e rachar madeira e para produzir carvao vegetal. Em certas Areas do pais, por&m, por exemplo na provincia do Namibe, os trabalhadores locais formaram cooperativas, que solicitam licengas de corte, produzem lenha e carvao vegetal e os transportam para os centros de consurno. Como a coo- perativa @ formada por habitantes da localidade autorizados a operar numa Area especifica, eles serao os primeiros a ter interesse em conse- guir uma produsao estabilizada de lenha. Podem, portanto, respeitar certas restrigoes, tais como dizmetros minimos da madeira a cortar, proibigao de cultivar as Areas exploradas, obriqasao de efectuar ope- ragaes de reflorestagao, etc.. & tamb@m bastante fAcil supervisar um numero limitado de cooperativas, cada uma operando em determinada Area. A fim de melhorar o abastecimento de combustiveis lenhosos, as coopera- tivas podem ser uma opsao nas zonas onde as condiqoes de seguranga as tornem viAveis e os problemas nao sejam excessivamente s@rios, como acontece no Namibe. Noutros locais, os proprietArios privados de camioes, recorrendo a trabalho assalariado, continuarao a satisfazer a maior parte das necessidades. Embora nao seja possivel fazS-lo actual- mente, esses empresArios privados deverao ser fiscalizados mais aperta- damente, de mod0 a qarantir que se cumprem regras minimas, permitindo a regenerasdo das florestas e, consequentemente, mantendo estdvel a produsao de lenha. Problemas e Recomenda~oes 5.30 Em compara~aocom a maior parte dos outros paises da Africa sub- saariana, os recursos de Angola em lenha sao grandes, particularmente se os relacionarmos com a populagao. Consequentemente, para uma fracgao significativa dos seus habitantes nao existe um problema sgrio de com- bustiveis lenhosos. A maior parte das florestas estA submetida a um grau de exploraqao, para produqao de combustivel, muito inferior As suas taxas de crescimento. Todavia, todos os aglomerados urbanos do litoral e as principais cidades do interior lutam com problemas de escassez de lenha. 5.31 Embora nao existam estatisticas dignas de confianqa, cerca de tr8s milhoes de pessoas vivem em Areas litorais, relativamente secas, onde escassa a oferta de combustiveis lenhosos. Certas comunidades dispersas de pescadores e agricultores ainda conseguem obter o combusti- vel de que carecem extraindo-o das matas locais, mas a maior parte dos aglomerados & forqada a procurd-lo em Areas consideravelmente distantes. No interior, principalmente na cidade do Huambo e noutras capitais de provincia, cerca de um milhao de pessoas sentem falta de lenha. Assim, perto de quatro milhoes de pessoas, i.e., quase metade da populaqao, vivem em Areas onde a escassez b mais ou menos pronunciada. Se nao forem tomadas medidas sbrias, o problema tenderA a agravar-se, A medida que progrida a emigraqao para o litoral e os principais centros urbanos. 5.32 As caracteristicas da oferta e da procura de combustiveis lenho- sos sao completamente diferentes no litoral e no interior. Em primeiro lugar, as condiqoes naturais nas Areas secas do litoral sao muito menos favordveis ao crescimento das Arvores do que nas Areas htimidas do inte- rior. Significa isto que, nas primeiras, a quantidade de le~ihaproduzida por unidade de superficie b muito menor, tanto actualmente como depois de possiveis operaqoes de reflorestagao. Em segundo lugar, o acesso a fontes ~lternativasde energia dombstica, principalmente GPL e querose- ne, b muito mais fdcil no litoral do que no interior. 5.33 A curto prazo, os problemas de seguranqa restringem fortemente o movimento de lenha das regioes ricas (em lenha) para as regioes pobres. Quando essa situaqao melhorar, b provdvel que a fraqueza institutional do sector florestal se torne o principal estrangulamento a um melhora- mentp rApido da situaqao. Consequentemente, a discussao das possiveis actividades visando esse melhoramento deve ser dividida em duds partes: acqoes que podem ser levadas a cabo nas actuais condiqoes de seguranqa, e ac50es que requerem acentuadas melhorias nessa situaqao. As duas si- tua~oessao abreviadamente referenciadas como "com paz" e "sem paz". As prioridades de acqao estao resumidas no Guadro 5.10. Accoes Uue Podem Ser Empreendidas Na Presente Situagao "Sem P3z" 5.34 Como o problema b diferente do litoral para o interior, as duas Areas serao abordadas separadamente. Serao discutidas apenas as activi- dades explicitamente relacionadas com as Areas com problemas: a faixa litoral e os grandes aglomerados urbanos do interior. Isto nao implica que tudo corra bem para os quatro milhoes de pessoas que se calcula viverem no campo, mas somente que os principais problemas dos combusti- veis lenhosos se situam noutras zonas. De qualquer modo, tambbm nao ha informagdo disponivel sobre a situa~aoenergPtica global nos meios ru- rais e seria necessario urn extenso inqu&rito para a obter. Guadro 5.10: LISTAGE8 DAS ACTIVIDADES PRIORITARIAS Substituigao lalor lelhor Produ~aa de rendi~ento sisteaa de de combu;t iveis dos feg6es abasteciaento madeira Litcrai I II !I: IV SEP~P32 Interier iV ! II III -- - - - Litoral II II! I I V Con Fai Interior IV I11 II I --- -~ - - p~- N&: Embora nio indicadas como actividades distinta~,o fortaleciaento institutional e a assist@niia tecnica tornar-se-io muita mais ur- gentes e ispo~tantesquande a pa2 voltar. 0 Litoral: "Sem Paz" 5.35 Podem encarar-se diversas acqdes alternativas para melhorar a situaqao. Incluiriam as sequintes: - Recurso crescente a combustiveis distintos da lenha e do carvao vegetal (substituigao). - Uso mais eficiente da lenha e do carvao vegetal. - Melhoramento no actual sistema de abastecimento. - Estabelecimento de plantagoes florestais. ( a ) Recurso crescente a combustiveis distintos da lenha e do carvao veqetal. Nas cidades e vilac do litoral, ja se encontra bastante espalhado o uso dos GPL como combustive1 para cozi- nha. Trata-se, para a populacjao, de uma opgao muito atraente. 0 seu custo mPdio, segundo o DNRFE, P apenas de 60 Kz/kg tem- bora o prego da venda oficial ao public0 seja de 15 Kz/kg), i.e., mult,o menos, pcr unidade de energia u t i l , do que a lenha ou 3 c a r v a ~vegetal, cu.ios pregos mgdios de venda sSo, respec- tivamente, d e 45 Kz/kg e 180 Kz1L.a. Nas Areas litorais, os GPL poderiam tornar-se urn combustive1 domPstico ainda mais impor- tante 39!,mesmn que o seu preGo subisse consideravelmente. tk provdvel que os principais problemas passassem a ser a escas- sez de Dotij3~e fogoes e, poscivelmente, as dlficuldades finsnceiras das familias pohres na aquicigan inicial das boti- jac. 0 baixo custo do quernsene comp3ra-ce ao dos GPL. Est.3, porem, muito menos espalhado como combustive1 para cozinha e a sua rede de distrihuiqao estA muitc menos desenvolvida. ?or outro lado, a sua dlstribuiqao levanta menos problemas t&cnicos. A utilizacso mais importante do quercsene @ talvez para iluninaqag nas habitaqcec rut-ais. 4 comparaqao economics entre o uco do qcerosene e dos GPL na energia dombstica n foi feita. (b) Use maic eficiente d.3 lenha e do carvao veqetal. Presentemente a lenh3 t? quasf qeneralizadarneqte ouei,r2adaem fogoes de trSs pedras ccm rendinento termico multo baixo, PI-ovavelmente cerca c?e 10%. 0 carvao vegetal P queimado em simples f o g ~ e s quadradoz, metAlicoc, corn rendimento A volta dos 15%. Existe, obviamente. margem para o nelhoramento dos fog~es, tanto de lenha como de carvao vegetal. PA tambem algumas variedades locais de fogoes aperfeiqoados, que poderiam servir para de- monstr-agSo ou como ponto de partida p3ra a concepqao de mode- 10s mais eficientes. ( C M~hcramento no actual sistema de a,bastecimento. 0 actual sistema de abastecimento n30 & bem conhecido, j que estA organizado i~fcrmalmente,ocupando os proprietAr ios dos meios de transporte uma posigao chave na sua qcalidade de detentores das :ic~?nt;as de carte. No Namibe, onde a situagSo qua!ito A seguranga I+ muito melhor do que a media. os produtorec de car- vao vegetal formaram cooperativas que, por 511avez. ontiveram llcengas de corte e organizaram o transpcrte do carvao at@ a05 centros de colisumo. Onde for possivel, estas cooperativas sao recornendadas. Urn nbmero limitado de cogperativas de pro- dutores de carvao constitui um grupo mais facilmente gel-ivel do que um g r a ~ d enjmero de proprietdrios de camioes, de agri- cultores produtores de c a r v a ~e de t:rabalhadores nao organiza- dos. As cooperativas poderiam conseguir apoios de vArias espe- cies (ferramentac, etc.), a titulo de compeiisa~ao pela - 39/ Consomem-se actualmente cerca de 30.000 toneladas de GPL, sooretudo e m Luanda e noutras cidades 1 i torsi:;. obrigacan de cumprir certas regras de conservagao. Tais regras consictiriarn principalmente em principios de explo\-aqao flo- restal e de gestao dos corteE, destinados z garantir uma pro- dugao tie lenha estabilizada. (d! Estabelecimento de p1anta~Oes~florestais.A proposta de esta- aelecer plantagoes florestais seria absurda para as Areas litorais de Angola. Se se pretendesse que ficassem proximas do5 consumidores, o respectivo estabelecimento nas Areas lito- rais Aridas seria tecnicamente dificil e dispendioco. Alem disso, o crescimenta das drvores seria lento, o que originaria rotaqoes lorgas e baisas produ~oes,fazenda aumentar os cus- tos. Relativamente a plantagoes nas Areas do interior himido, as grandes distsncias poderiam anular as condigoes de cresci- mento mais vantajosas. Alem dissn, a situagao geral quanto A seguranga tornaria dificil e caro o estabelecimento e gestao de plantaqdes florestais. 0 mesmo se pode dizer relativamente ao transporte da prodcr~ao.Finalmente, naquelas Areas onde seria de esperar que a plantagdo de florestas originasse ele- vadas produgces, jA existem, muitas vezes, florestas naturais susceptiveis de exploragao. Com esta exploragao evitar-se-ao o investimento inicial e o prazo de cinco a dez anos at@ ao inicio dos primeiros ccrtes. OInterior : "Sem Paz" 5.36 No interior, onde cerca de um milhao de pessoas vive em Areas onde a madeira & escassa, a substituigao de lenha e de carvao vegetal por outros combustiveis, principalmente GPL, t2 muito menos atraente. Em vez desta opgao, as seguintes (indicadas por ordem de prioridade) pare- cem ser as mais apropriadas: - Uso mais eficiente da lenha e do carvao vegetal. - Melhoramento no actual sistema de abastecimento. - Melhor aproveitamento das plantagoes florestais existentes ou estabelecimento de novas plantagoes. - Melhor abastecimento dos combustiveis modernos (querosene, GPL ). (a) U x mais eficiente da lenha e do carvdo veqetal. Nas cidades do interior (Huambo e outras capitais de provincia) os fogoes de trss pedras a lenha e os fogoes metAlicos , simples, para carvdo vegetal sao de uso generalizado. Tal como nas Areas litorais, existe margem para introduzir aperfei~oamentos. i b ) M~ikol-a~!~entc. act1.!~41slstera de abastecimentos. A __ _ . i.r~ __ distzncia mCdi das florestas ;-I r e t-&?,;ncl- to d e r:ornbc;-,ti \lei5 lel-;hoses e:iiite~-ltec:!-idtlir-ais cil p!anta( 2:sE'Q g ? 0 ) L Q) 0 0 - t t .- c u - m Q ) Q ) O - U W L P k o t o a v a c 'n E E 18 'n $ w a r n .- t u t t m m c c - .-u' n ' n QL) QO) n Q C i V : s a v m L L O t t * - Q) m m m .E .E 8 Q) m m w 1 . - 0 c . - a ;I m n c - c m o m - .-m t t m 4 'nu,? .. - m m s t r ~ - ' n o c ~w w O D N m O ' n 9 0 . - t . . . - a t. c m l % A ; ; , : ~ " I ~ : B P I Z ~ Sm ~O ,\, l 1 O 1LL Anexo 2 Pdgina 1 de 9 INSTITUI(j6ES DO SECTOR ENERGgTICO 0 Ministdrio da Energia e Petrdleo (MEPI 6 a principal entidade governamental responssvel pel0 desenvolvimento e execut$o das politicas nacionais do sector energdtico. Na prdtica, trata dos aspectos principais das indiistrias de petrdleo, gds e electricidade. As responsabilidades principais do MEP incluem: (a) a preparagHo do Plano Nacional do sector energdtico; (b) a supervisHo da SONANGOL e das empresas piiblicas de electricidade; (c) a promog30 e a coordenaqao das actividades de forma~Ho do sector; (dl a implementagao da cooperagHo tdcnica internacional. 0 actual Ministdrio teve a sua origem na fusgo do Ministdrio da Energia e do Ministerio do Petrdleo - duas entidades separadas criadas em 1976 - efectuada em 1984. Em 1987, o MEP foi reorganizado em quatro gabinetes com responsabilidades funcionais sobre os subsectores da electricidade e do petrdleo: Planeamento, Tecnologia, Juridico e Recursos Humanos. Para aldm destes quatro Gabinetes, os Departamentos de Fontes de Energia Novas e Renovdveis e do Or~amento permanecem sob a supervisHo directa do MEP a um nivel administrative inferior. Dentro do MEP, o Departamento Nacional de Transforma~Io6 o organism0 responsdvel pela coordena~Ho e supervisHo da ind6stria de refinagHo. 0 comdrcio externo e interno de petrdleo bruto e de produtos petroliferos esti sujeito A fiscaliza$Ho do Departamento de Comercializa$Ho Externa. As funt$ies destes dois Departamentos (que continuam a existir apesar da reorganizagHo) serHo redistribuidas pelos Gabinetes na devida altura. 0 MEP nHo participa da gestzo didria do sector mas estabelece as directrizes a serem seguidas pelos organismos encarregados de executar as politicas. Na pigina seguinte 6 apresentado um organigrama do Ministdrio. Anexo 2 Pagina 2 de 9 [*[ GABiNETES Desenvolvimento de Ener i a I I 1 - l--- Electricidade ReguIamenta~loe 1Estidosl Econiwnicos Actividade Externa 1 1Contabi l idade [ I ( mio-de-obra 1 Investimento e Forma~io Desenvolvimento prof i s Energia Novas - Fonte: MEP Anexo 2 PQgina 3 de 9 PRODUTOS PETROL~FEROS 0 MEP tem certas responsabilidades de gestlio especificas dentro do subsector petrolifero: (a) autorizar a abertura de blocos para concurso; (b) aprovar programas de desenvolvimento; c) autorizar o comego da produg80; (dl regulamentar os niveis de produsHo dos campos; (el autorizar a queima de gds natural em casos especiais; (f) estabelecer os pregos do petrdleo bruto para fins de tributaggo; (g) apreciar os programas de investimento da SONANGOL e as contas das companhias estrangeiras. A Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola (SONANGOL) 6 uma companhia estatal criada em 1976 como brago empresarial do governo, cabendo-lhe como responsabilidade principal dar seguimento As politicas do sector petrolifero. A sua estrutura baseia-se na da ANGOL, a dnica empresa portuguesa com interesses na irea do petrdleo em Angola e que foi nacionalizada depois da independ6ncia. A SONANGOL 6 gerida por um Director Geral que reporta ao MEP e por tr6s Directores adjuntos encarregados respectivamente dos Hidrocarbonetos, da DistribuigHo, e da AdministragHo e Finangas. 0 Director adjunto dos Hidrocarbonetos supervisa quatro departamentos: Explora~Bo,Produ~aoe Reservas, Administrativo e Finangas e um quarto departamento que se ocupa dos transportes a6reos para as companhias petroliferas. 0 Director Geral dirige directamente uma unidade responsive1 por Negociag8es. A principal fungao da SONANGOL consiste em fiscalizar o funcionamento de todas as campanhias petroliferas estrangeiras. Faz recomendagUe6 ao governo quanto Bs ireas que devem ser abertas B prospecgao, conduzindo o process0 de 1icita~Zlo e as negocia~tles. A SONANGOL reve as propostas das compnnhias e, uma vez comegadas as Anexo 2 Pdgina 4 de 9 actividades, discute programas de trabalho e orGamentos e fiscaliza act ividades. Para alCm das actividades de prospecpo e de produGHo, a SONANGOL C responsdvel pela distribui~Boe comercializa~80 interna dos produtos. Para isso, detCm e explora urna rede de instala$des de armazenamento espalhada pel0 pais e mantCm urna pequena frota de petroleiros e urna frota considerdvel de cami8es-cisterna. A SONANGOL associa-se a companhias estrangeiras qualificadas de mod0 a obter os recursos financeiros e tCcnicos destinados B prospec~Ho, desenvolvimento e produ~80. Essas associa~tfestomam urna das duas formas seguintes: (a) Joint Ventures, nas quais tanto a SONANGOL como as associadas partilham os investimentos e recebem o petrdleo produzido, de acordo com a percentagem da sua participa~80. As empresas estrangeiras pagam impostos e "royalties" sobre as suas quotas de participa~Ho na produ~80. A SONANGOL paga impostos ao Governo e estd sujeita A mesma regulamenta~Ho sobre divisas estrangeiras que a que rege as companhias petroliferas. (b) Acordos de Produ~Ho Partilhada (Production Sharinq Agreements), em que as companhias funcionam como contratadas da SONANGOL, financiando o custo integral do - investimento de prospecqHo e desenvolvimento e sendo compensadas com urna percentagem do petrdleo produzido. 0s custos do investimento das companhias sHo recuperados atravds do "petrdleo custo", estabelecido numa propor~Ho fixa (normalmente 50%) da produ~Hoe os impostos incidem sobre o "petrdleo lucro". 0s depdsitos de hidrocarbonetos declarados sem valor comercial s8o propriedade do Estado e revertem a favor da SONANGOL. A SONANGOL tern urna "joint venture" com a STINNES, empresa de cornercializa~Hode petrdleo da RFA, que trata de todos os assuntos relativos exportas80/venda e i m p o r t a ~ ~ o / a q u i s i ~deo produtos ~ petroliferos de Angola. Na sua qualidade de sdcia da explorasHo, a SONANGOL financia a sua quota dos programas de investimento nas actividades "offshore" e "onshore" efectuadas pela CHEVRON em Cabinda, pela FINA no "onshore" de Angola e pela TEXACO no Bloco 2. Detbm direitos de fiscaliza~80 mas urna limitada capacidade operacional no dia a dia daquelas associaqtfes. Anexo 2 PQgina 5 de 9 Hi um caso especifico em que a SONANGOL actua indirectamente como operadora. A Empresa de Servi~osPetroliferoe de Angola (SPA) d uma empresa de econmia mista criada para explorar o Bloco nQ 4. OB seus ~roprietiriossgo: a SONANGOL (5121, a BRASPETRO (24,5%) e a PETROFINA (24,521, contribuindo cada companhia para a gestao e dotasHo de pessoal da companhia exploradora. A FINA Petrdleos de Angola (FPA) 4 essencialmente uma companhia privada dentro da inddstria petrolifera. 0 capital pertence em 55,6% B PETROFINA, 11,1% ao pdblico e 33,3% ao Governo. As acs8es do Governo s8o descritas como "nHo participantes" (non-participating), ngo lhe conferindo qualquer parte nos lucros. A FPA tem direitos em dois Blocos, actuando como operador dos jazigos do Kwanza e do Soyo em nome dos seus parceiros de "joint venture" - SONANGOL no Kwanza, SONANGOL e TEXACO no Soyo. A FPA possui e opera a refinaria de Luanda que C o principal abastecedor em produtos da SONANGOL, quer para o mercado interno, quer para exportasHo. Pelos padrues internacionais, a refinaria C uma explorasgo de custo elevado. Funciona num sistema de "cost-plus" para fixasgo dos presos B porta da refinaria. Todos os custos de funcionamento, reintegrapes e margens de lucro autorizadas eHo recuperados e nHo existe nenhum incentivo A minimizasgo de custos e optimiza~80 da explorag80. ENERGIA EL~CTRICA 0 MEP tutela as principais empresas que actuam no subsector da energia elCctrica: (a) Empresa Nacional de Electricidade (ENE). Criada em 1980 com o objectivo de se tornar a dnica empresa nacional de electricidade, encarregada da produ~80, transporte e distribuisao de electricidade em mddia tensgo em todo o pais. Depois da independencia, a ENE recebeu os activos da Junta Provincial de ElectrificasHo de Angola (JPEA), representada pel0 sistema Sul. A instalas80 principal d a central hidroeldctrica da Matala no Rio Cunene. 0 sistema tambdm inclui a barragem do Gove, a montante, e uma central a diesel no Namibe. Para alCm de virios sistemas isolados, a ENE explore igualmente o sistema Anexo 2 PQgina 6 de 9 Centro. 0 sistema baseia-se em duas centrais hidroeldctricas localizadas na parte ocidental do Rio Catumbela no Lomaum e no Bi6pio e em duas turbinas a gQs (funcionando a gasbleo) no ~ i d p i oe no Huambo. (b) Sociedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendimentos Ultramarinos (SONEFE). Esta empresa tem a seu cargo a produqHo e transporte no sistema Norte, o mais importante do pais. A empresa abastece directamente cerca de 300 consumidores industriais em alta e mddia tenslo, utilizando o potencial dos rios Kwanza e Donde e duas turbinas a gls alimentadas com Jet-B. A central de Mabubas, que tambdm faz parte do sistema, est6 encerrada para reabilitaqgo at6 final de 1988. A SONEFE nHo tem um departamento de explora~lo centralizado e esti organizada em cinco departamentos: a) Finanqas e PlanificaqHo, b) Estudos, Projectos e Obras, c) Aprovisionamentos e Armazdns , d) Recursos Humanos e e) Serviqos Administrativos. c) Empresa de Electricidade de Luanda (EDEL). A empresa tem a seu cargo a distribuiqBo de electricidade em mddia e baixa tenslo na Area urbana de Luanda. Autdnoma desde 1980 e com o estatuto legal s6 recentemente clarificado, continua separada da ENE dada a importsncia e o volume dos seus serviqos. (d) Companhia de Electricidade do Lobito e Benguela (CELB). A CELB tem a seu cargo a distribuiqHo de electricidade no Lobito e em Benguela. Nacionalizada em 1982, continua um organism0 de gestHo distinto e separado e os seus activos ainda nlo foram integrados na ENE. (e) Gabinete de Aproveitamento do Mddio Kwanza (GAMEK). 0 GAMEK foi criado em 1982 com o objectivo imediato de coordenar e supervisar o trabalho a ser efectuado em Capanda e de definir um plano de desenvolvimento para o Mddio Kwanza. A longo prazo, tornar-se-Q responsQve1 por todos os trabalhos relacionados com a exploraqHo dos recursos hidricos da bacia do ~ d d i o Kwanza e com quaisquer novos investimentos significativos na Area da produqHo hidroeldctrica no sistema Norte. Anexo 2 Pigina 7 de 9 GAS NATURAL Um grupo de trabalho de dimensso limitada, ligado ao Departamento de Produ~Sode PetrbleoIGestSo de Reservas da SONANGOL trata especificamente dos aspectos de oferta da inddstria do gds. Nesse contexto fiscaliza os estudos de avalia~Ho e de viabilidade, solicitados pelas companhias petroliferas que operam em Angola ou apresentados por companhias e consultores estrangeiros. RECURSOS FLORESTAIS / COMBUSTfVEIS LENHOSOS 0 Minist6rio da Agricultura tem um Vice-Ministro encarregado dos recursos florestais, mas nHo existe um departamento florestal autbnomo. Dentro do MinistCrio, a Direc~Ho Nacional para a Conserva~So da Natureza (DNACO) 6 o organism0 responsive1 pela regulamenta~So da explora~Hode lenha. Tem representa~8esprovinciais e emite licen~asAs partes interessadas em empreenderem actividades de produ~Hode lenha. 0 Departamento de Novas e Renovdveis Fontes de Energia (DNRFE), dentro do MEP, foi criado em 1981, sendo essencialmente um corpo de investiga~aosem representa~Hoprovincial a nivel de actua~So no terreno. 0s seus principais objectivos sHo o desenvolvimento e transferencia de tecnologia no Pmbito das fontes de energia novas, renoviveis e nHo convencionais. - Anexo 2 P6gina 8 de 9 EMPRESA NACIONAL DE ELECTRlC lDADE . ORGANIGRAMA ES'TRUTURA CENTRAL ACTUAL Y Director Geral I I l ~ i r e c t o rAdjunto I 1 Director ~ d j u n t o l Diregio Planemento Administratlvo RegionaI -I- - Norte - t-= Centro NormaIia 50 1Jurfdico I lnventbrlos t l Planeamento e I Recursos Hurnanos Ava Iiag5o e Control o J Novas Tecnolog ias 1 -a/ Carbcter temporbrio relacionado com a recuperag80 da central hidroel&ctrica de Lomairm. - Fonte: ENE. Anexo 2 Page 9 de 9 PROPOSTA M ORGANIZACAO PARA 0 SUBSECTOR ELECTRIC0 ORGANIGRAMA Coordena~go e Planeamento * Gab i netes I Apoio Tecnico I+Departamento Centrais de Planeamento D i r e c ~ 6 e s Sistema Operacionais E l e c t r l c o E l e c t r i c o 1 I Slstemas lsolados 1 Annexo 3 P'agina 2 de 7 BALANP COMBUSTlVE 1S - LENHOSOS LENHA Consumo m i l hares milhares ton./ano de tep Urbano 72 24 P e r i f e r i a urbana Rural Aquecimento a/ 360 122 I n d k t r ia b/ 180 61 - - Tota is 2.402 816 Factor de convers-m: 0,34 tep/ton. de lenha. -a/ Aproximadamente 3 m i l h b s u t i l i z a m 1 kg/d durante 4 meses. 3 x 1 x 4 x 30 = 360.000 toneladas. Convers-m: 360 x 0,34 tep/ton = 122.000 tep. -b/ A u t i l i z a b industrial de lenha e equivalente a: 10% de lenha nas 'aeas urbanas e da peri f e r i a urbana, e 5% de lenha nos lares das zonas rurais. PWULAQIO: Urbana 2.5 m i l h k s P e r i f e r i c o u r b a n a 1.5miIh-bs Rural 5.0 mi lhks Total 9.0 m i 1 h-?es Anexo 3 PQgina 3 de 7 BALANCO DE COMBUSTIVEIS LENHOSOS CARVAO VEGETAL Consumo milhares de tep milhares tons./ano Urbano Periferia urbana Rural SUB-TOTAIS Aquecimento a/ TOTAIS Factor de conversHo: 0,69 tep/ton. de carviio. -a/Aproximadamente 1 milhHo utiliza 0,7 kg/d durante 4 meses. 1 x 0,7 x 4 x 30 = 84.000 toneladas. ConversHo: 84 x 0,69 tep/ton.= 58.000 tep. Quantidades de carvao por tep de lenha (7 kg de lenha equivalem a 1 kg de carvHo). CARVAO LENHA milhares de ton. milhares de ton. milhares de tep Urbano 115 805 273 Periferia urbana 103 721 245 Rural 226 1.582 538 Aquecimento 84 TOTAIS 528 Factor de conversiio: 0,34 tep/ton. de lenha. Logo, sHo necesshrias 1.256 tep para produzir 364 tep de carvao. Donde, produs30 total de combustiveis lenhosos: milhares de tep Lenha 816 CarvHo 1.256 Anexo 3 PQgina 4 de 7 BALANCO DE GAS NA'iURAL Produ~Zo(1986): 379 mmpcd. 1 p6 c6bico = 0,0283168 m3 Poder calorifico do gis natural: 8,9 x lo3 kcal/m3 379 x lo6 ft3 x 365 dias = 138.335 x 106 p3fano 138.335 x lo6 x 0,0283168 = 3.912,20 x 106 m3 Poder cal6rifico: 8.9 x lo3 x 3,912.20 x lo6 kcal = 34,863.12 x lo9 kcal 10.6 x 106 kcal = 1 tep 1 x 34,863.12 x lo9 kcal ........................ --3,417.9 x 103 tep 10.2 x lo6 kcal Igual a = 3.418.000 tep Consumo (1986): 191 mmpcd. Logo, montante de g6s natural queimado: (379-191) mmpcd = 188 mmpcd 188 mmpcd x lo6 x 365 x 0.0283168 x 8.9 x lo3 x 1 ........................................ = tee 10.2 x 106 Igual a 1.695.000 tep Anexo 3 PQgina 5 de 7 BALANCO DA ELECTRICIDADE HIDRICA Sistemas - GWh Norte Centro Sul 56 Total ProduqZo 691 1 MWh = 859.845 kcal Igual a 58.250,28 tep, or 58,000 tep Sistemas - GWh Norte 21 Centro 41 Sul 0 Total ProduqPo 62 1 MWh = 859.845 kcal Igual a 5.226,51 tep, ou 5.000 tep Anexo 3 Pdgina 6 de 7 CONVERSAO EM ENERGIA PRIMARIA Hidrica Factor de converslo: 0,25 tep/MWh. 691 x 103 x 0,25 = 172,75 x 103 tep = 173.000 tep Tkrmica Factor de converszo: 1 MWh = 0,248 tep corn rendimento de 34%em produqzo t6rmica (petrhleo). 62 x lo3 x 0,2248 = 15,3 x 103 tep = 15.000 tep Total da Produqzo de energia elkctrica (hidrica + tkrmica) (173.000 + 15.000) tep = 188.000 tep Perdas na Converszo Perda na conversZo (hidrica) + na converszo (tkrmica): [ (173.000 - 58.000) + (15.000 - 5.000) 1 tep = 125.000 tep Perdas no Trans~ortee Distribuiczo Produqzo total: 753 GWh. 22%de perdas no transporte e distribuiqio. 753 x 0,22 = 165,66 GWh ----------------------------------------- 165,66 x lo3 MWh x 859.845 x lo3 kcal x 1 10,2 x lo6 kcal Igual a 13.964,89 tep, ou 14.000 tep. Anexo 3 PQgina 7 de 7 BALANCO DO PETROLEO Milhares Factor Milhares de ton de Converslo de tep PRODUCAO Bruto IMPORTACOES Jetfuel Gas6leo GPL EXPORTACOES PRIMAKIAS Bruto (12.637) 1,OO (12,637) GPL (166.782) 1,06 (176,788) REFINACAO Jetfuel 171.064 1,02 174,485 Petr6leo Bruto (1.452) 1,OO (1,452)a/ - Fuel6leo 685.767 0,96 658,336 Gas6leo 347.288 0,99 343,815 ~asolina/~afta 126.146 1,03 129,930 Querosene 35.637 1,Ol 35,993 GPL 18.690 1,06 19,810 USOS PARA FINS NAO ENERGETICOS Asfalto 7.253 0,99 7,180 Bruto 45.452 1 ,00 45,452 EXPORTACOES SECUNDARIAS Gas6leo 5.642 0,99 5,585 ~asolina/~afta 11.544 1,03 11,890 Fuel6leo 528.766 0,96 507,615 VENDAS BUNKERS Jetfuel 28.920 1,02 29,498 Fuel6leo 2.600 0,96 2,496 Gas6leo 5.850 0,99 5,791 VARIAGAO DE STOCKS +/(-I Jetfuel 4.222 1,02 4,306 Petr6leo 33.277 1 ,OO 33,277 Fuel6leo (35.201) 0,96 33,792 GPL (9.621) 1,06 (10,198) Gas6leo (7.461) 0,99 (7,386) Gasolina/Nafta (10.492) 1,03 (10,806) Querosene 10.673 1,Ol 10,779 -a/Valor excluindo asfalto, ou seja (1,452- 7) = 1.445 milhares de tep. .- Q I a u - I a3 \ \ U O ~ I m m t UI 3 a 3 bP all bp I bP 0" X al C C r - , ? & : z!? '0, r- CI m 7 a), a '0 (Y - 2 0, F-l - -*. r- - m - I - I X 0" CI CI '?. d CI In . a3 CI - r- N 9 0 N 10 .. C . 3 C . m I C I . 3 C I I '3 Q '0, 0 C 110 01 10 t m L E - 0 a l a a X O O a l t u 3 Q) L E v n a l 0) l n O 9 : 2 ? : .- .O 0 al L U U t L Q a l O o z n a Anexo 4 Pdgina 2 de 6 Quadro 2: TOTAL DOS INVESTIMENTOS NO SECTOR DO PETROLEO (En milhdes de $1 Ano Prospecqso Desenvolvimento Outros Total SONANGOL % Total Fonte: SONANGOL. Quadro 3: TOTAL DOS INVESTIMENTOS POR AREA - 1980-86 (Em milhdes de $1 Prospecqso Desenvolvimento Outros Total % - - - Cabinda Offshore 49,O 653,4 114,O 816,4 30,O Onshore Angola 35,6 134,8 71,6 242,O 8,9 dos quais: A 11,8 34,2 6,9 52,9 B 23,8 100,6 64,7 189,l Block 1 186,2 - 29,9 216,l 7,9 Block 2 195,9 270,4 26,7 493,O 18,l Block 3 402,O 413,9 62,5 878,4 32,2 - Block 4 72,l 5,9 78,O 2,9 - - Total -- - - Fonte: SONANGOL. Anexo 4 PHgina 3 de 6 Quadros 4: PRODUCAO DE PETROLEO BRUTO POR BACIA (Em milhares de barrilldial Cabinda Kwanza Congo Block 2 Block 3 Onshore A Onshore B Total Fonte: SONANGOL. Quadro 5: CUSTOS DE EXPLORACAO DO PETROLEO BRUT0 - a/ Total (Em rnilhaes de $1 Block 2 8,4 Block 3 - Onshore A 11,l Onshore B 20,8 Cabinda 209,O Por barril ($1 Block 2 1,8 Block 3 - Onshore A 5,3 Onshore B 1,8 Cabinda 7,1 -a/NZo estso incluidas as despesas de prospecqlo e desenvolvimento. Fonte: SONANGOL. Anexo 4 Pdgina 4 de 6 Quadro 6: RESUMO DAS DESCOBERTAS PRINCIPAIS Descoberta ~bl/dmkdia MilhoEs barris l o semestre acumulados at6 1.7.86 Offshore Cabinda Takula Malongo West Malongo North Kungulo Limba Vuko Malongo South Kambala Others TOTAL Onshore N'Zombo Quinguila Quinfuquena Quenguela Ganda Lumueno Pambo Luango Other TOTAL Barris/dia Milh6es de barris mkdia de 1986 acumulados at6 de 31-DEC-86 Block 2 Essungo 5.930 17,7 Cuntla 170 3 Total 6 . LOO 19,9 Block 3 Palanca 1981 39.900 23,2 Pacaca 1982 9.700 22 Total 49.600 26,7 Fonte: SONANGOL e "oil and Gas ~ournal". Anexo 4 Pbgina 5 de 6 Quadro 7A: RESERVAS E PRODUGAO DE GAS NATURAL Produ~Sode Gbs Associado (mmpcd) 1984 1985 1986 1988 1990 Area (~reviszo) (Estimativa) a/ - - - - - -- - - - Cabinda 280 277 305 305 335-355 Congo 12 12 13 8,5 6-7 Kwanza 5 6 5,5 3 3 Block 2 15 15 11,5 41 41 Block 3 - - - - - - 23 44 100 130 TOTAL 312 333 379 458 515-536 - a/ Estirnativa da misszo, Fonte: SONANGOL. QUADRO 78: RESERVAS PROVAVEIS E POSSIVEIS DE GAS NAO-ASSOCIADO OU DE GAS ASSOCIADO COM CONDENSADOS NOS BLOCK 2 E BLOCK 3 Block 2 -a/ Etele 600 BCF Sulele 210 BCF Garoupa 280 BCF Lua 320 BCF Polvo 530 BCF Block 3 -b/ Punja 4.040-650 BCF -a/Mais Maleva Norte e Prata Sul. - b/ Mais Buffalo Norte (minimum 2.340-2.590 BCF) Fonte: SONANGOL. Anexo 4 PQgina 6 de 6 Quadro 8: UTILIZACAO DE GAS ASSOCIADO Gis Associado Utilizado (mmpcd - -- --- -- - - - - 1984 1985 1986 1988 1990 Area (Previszo) (Estimativa) - a/ Cabinda 135 145 180 b/ 215 245-265 Congo 3.5 4.5 4 7 c/ 6-7 Kwanza 1 1 1 1 1 Block 2 0.5 0.5 0.5 31 31 - Block 3 3 4.5 a/ - 8 - a/ 70 - d/ TOTAL 140 154 191 262 353-374 % Utilization 45 46 51 57 69-70 -a/Estimativa da misszo. -b/DecomposiTao: 21 para auto-consumo, 11.7%; 67 para reinjeyczo, 37.2%;, 92 para eleva~zocom gis, 51.1%; e outros. c/ Projecto da Central de Soyo que se iniciou antes daquele ano. -d/ Baseado na hip6tese de que o esquema de reinjegczo para Impala Sol Sudeste se iniciari antes de 1990. Fonte: SONANGOL. Anexo 5 Pigina 1 de 2 Em 6 de Setembro de 1978 foi promulgada uma lei composta de 30 Artigos que rege as actividades petroliferas em Angola. A Lei do Petrbleo 13/78 estabelece os princfpios gerais, sem se deter na sua regulamentaqHo minuciosa e determina que: - A propriedade dos hidrocarbonetos subterr3neos pertence ao Estado. - A SONANGOL i! a 6nica companhia a quem podem ser conferidos direitos de prospecqao e de produggo (as concessaes existentes na altura da promulgagao da Lei foram declaradas invalidas). - Futuras Areas de concessao estao sujeitas Q aprovag8o do Conselho de Ministros. - 0s direitos de prospecggo e de produggo SHO atribuidos por prazos fixos, numa base de anilise individual caso a caso. - As actividades de minerag80 sera0 efectuadas de acordo com as priticas modernas da inddstria petrolifera. - A SONANGOL pode celebrar acordos com companhias petroliferas de reconhecida capacidade financelra e t6cnica para actividades de prospecglo e de produggo. - 0s acordos petroliferos podem tomar a forma de "joint ventures" (associag8es entre a SONANGOL e uma companhia estrangeira em que cada um dos sdcios tem direitos e obrigag8es proporcionais Q sua participagao no capital da sociedade formada), de "acordos de produgao parti lhada" (contratos de servigos entre a SONANGOL e empresas estrangeiras) e de cmpanhias cmercias. Em qualquer dos casos existiri um conselho de gestHo conjunto encarregado das operagUes e a SONANGOL teri uma participaggo minima de 51%, Q excepqao dos casos em que a profundidade da Agua na Area do contrato exceda os 150 metros. - Quando nHo se verificar uma descoberta de valor comercial, as companhias nao tergo direito a recuperar os investimentos. Anexo 5 PAgina 2 de 2 Nos outros casos, tet-30 direito a recuperar as despesas efectuadas e a realizar lucros de acordo com os termos contratuais. Em profundidades para aldm da cabe~ado poso (wellhead), as companhias serHo donas da sua quota parte de petrdleo produzido. - Em casos excepcionais, o Conselho de Ministros pode autorizar termos contratuais diferentes dos descritos acima. - Qualquer disputa serA resolvida por arbitragem em Angola, de acordo com procedimentos acordados entre a SONANGOL e a companhia estrangeira. A lei 6 concisa, embora de natureza gedrica, sendo portanto um instrumento flexivel nas negociasBes dos contratos. Existe um modelo de "acordo de produs30 partilhada", descrevendo em pormenor os direitos e obrigasBes de cada parte e deixando os parsmetros principais, tais como programa de trabalhos e termos financeiros, abertos a negociasgo. 0 potencial de prospecs30 de cada Area, as possiveis reservas e custos, as dificuldades de ordem infra-estrutural e o nivel de presos do petrdleo constituem os principais parsmetros de ordem financeira e fiscal de cada contrato. Anexo 6 PQgina 1 de 7 (a) Opera~Bescam Investimento Partilhado ("Joint Ventures") 0 regime fiscal aplicivel As "joint ventures" entre a SONANGOL e as companhias estrangeiras e que abrange principalmente as concessaes em Cabinda, fo: originalmente estabelecido pelo Decreto 5/84 de 28 de Marqo de 1984 e compreende: -um imposto de 20% sobre a produ$%o ("royalty"); -um imposto de 65,7% sobre o rendimento; e -um imposto de 70% sabre as "lucros excedentes" (irnposto de transac~~o). Para efeitos fiscais, os impostos sobre a praduq%o e de transacqso 6% deduziveis da base tributdria. No caso do imposto de transacqgo, existem provislies para incentives produqHo e ao investimento que s%o deduziveis das receitas liquidas (lucros = receitas brutas menos custos) na medida em que estejam sujeitas a tributa~%o. Nestas circunstSncias, de um modo simplificado, o rendimento total fiscal do Governo, representado por "T", e resultante das "joint ventures", pode ser decomposto nas seguintes componentes: Imposto sabre a produq%o = tp px Imposto de transacqgo = tt (px - cx - ix- zx) Imposto sobre o rendimento = r[(l-tp) px - cx - tt (px- cx - ix - 2x1 em que: preqo do petrdleo bruto (dblares/barril); produqgo de petrdleo bruto (barris ; custos unitArios de produqgo (dblares/barril); incentivo 21 produqso (ddlareslbarril); incentivo ao investimento (dblareslbarril); taxa do imposto sobre a produqgo (%); taxa do imposto de transacqgo (%I; taxa do imposto sobre o rendimento (%I. Anexo 6 PQgina 2 de 7 Deve notar-se que a aprapriaqla total de Angola b a soma dos impostos arrecadados pel0 Governo com os lucros da SONANGOL (deduzidos os impostos1. Assumindo que o incentivo B produqBo (0 qual, na prhtica, estA ajustada aos custos de produq~o)e o incentivo ao investimento (que 6 uma frac~Hodo total dos custoe histdricos de investimento) sHo funsues lineares de 11xI1, a variapa nas receitas fiscais totais que 6 devida a um aumento marginal dos preps e/ou das quantidades pode ser calculada pela seguinte fdrmula: dT = x [ ( I - r) (tp + t ) + r] dp + t p [tp + r ( I - ( p - c - i - t ) - -rc+ t ( 1 - r ) ''1 dx P P t P ( p - c - i - z ) corn = 0 para (p - - i - c z )< 0 P Deste modo, a variaslo marginal nas receitas fiscais resultantes de uma variaslo das receitas brutas do petr6leo pode ser decomposta em: (a) um efeito preco (dp> < 0, dx = 01, igual a uma fracclo constante da varia~lo(dependente do pre~o) das receitas brutas (xdp); (b) um efeito quantidade (dx > < 0, dp = O), igual a uma fracslo constante da varia~lo(dependente da quantidade) das receitas brutas (pdx). Em particular, a menos que os custos de produ~8osejam zero e "ill e I'z'I sejam suficientemente pequenos (relativamente ao preGo do petrbleo) para se poderem desprezar, o efeito preso seri mais pronunciado do que o efeito quantidade. De facto, com as taxas vigentes, obtbm-se: -= dT 0,966. x para dx = 0 dp Supondo que "i" = US$B/barril; "z" = uS$l,SO/barril; e que "c" a~S$S,SO/barril (o que em linhas gerais se aproxima da estrutura corrente de custos e incentivos nas concessues de ~abinda)e tendo em Anexo 6 PQgina 3 de 7 consideras30 um preso por barril de US$l7 (que 6 a projecsHo do Governo para 19881, o efeito quantidade traduz-se por: -dT = 0,542.p para dp = 0 dx Nestas circunstihcias, se os presos estHo a baixar, a produs30 tem de subir a uma taxa superior A taxa de erosHo do preso, de mod0 a manter as receitas fiscais constantes. No entanto, quanto mais elevado for o nivel de presos do petrbleo (relativamente ao nivel dos custos), mais pronunciado sera o efeito quantidade. Por exemplo, para "p" = US$40/barril, o efeito quantidade traduz-se em 0,786.p. Enquanto a receita fiscal marginal 6 linear em termos da produ~3oe dos presos, a receita fiscal mCdia tende a aumentar com as receitas do petrdleo (sistema de tributasHo progressive). Seja AT = T/px a receita fiscal mddia; serh entHo d (AT) = [[(I -r) tt (c+i+z)+ rc] p-2] dp Torna-se evidente que a receita fiscal mddia aumenta a uma taxa decrescente e que, quanto maior for o nivel de produ~Ho ou o nivel de presos, menor serd o aumento dessa receita fiscal resultante de uma subida (dependente do preso) das receitas (brutas) do petrdleo. Por exemplo, no caso dos valores dos parimetros apresentados atrds, obt6m-se: com AT = 0,581 Assim, uma duplica~Ho do preso do petrbleo, ou seja, um aumento de US$17/barril para US$34/barril aumentard de 42,5% a quota do rendimento do Governo resultante das receitas brutas. Por outras palavras: a parte do Governo aumentard de 58,1% para 82,8% das receitas totais. Daqui pode-se portanto concluir que, no caso das "joint ventures", o principal objectivo do sistema de tributagHo consiste em captar lucros extraordindrios que decorram da subida dos presos do petrdleo. Por outro lado, se os presos baixam ou permanecem constantes, o sistema fiscal tende a proteger as companhias petroliferas, ou seja, conduz a uma percentagem de apropriaq80 menor Anexo 6 Plgina 4 de 7 (dp < 0) ou invaridvel (dp = 0) por parte do Governo nas receitas do petrbleo. (b) Opera~aescom Produ~loPartilhada 0 acordo de produs80 partilhada, que se tornou moda em muitos paises nos iiltimos dez anos, funciona basicamente da seguinte forma: - A SONANGOL subcontrata - em nome do Governo - os serviqos operacionais de urna companhia petrolifera estrangeira; - a prospecs80 & financiada e executada pela companhia estrangeira que assume todos os riscos, ou seja, os custos de prospecqHo somente serHo reembolsados caso haja urna descoberta com valor comercial. (Um poso com valor comercial 6 definido como capaz de produzir um niimero minimo de barrisldia para urna determinada profundidade de Bgua, ou seja, 1.000 barrisldia para urna profundidade inferior a 50 metros; 1.500 barrisldia para urna profundidade entre 50 e 100 metros, etc.); - no caso de urna descoberta com valor comercial, a companhia estrangeira financia e promove o desenvolvimento das reservas conforme o que for aprovado pel0 Governo; - o subcontratado recupera os seus custos retirando urna percentagem da produslo total ("petrbleo custo"), sendo o restante ("petrbleo lucro") dividido entre a companhia estrangeira e a SONANGOL numa percentagem decrescente com o volume de produs30 acumulado; - a remuneraslo da companhia estrangeira 6 tributada a taxas especiais. As quest8es-chave a serem negociadas sHo o programa de trabalho (tarefas e financiamento) e a divisfo da produslo. No passado, os compromissos de prospecs80 das companhias estrangeiras incluiam um niimero minimo de posos (por exemplo, 6) a serem sondados dentro de urn periodo de tempo pr6-determinado (por exemplo, tres anos). Qualquer extens80 do periodo de prospecslo implicava obriga~aes adicionais de sondagem. 0s campos com descobertas de valor comercial tinham de ser desenvolvidos dentro de outros tres anos. Assim, o interesse da SONANGOL ao subcontratar companhias estrangeiras reside em concretizar um niimero m6ximo de furos e descobertas no mais curto periodo de tempo, sem assumir qualquer risco na operaqlo. Anexo 6 PQgina 5 de 7 Logo que se inicie a produqso, o cantratado fica autorizado a recuperar as suas despesas a partir da produqso total. 0 '"etrbleo custa" pode representar at6 50% da produqso anual e inclui (a) custos de exploraqSo, recuperados numa base recorrente; (b) despesas de administraqso; (c) custas de desenvolvimento, recuperaveis ao long0 de um periodo de quatro anos sob a forma de um "uplift" de 33,3%; (d) custos de prospec@io, recuperados a partir do saldo de "petrbleo custo" n8o utilizado. 0 excesso de custos recuperaveis k transferido para o ano seguinte. 0 saldo remanescente, depois de recuperados as custos (incluindo a quota nso utilizada de "petrdleo custo"), constitui o "petrbleo lucro" anual. Depois de reembolsadas todas as despesas principals, 6 evidente que a quota de "petrdleo lucro" t:ende a ultrapassar o nivel dos 50% que se aplica, em termos gerais, aos primeiros 5-6 anos de produqBo. Em Angola, a repartiqso do "petrdieo lucro" (entre a SONANGOL e a companhia estrangeira) baseia-se numa escala, especifica para cada campo, em funqso da produ@o acumulada. 0 esquema evita as defici6ncias do m6todo mais comum de fixar os limites de produqBo numa base diiria ou mensal, que desincentiva o aumento da taxa de produq8o ao impor uma quota menor nos lucros. No quadro 1 d6-se um exemplo representativo do esquema de escala progressiva em Angola. guadro 1: ESCALA PROGRESSIVA DE REPARTISO DOS LUCROS DO PETR~LEO Produ@ioAcumulada Petr6leo Lucro (%) (Milhbes de barris) SONANGOL Contratado Anexo 6 PQgina 6 de 7 Uma caracteristica Gnica dos acordos de partilha de produ#o de Angola consiste numa cl6usula de "tecto de pre~os"("price cap"), que actua como um imposto de 100% sobre os lucros "extraordin5rios" definidos em funsZo do excedente do preso do petrdleo acima de urn determinado limite superior pr6-estabelecido. Inicialmente, o limite do preso foi estabelecido em ~~$13/barril(presos de 1978) e sujeito a ajustamentos de acordo com as mudanqas verificadas no indice de presos da ONU para produtos manufacturados. Uma vez que, entretanto, os presos reais do petr6leo desceram abaixo do nivel de 1978, o limite foi elevado para ~~$26/barril, tecto este que, nas presentes circunst8ncias, n8o afecta os lucros da companhia petrolifera. Se os acordos de partilha de produs80 fossem executados de acordo com os termos estabelecidos no final da d6cada de 70, nzo se aplicariam quaisquer impostos 3s companhias petroliferas estrangeiras. No entanto, corn vista a tirar partido das leis de isen~i5esfiscais americanas, a TEXACO solicitou uma altera~zo no APP. Pelas novas condi~ges contratuais, as companhias petroliferas estrangeiras dos blocos 2 e 3 pagam um imposto sobre o rendimento de 50% (a Angola) sobre uma quota nominal que ultrapassa em 100% a quota inicialmente acordada no "petr6leo lucro". 0 "engrossamento" envolvido neste esquema 6 financiado pela SONANGOL atraves da sua pr6pria quota no "petrbleo lucro". Este sistema contabilistico nHo altera basicamente a divisHo acordada quanto ao "petrbleo lucro", ou seja, a parte de Angola 6 invariavelmente igual B quota da SONANGOL. Afecta, sim, a receita fiscal do Governo, proveniente dos acordos de partilha de produszo. Se P representar o "petrbleo lucro", "s" representar a quota da companhia estrangeira no "petr6leo lucro" com 1 s 0, e "r" representar a taxa do imposto sobre o rendimento, as receitas fiscais do Governo decorrentes daquele esquema de "engrossamento" sHo determinadas por: Se n3o existisse imposto de rendimento sobre o "petr6leo lucro" das companhias estrangeiras e, consequentemente, nenhum "engrossamento" financiado pela SONANGOL, a receita fiscal seria: Anexo 6 Pdgina 7 de 7 Assim, pel0 presente sistema de contrato fiscal, o Governo capta 50% do "petrbleo lucro" total, enquanto que, sem o esquema de 11 engrossamento", o Governo sb receberia 50% da quota da SONANGOL no "petrbleo lucro". Entretanto, a liberalizac$io das leis fiscais americanas fez desaparecer o problema da dupla tributacao, de mod0 que as companhias estrangeiras ficaram menos interessadas em transferirem para Angola os pagamentos fiscais. A16m do mais, a SONANGOL receia nlo estar mais em posisgo de financiar o "engrossamento" das quotas das companhias estrangeiras no "petrdleo lucro", logo que o "petrdleo custol' comece a representar uma quota significativamente inferior da produslo total em rela~HoB dos anos iniciais de operaqHo. Nestas circunstsncias, a SONANGOL sugeriu que as companhias petroliferas estrangeiras (a funcionar ao abrigo de acordos de partilha de produc$io) ficassem isentas de impostos sobre o rendimento em Angola. NHo surpreende que o Governo nHo tenha apreciado a proposta. 0 ~inistdrio das Finan~as, em particular, acha que o imposto de rendimento sobre o "petrbleo lucro" deveria at6 aumentar para 65%, uma taxa que estaria em conformidade com as leis fiscais gerais em vigor no sector industrial (bem como nas "joint ventures" com empresas petroliferas estrangeiras). Na realidade, o problema bdsico consiste em que a ldgica dos APP n3o se coaduna com as actuais necessidades prementes de receitas do Governo. Embora 0s APP forne~am um quadro de incentivos com um sistema de partilha progressiva que funciona tanto melhor quanta mais depressa as companhias estrangeiras sejam reembolsadas das despesas de investimento, o Governo preferiria que os APP funcionassem de mod0 que os riscos iniciais de prospecsHo e desenvolvimento fossem partilhados coma no caso das "joint ventures". Acrescente-se ainda que os APP requerem um tesouro "forte" no pais acolhedor. No caso de Angola, no entanto, o tesouro estd numa posiqao comparativamente fraca, debatendo-se corn uma legislaqao fiscal desadaptada a um sistema modern0 de contrato fiscal, como k o caso dos APP, e apoiando-se exclusivamente na fun~gofiscalizadora que a SONANGOL tem de assumir em relasso 5s companhias petroliferas estrangeiras. Esta dependsncia em relaego 2 SONANGOL, associada ao facto de nso sd nBo ficar imediatamente disponivel a quota-parte Angolana nas receitas petroliferas provenientes dos APP como de ainda por cima ter de ser dividida entre o Governo e a SONANGOL, cria condi@es potenciais de conflito. Anexa 7 PQgina 1 de 5 ANaISE FINANCEIRA DA FbRICA DE AMONfACO/UREIA Pressupostos A. Capacidade de absor@o limitada do mercado nacional. Nos bltimos anos, ngo foram consumidos em Angola mais de 10.0G0 t/a de adubos azotados. B. Pre~os. Em Angola, as preps na fronteira do amoniaco pressupae-se terem a evolu~goseguinte: (US$/tonelada> Ano 1995 Ano 2000 Amoniaco FOB Angola 200 Ureia FOB Ango la 200 Fonte: Estimativas da Missgo 0 valor econdmico do gds tem duas componentes: o custo de produsgo e o valor de esgotamento no local de extracs8o. 0 custo de produggo d representado pel0 custo de extracsao e de transporte do gds at& A porta da fdbrica. No context0 actual, o valor de esgotamento define-se como o custo actualizado da utiliza~Ziode uma fonte de energia alternativa, no momenta em que as reservas actuais se encontrarem esgotadas. 0 valor de esgotamento 6 calculado assumindo que os custos de produsgo de ghs dos campos de substituisBo montam a US$2,5/MBTU. 0 interval0 do custo de produsi70 actual foi considerado como situado entre US$1,25 e US$Z,OO/MBTU. 0 mercada interno possivelmente nPo poderia absorver mais do que o equivalente A produsgo de 100-200 t/d da fdbrica do amoniaco, mesmo levando em conta uma recuperasgo da agricultura. No entanto, as economias de escala sd justificam a constru~Bode uma fhbrica cam uma capacidade minima de 1.000 t/d de amoniaco. A anhlise baseia-se, portanto, numa instalasgo cam uma capacidade nominal de 1.500 t/d de amoniaco e de 500 t/d de ureia. 0 project0 necessitard de um investimento minimo da ordem das US$330 milhues (a presos de 1987) para o equipamento bdsico e reepectivae inetalaslies complementares, excluindo as necessidades de fundo de maneio. Anexo 7 PQgina 2 de 5 Na melhor das hipdteses, a fhbrica poderia funcionar com um factor de utilizaqHo de 90% (329 dias completos de funcionamento por an01 o que, pelos padraes internacionais, sd 6 alcanqado num pequeno ndmero de fhbricas muito bem exploradas. Seria mais provhvel um factor de utilizaqBo de 80%. A produq8o de 500 tld de ureia corresponde a uma capacidade anual de 182.500 t de ureia. Neste nivel de produqso obter-se-iam 440.000 toneladas de amoniaco em excesso. A Taxa Interna de Rendibilidade (TIR) do projecto foi calculada de dois modos, ou seja, excluindo e incluindo o valor de esgotamento do gds. Chegou-se 2 conclusHo que o valor de esgotamento tem apenas um efeito minimo na viabilidade do projecto. Nestas circunstZincias, a andlise de sensibilidade pode basear-se em ndmeros que excluam o valor de esgotamento do ghs. Admitindo um custo de produqHo do gds baixo e igual a US$1,25/MBTU, resulta para taxa interna de rendibilidade do investimento: TIR = 12,72% no caso base (sem custos de esgotamento) TIR = 8,49% no caso C (com um factor de utilizagHo anual inferior e preqos do produto mais baixos), representando a alternativa menos favorhvel ao caso base. Tendo em consideraqBo a escassez de capital no pais, a taxa de actualiza~Hoa utilizar deverh ser fixada em, pelo menos, 15%. 0 efeito na TIR de um factor de utilizaqlo mais baixo 6 mais importante do que o efeito de preqos mais baixos no mercado mundial. Tomados em conjunto, o seu impact0 na TIR 6 considerhvel. A anhlise de sensibilidade aos preqos do produto elou ao factor de utilizaq80 revela valores econdmicos muito baixos ou negativos para o ghs A saida do poqo (valor liquid0 do ghs). Em particular, com taxas de actualizaqBo de 10% ou mais, 0s valores liquidos situam-se abaixo do custo de produq8o do ghs. Tendo em consideraqBo a baixa rendibilidade econdmica do projecto, a probabilidade de uma utilizaq80 reduzida da capacidade instalada e as incertezas quanto aos futuros preqos do produto, n8o k possivel considerar o projecto economicamente vihvel. Anexo 7 Pdgina 3 de 5 Analisaram-se os seguintes casos: Caso Base Factor de utilizagfo da capacidade mdxima igual a 90% (equivalente a 329 dias/ano completos de funcionamento), corn e sem custos de esgotamento. Caso A Como no Caso Base, com um factor de utilizag80 da capacidade mdxima igual a 80% (equivalente a 292 dias completos de funcionamento/ano). Caso B Como no caso Base, corn os pregos do produto diminuidos de US$15/t. Caso C CombinagBo dos Casos A e B. Anexo 7 Pagi na 4 de 5 Quadro 1: PROJECT0 AMNIACO/UREIA Analise Financeira 1' Ano 1988 Vida b t i l : 20 Anos I n i c i o : 1992 Capacidade do projecto: 182.500 toneladas de ureia, 440.000 toneladas de amoniaco Ano Taxa de Prod. Prod. P r e ~ o P r e ~ ode Vendas Custo Custo Rendimento Cons. de lnvestimento funcion. UREIA AMONIA de UREIA AMNIA Totais F i x o Variavel l i q u i d 0a/ Gas (22 ) (5 MM $ (%) 1000s t '000s t $/t $/t MM $ MM S MM B MM B BCF -a/ Nao incluindo 0s custos e c o n h i c o s do gas (custo de esgotamento). Anexo 7 Pigina 5 de 5 Quadro 2: TAXA DE RENTABILIDADE ECONOMICA A um custo de Caso Caso Caso A b/ Caso B b/ Caso C b/ prod. de gis Base I - Base I1 -/ a/ b eno or- en ores Menores capacidade ($/mmBTU) capacidade preqos e presos -a/ Incluindo custos brutos de esgotamento. -b/ Excluindo custos brutos de esgotamento. Fonte: Calculos da missio. VALOR "NETBACK" DO GAS (ern milh8es de $1 ---- ------------------ Taxas d e Actualizaqiio -------------- Caso Base 3,30 2,07 1,48 0,50 -1,32 Caso A 2,58 1,27 0,68 -0,30 -2,12 Caso B 2,88 1,52 0,97 0,OO -1,83 Caso C 2,13 0,83 0,23 -0,74 -2,56 - Fonte: Calculos da missiio. Anexo 8 Pigina 1 de 10 INFORMACOES SOBRE 0 SUBSECTOR PETROLIFERO Quadro 1 : ANGOLA: BALANCO DE OFERTA E UTlLlZACAO DE PETROLEO- 1980-86 [Em milhares de toneladas) 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 PRODUCAO Petr6leo Bruto GPL l MPORTACOES GPL Jet fuel Gas6leo Total dos Produtos REF INACAO Petroleo Bruto GPL Gasol ina Naft a Querosene Jet fuel Gas6leo Fuel oleo Asfalto Total dos Produtos Perdas e consumos proprios (em % ) OFERTA TOTAL Petroleo Bruto GPL Gasol ina Naf t a Querosene Jet fuel Gas6leo Fuel oleo Asf alt o Total dos Produtos US0 NOS CAMPOS Petroleo Bruto MARlTlMAS EXPORTACOES Petroleo Bruto GPL Gasol ina Naf t a Querosene Jet Fuel Gas6leo Fuel oleo Total dos Produtos Anexo 8 PBgina 2 de 10 INFORMACOES SOBRE 0 SUBSECTOR PETROLIFERO Quadro 1 : (Continued) ANGOLA: BALANCO DE OFERTA E UTlLlZACAO DE PETROLEO-1980-86 (Em milhares de toneladas) 1980 EXPORTACOES PARA BUNKERS Jet Fuel 0 ,o Gasoleo 0 ,o Fuel oleo 0 ,o Total dos Produtos 0 ,o VENDAS lNTERNAS GPL 18,7 Gasol ina 81 ,O Querosene 29,8 Jet fuel 114,4 Gas6leo 268.8 Fuel oleo 121,3 Asfalto 3.2 Total dos Produtos 637.1 DISTRIBUICAO TOTAL Petr6leo Bruto 5.601 $7 GPL 18.7 Gasol ina 83.6 Nafta 0 ,o Querosene 32,2 Jet fuel 114.4 Gas6leo 292,6 Fuel oleo 602,9 Asfalto 3,2 Total dos Produtos 1.147,5 RETlRADAS (CONSTITUICOES) DE STOCKS Petrbleo bruto ou Outros residuos 129,2 GPL 0,o Oesequi Ii b r i o Gasol ina -6 ,O Naft a 0 ,o Querosene -0,8 Jet fuel -4,2 Gas6Ieo -2,l Fuel 61eo -6,5 Asf alt o -4.2 Total dos Produtos -23,8 - Fonte: SONANGOL e c61culos da miss8o. Anexo 8 PQgina 3 de 10 SUWABIO DAS IlSTALACOES DA BEFINARIA DB WILlYDA FINA PgTBOLggS DE ANGOLA Capacidade nominal 1.7 milhces toneladas/ano Capacidade actual 1.6 milhces toneladas/ano. (a) Undidades de transformaFao Capacidade (barrisldc) 11 3 instalaq6es de destilqiio 32.000 Unidade de destilaqzo a vicuo 1,900 Reformador 1,900 Merox 1,300 Aquecedor hidriulico nafta 3,800 Dessulfurador hidr6ulico querosene 2,800 Unidade de recuperaqlo de g6s 500 (b) Offsites (i) Electricidade: Turbogerador a gAs 12,5 MU 21 - Gerador a diesel 0,8 MW (apoio) (ii) Capacidade dos reservat6rios 31- Petr61eg bruto 70.460 m3; Residuos - ' 5. 2.900 m3; GPL - 1,184 m Nafta - 3 --7.918 m3; Gas lina 15.000m3; Jet Fuel - 33.048 m ; Querosene - 1.700 m ; as6leo - 41.915 m3; Fuel 61eo - 95.616 m3; Asfaltg - 2.543 m Total: 272.284 m -11 Barris por dia civil. - 21 0 turbogerador a nafta, recentemente instalado, nio d utilizado normalmente uma vez que d mais econbmico para a refinaria usar electricidade hidrica da rede para a sua carga total de cerca de 3 MW. Ocasionalmente a turbina ti posta a funcionar, a pedido do Governo, para abastecimento da rede elkctrica. -31 A capacidade dos reservatdrios voltou aos seus nivei normais ap6s a grande sabotagem de 1981 em que se perderam 45.000 rn' de capacidade. Anexo 8 Pigina 4 de 10 (iii) Instala~Besde Recep~io:41 Porto petrblifero com colado de 44 pes; barcos corn capacidade maxima de 75.000 DWT. (iv) Pipelines de produtos - No. Serviqos GPL Fueldleo Produtos limpos -41 0 porto de petrbleo adjacente B refinaria pertence e 4 explorado pela FPA. Tem um calado de 44 pQs e recebe navios at6 75.000 DWT. Todo o petrdleo bruto de Soyo entra por este porto e os produtos acabados slo enviados para os terminais maritimos da SONANGOL e para os seus destinos no estrangeiro a partir deste porto. Uma parte significativa do bunkering a navios em Luanda 6 feito pela FPA nas suas instala~aesno porto de petrbleo. Anexo 8 PIgina 5 of 10 Table 2: FPA LUANDA BALANCO DE PROOUCRO DA REFINARIA - 1980-86 ('000 tons) Refinery Input Crude o i l 1,237.5 1,240.7 1,014.3 1,300.6 1,380.5 1,451.3 1,452.2 Refinery Output LPG Gaso I ine Naphtha Kerosene J e t fuel Gasoi I Fuel o i l Asphalt Rerun slops Total ex-loss 1,169.8 1,184.7 963.2 1,223.4 1,318.3 1,395.5 1,396.3 f u e l 8 l o s s 73.1 60.4 -- 55.3 83.4 67.2 60.2 -60.3 TOTAL 1,242.9 1,245.2 1,018.4 1,306.8 1,385.5 1,455.8 1,456.6 - - Note: Annual growth r a t e o f t o t a l output: 4% ( e s t i m a ~ g ominimos quadrados). Source: FPA. Anexo 8 P6gina 6 de 10 Table 3: ANGOLA - ARMAZENAGEM -1 owned by SONANGOL) Coastal Luanda IBV-1 SACOR Luanda IBV-5 MOBIL Luanda IMUL SHELL Luanda TEMAR SHELL Subtotal Namibe TEXACO Lobito FINA Porto Amboim SONANGOL (USSR-built) Tombua FINA Cabinda SONANGOL soy0 FINA Total Coastal Up-Country Huambo I1 SONANGOL (Romanian) Huambo I FINA Malange I11 SONANGOL (USSR-built) Malange 11 FINA Malange I SACOR Jamba FINA Matala FINA Tchamutete FINA Kuito SONANGOL Lubango FINA Lubango SACOR Lwena SACOR Lwena MOBIL Kaala MOBIL Lucala MOBIL Cubal FINA Cubal MOBIL Menongue TEXACO Dondo MOBIL Ganda FINA Total Up-Country TOTAL ANGOLA - Fonte: SONANGOL. Anexo 9 Pdgina 7 de 10 Table 4: ANGOLA -CONSUMO INTERNO DE OERIVADOS (VENDAS)- 1980-86 (Tons) Annual 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 growth rate 80-86 LPG (Butane) 18,688 18,822 22,138 23,288 26,459 28,695 30,200 9.2% Gasoline - Motor 79,567 81,794 87,814 88,722 94,252 95,004 103,680 4.3% Aviation 1,391 1,107 1,128 744 866 987 430 -13.4% Total Gasoline 80,958 82,901 88,942 89,466 95,118 95,991 104,110 4.1% Kerosene 29,835 32,412 36,910 39,229 40,625 43,908 46,310 7.5% Jet fuel 114,350 105,650 105,965 144,375 184,522 235,567 260,550 - 18.0% Total Kerosene/Jet fuel 144,185 138,062 142,875 183,604 225,147 279,475 306,860 15.9% Gasoi l 268,806 300,438 323,542 334,588 340,799 376,865 344,770 4.6% Fuel o i l 121,288 120,549 109,601 83,814 88,225 104,622 119,200 -2.0% Asphalt 3,i71 4,455 2,648 426 1,708 5,593 4,200 3.1% TOTAL A l l Products 637,096 665,227 689,746 715,186 777,456 891,241 909,340 6.5% -a/ 1986 estimate based on 9-months' actuals. -b/ Least square estimates. Fonte: SONANGOL. Anexo 8 Pigina 8 de 10 Table 5: ANGOLA -CONSUMO SECTOR1AL OE DER l VADOS (VENDAS) Sectoral Breakdown, 1985 LPG Gasoline Kerosene Jet fuel GasoiI Fuel o i l Tota l % l ndustry Agriculture Transport Construction Resale Government Armed Forces Other Total - Fonte: SONANGOL. Anexo 9 Pagina 9 de 10 Table 6 : SONANGOL - VENDAS A CONCESSIONARIOS POR PROVlNClA ( i n cubic meters ) 1st 9 months o f 1984 1985 1986 Gasoline Gasoil Kerosene Gasoline Gasoil Kerosene Gasoline Gasoil Kerosene Coastal Provinces Luanda 36.405 Other Coastal Cabinda 814 Zaire 508 Bengo 69 Kwanza South 884 Benguela 6.286 Namibe - 493 Subtotal Other 9,054 Total Coastal 45,459 Up-Ccuntry Provinces Uige 299 Kwanza North 1,279 Malange 697 Huambo 318 B i e 43 H u i l a 3,288 Cunene 20 Lunda North 0 Lunda South 0 Hox ico 0 Kuando Kubango 0 Total Up-Country 5,944 TOTAL Angola 51 ,403 AS PERCENTAGES OF TOTAL ANGOLA 1984 1985 1986 Gasoline Gasoil Kerosene Gasoline Gasoil Kerosene Gasoline Gasoil Kerosene Luanda 70.8 50.4 45.1 73.9 57.1 47.7 78.6 62.0 50.4 Other Coastal 17.6 28.6 32.6 16.5 26.9 34.9 14.3 23.1 34.7 Up-Country 11.6 21 .O 22.2 9.7 16.0 17.4 7.2 14.9 14.9 - Fonte: SONANGOL. Anexo 8 P6gina 10 de 10 Table 7: ANGOLA: PROJECCAO M CONSUMO DE DERIVADOS ( i n tons ) Actual Est.a,q,q, -------------------Forecast------------- Assumed 1986 growth 1987 1988 1990 1992 perannum -a/ 1980-86 1987-92 LPG (Butane) 30,200 9.2% 31,408 32,664 35,330 38,213 4.O% Gasoline - Motor 103,680 4.3% 107,827 112,140 121,291 131,188 4.0% Aviation 430 -13.4% 430 430 - 430 430 0.0% Total Gasoline 104,110 4.1% 108,257 112,570 121,721 131,618 4.o$ Kerosene 46,310 7.5% 49,089 52,034 58,465 65,692 6 .O% J e t fuel 260,550 - 18.0% 266,193 272,005 284 158 297,051 - 2.2% A Gaso il 344,770 4.6% 357,874 371,481 400,284 431,346 3.8% Fuel o i l 119,200 -2.0% 122,984 126,896 135,120 143,912 3.2% Aspha li Total A l l Products 909,340 6.5% 940,089 972,020 1,039,624 1,112,562 3.4% -a/ Estimated f r a n 9-months' actuals. -: SONANGOL Sales Department. Anexo 9 Pggina 1 de 5 ESTRUTURA DE PRECOS DOS PRODUTOS PETROLIFEROS 0 preCo f i n a l ao consumidor dos produtos p e t r o l f f e r o s em Angola 6 afectado por controlos em trss etapas d i f e r e n t e s da t r a n s a c ~ 3 0no segment0 a jusante: ( a ) Venda de petr6leo bruto B Refinaria de Luanda (b) Venda de produtos ao d i s t r i b u i d o r (SONANGOL) ( c ) Venda de produtos ao consumidor f i n a l Fixas50 do preso do petrdleo bruto para a Refinaria de Luanda 0 s presos pagos pela Refinaria pel0 petr6leo bruto encontram-se estabelecidos num "Protocolo" acordado e n t r e o Governo e o p r o p r i e t 5 r i o da Refinaria, a FINA Petrdleos de Angola (FPA). Este documento assegura que o s propriet5rios do petr6leo bruto recebergo, pela venda Zl r e f i n a r i a , uma r e c e i t a i g u a l B da venda B exportacHo do petr6leo bruto com a mesma graduaqHo. 0s propriet5rios nHo pagam "royalty" sobre o petrdleo vendido 5 Refinaria: a "royalty" 6 deduzida do imposto de rendimento sobre a produ~30, pago pelos proprietiirios. Como o Governo abdica de "royalties" sobre a s vendas de petr6leo bruto B Refinaria, e s t a paga, na realidade, urn preCo i n f e r i o r ao custo econ6mico de oportunidade do petrdleo bruto. Actualmente, o petrdleo bruto que abastece a r e f i n a r i a prov6m das seguintes Qreas exploradas pela FPA: - "Onshore" Kwanza - " j o i n t venture " FINA/SONANGOL - "Onshore" Congo (petr6leo bruto do Soyo), duas Breas: ( a ) " j o i n t venture" FINA/SONANGOL (b) " j o i n t venture" FINA/TEXACO/SONANGOL Em princfpio, a f6rmula para o preso do petr6leo bruto da r e f i n a r i a , conforme se encontra definida no "Protocolo" 6 a seguinte 11: - 11 Usando um valor f i x o de custo de transporte i g u a l a ~ ~ $ 1 , 5 0a , f6rmula simplifica-se em: PREF = PEXP x 0,8333 + 0,25 Anexo 9 PQgina 2 de 5 Em que, PREF = prego por barril de petrdleo bruto A Refinaria PEXp = prego de expartaggo por barril de petrdleo bruto t = custa de transporte permitido pelos cilculos de IIroyalties1';actualmente da ordem de US$1,5/barril para as petrdleos brutos do Congo e Kwanza. r = "royalty" (0,1667) Nestas circunst~ncias,o prego A refinaria 6 igual a: - o prego equivalente A exportagHo do petrdleo bruto do Congo/Kwanza - menos as "royalties", corrigidas pelo custo de transporte do petrbleo bruto at6 B refinaria. Actualmente, o prep de exportagHo equivalente do petrdleo bruto do Congo est6 fixado em US$2,00/barril abaixo do prego de mercado do "Bsnny Light", enquanto o petrbleo bruto do Kwanza estd cotado para exporta~go em 94,32% do preSo do petrdleo bruto do Congo. Partindo da hi~dtese,por exemplo, que o prego de mercado do "Bonny Light" 6 de US$20,00/barril, os pregos de exportagso equivalentes serHo de ~S$18,00/barril (congo) e ~~$16,98/barril (~wanza) respectivamente. Assim, cam r = 0,167 e t = ~S$1,50/barrilos pregos B refinaria s8o US$15,25/barril para o petrdleo bruto Congo e US$14,40/barril para o petrdleo bruto Kwanza, envolvendo uma renhcia a receitas fiscais de US$2,75/barril no caso do Congo e ~~$2,58/barril no caso do petrdleo bruto Kwanza. Fixa~godos precos dos Produtos ao Distribuidor 0s preqos de venda da FPA SONANGOL dos produtos A porta da refinaria estHo fixados por Decreto Governamental - Despacho Conjunto nQ 18/86 - de Novembro de 1985. Esses pregos basearam-se numa recuperagHo integral dos custos de refinagHo, incluindo uma rendibilidade de 10% sobre o investimento. Contrariamente ao que acontece corn o prego de venda do petrdleo bruta A Refinaria, estes pregos nso s8o ajustados de acordo corn as variagaes dos preqos do petrdlea bruto nem dos custos de exploraqHo. A rendibilidade sobre o investimento est6 fixada em 10% dos activos da Refinaria. 0s dhfices da Refinaria sHo cobertos por subsidios provenientes do Orgamento do Estado e os excedentes sgo devolvidos ao mesmo OrSamento. Todos os anos se faz um balango baseado nos custos de explora~Ho verificados no ano anterior e qualquer desequilibrio pendente 6 liquidado nessa ocasiso. Anexo 9 Pdgina 3 de 5 0 sistema de fixaqBo de preqos C um puro esquema de "cost-plus", 1-130fornecendo qualquer incentivo A Refinaria para minimizar os custos de exploras80, uma vez que qualquer economia reverteria a favor do Ministdrio das Finensas. Durante 1986, foram transferidos para o Ministdrio das Finan~ascerca de 2 mil milhdes de Kz duma receita total bruta da refinaria de 7,5 mil milhdes de Kz nesse mesmo ano. 0s preGos dos produtos sgo estabelecidos principalmente com objectivos sociais e nZo de racionalizasBo dos consumos. No entanto, como os preqos no mercado mundial baixaram desde 1985, os preqos oficiais A saida da refinaria estZo praticamente a par com os valores de paridade de importa~80, conforme se demonstra no Quadro 1. No Quadro, compara-se a actual estrutura de preGos para os produtos principais corn o preqo CIF a que se chegou com base num valor hipotdtico de frete (e custos inerentes) de US$2O/tonelada acrescido do preGo FOB spot MediterrPneo. Para os GPL, utilizou-se uma taxa de frete de USS80ltonelada a somar ao preso FOB. Quadro 1: PREGOS OFICIAIS A SAIDA DA REFINARIA VERSUS PREGOS INTERNACIONAIS --- Estrutura Oficial --- FOB MediterrPneo mais US$20/t A/ GPL 7,90 Kz/kg 266,54 304,58 204,75 223,67 Gasolina 5,00 ~z/litro 228,06 275,50 161,25 186,50 ~uerosenel~etfuel 5,02 ~z/litro 209,40 281,75 172,58 179,33 Gasdleo 3,55 Kz/litro 140,95 255,OO 151,92 171,50 Fueldleo (pesado) 2,66 Kz/kg 89,80 167,25 87,42 121,OO P r e ~ o soficiais em percentagem dos precos internacionais GPL 88% 130% 119% Gasolina 83% 141% 122% QueroseneIJet fuel 74% 121% 117% Gasdleo 55% 93% 82% Fueldleo (pesado) 54% 103% 74% -11 Exceptuando-se os GPL para os quais se adiciona US$80/tonelada ao preqo FOB Mediterrlneo - Fonte: Estimativas da missgo Anexo 9 Pdgina 4 de 5 Fixa~Hodos Pre~osdos Produtos ao Consumidor Final 0 Decreto que estipula a estrutura de preGos dos produtos ao distribuidor tambhm estabelece a estrutura de presos ao consumidor final. Desde que o Decreto entrou em vigor, em 1985, fizeram-se alguns ajustamentos minimos. A SONANGOL 6 c 6nic.odietribuidor de produtos petroliferos e efectua a distribuiqBo numa base "cost-plus". A estrutura de preps permite ?I SONANGOL un,anlargem de lucro de 10% mais uma margem sobre o custo de distribuis8o e n diferencial de importasgo. Este 6ltimo elemento visa cobrir a diferensa entre o custo do produto importado 11descarregado" e o custo A porta da refinaria, para os produtos internos. A diferenqa entre cstes custos e o prep de venda final 6 constituida par urn in~pnstopago ao Ministdric das Finanqas ou por urn subsidio concedido pelo mesmo Ministkria. NO Quadro 2 ilustra-se a estrutura de preqo dos principais produtos. Quadro 2: ESTRUTURA OFICIAL DE PREWS INCLUINDO REVISOES Gasolina Querosene Jet B Jet A Gasbleo GPL FOL FOP ------------ Kz/litro ------------- Prep A porta da Refinaria 5,OO 5,02 3,75 5,02 3,55 Impcsto 6,64 0,50 0,11 0,32 1,43 Custo da SONANGOL 2,83 1,79 1,Ol 1,09 1,72 Lucro da SONANGOL 0,73 0,68 0,48 0,60 0,53 Margem do Revendedor 0,34 0,70 0,00 0,00 0,16 Ciferencial de Importa$Bo 0,OO 0,OO 0,00 (0,07) 0,00 Margem 9,46 (1,70) 0,94 0,53 (0,381 Preco final 25,OO 7,OO 6,20 7,50 7,OO Margem liquida 16,lO (1,20) 1,06 0,78 1,05 - Fonte: MEP Anexo 9 PQgina 5 de 5 Observando a estrutura de custos dos diferentes produtos, baseada nos precos oficiais e na estrutura de custo/lucro actual da SONANGOL, chega-se ?Iconclus20 que sb o querosene, GPL e FOL (fuelbleo levc) sHo beneficiados com urn subsidio do Orcamento do Estado. Foi projectado em 877 milhaes de Kz o total dos pagamentos devidos ac MinistCric das Finan~as,em 1987, com base nas margens de distribuicHo de produtos petroliferos. A SONANGOL estA autorizada a deduzir os custos de transporte do petrdleo bruto do Soyo para a refinaria, orcamentados em 111 milhaes de Kz em 1987. Assim, o pagamento liquido ao Ministdrio das Finangas 6 de 766 milhaes de Kz. Adicionando 1.735 milhaes de Kz, total das receitas projectadas provenientes dos impostos sobre os produtos, a receita total do Governo decorrente das vendas da SONANGOL pode calcular-se em 2.501 milhues de Kz para 1987. Anexo 10 PQgina 1 de 4 ANALISE ECONdMIcA DA REFINARIA DE LUANDA UTILIZANDO VALORES HISTdRICOS Desenvolveu-se um modelo simples para analisar a economicidade da Refinaria de Luanda. As receitas e custos par tonelada de carga de petrdleo s8o calculadas utilizando rendimentos tipicas da refinaria, multiplicados par valores dos produtos refinados baseados no prego FOB Mediterrsneo, mais US$20/tonelada, mais um encargo final que se assurniu de US$4O/tonelada para as produtos liquidos e de US$20/tonelada para as GPL. 0 modelo foi concebido de modo a permitir que urna determinada proporg8o do fueldleo seja vendida para expartaggo, a presos de fueldlea cam baixo tear de enxofre (LSFO), incluindo uma dedug8o para o frete. 0 petrdleo de Cabinda, incluindo um desconto, 6 utilizado coma base para o prego de expartag80 FOB do petrdleo do Soya. Consideraram-se tres casos, utilizando custos reais do petrdleo e dos produtos petroliferos para tres periodos diferentes: 1985, 1986 e primeiros seis meses de 1987. 0 modelo e as resultados para cada periodo est8o ilustrados nos Quadros 1,2 e 3. Conforme indicado, cam as custos de oportunidade utilizados para o petrdleo e para as produtos petroliferos, a margem bruta da refinaria 6 suficiente, em todos os casos, para cobrir as custos "de efici$ncia1' de exploras8o de ~~$10,95/tonelada(US$1,50 par barril) e permitir um lucro de exploras8o substancial. 0 rnodelo foi concebido de modo a permitir variar as valores de alguns parsmetros besicas para verificar a sensibilidade a estas variasUes. Par exemplo, quanto mais LSFO se vender para exportagZlo, mais baixam as lucros de explorag80, uma vez que o valor "netback" destas vendas 6 menor do que nas vendas locais aos pregos de fronteira. Tarnbim quanto menor for o desconto assumido para o petrdleo do Soya, relativamente ao petrdleo de referzncia de Cabinda, menor serh o lucro de explorag8o. Nos Quadros que se seguem faz-se urn resumo dos lucros de explorag80, das hipdteses e dos resultados da anhlise de sensibilidade relativamente ao caso base. Anexo 10 Pbgino 2 de 4 Quadro 1 : REFINARIA DE LL'ANDA: CALCULOS ECONOMICOS USANW CRUDE W SOY0 CUSTOS 3E OPORTUNIDADE DE 1985 LSFO t o export 80.0% Total production Terminal l i n g Liq, Products US$ 4.00 per ton Terminal l i n g LPG US$ 20.00 per ton LSFO F r e i g h t etc. USNE US$ 22.00 per ton Cabinda Crude FOB US$ 188.76 per ton Soyo Discount US$ 3.65 per ton Soyo FOB US$ 185.11 per t o n Local Crbde Transport US$ 3.00 per ton Crude 8 Product Cost/Revenue per -Ton Values per t o n ton Crude run FOB MED - NYH (US$) (US$) (US$) Crude +20 LSFO Production LPG Gaso l ine Kerosene/jet fuel Gasoi I Fuel o i l inland LSFO export Total products Gross Refinery Margin "Eff i c i e n t " Cash Operating Costs Operating - P r o f i t Anexo 10 Paglna 3 de 4 Quadro 2: REFINARIA DE LUANDA: CALCULOS ECONOMICOS USANDO CRUDE DO SOY0 CUSTOS DE OWRTUNIDADE DE 1986 Assumptions LSFO t o export 80.0% Total production Terminal l i n g Liq. Products USS 4.00 per ton Terminal ling LPG US$ 20.00 per ton LSFO Freight etc. USNE US%22.00 per ton Cabinda Crude FOB US$ 96.92 per ton Soyo Discount US$ 3.65 per ton Soyo FOB US$ 93.27 per ton Local Crude Transport US$ 3.00 per ton Crude 8 Product CostAZevenue per - Ton Values per ton Ton crude run FOB MED - NYH (US$) (US%) (US$) Crude (96.27 ) +20 LSFO Production LPG Gasol ine Kerosene/jet fuel Gasoi I Fuel o i l inland LSFO export Total products Gross Refinery Margin l*Efficientlf Cash Operating Costs Operating - P r o f i t - Fonte: Cdlculos da misszo. Anexo 10 Pagina 4 o f 4 guadro 3: REFINARIA DE LUANDA: CALCULOS ECONOMICOS USANOO CRUDE 00 SOY0 1' SEMESTRE CUSTOS DE OPORTUNIOAM DE 1987 Assumptions LSFO to export 80.0% Total production Terminal l i n g Liq. Products USS 4.00 per ton Terminal l i n g LPG USS 20.00 per ton LSFO F r e i g h t etc. USNE USS 22.00 per ton Cabinda Crude FOB USS 123.18 per ton Soyo D iscount USS 3.65 per ton Soyo FOB USS 119.53 per ton Local Crude Transport USS 3.00 per ton Crude 6 Product Cost/Revenue per Values per ton ton Crude run (USS ) (USS Crude t20 LSFO Production LPG Gasol ine Kerosene/jet fuel Gasoi I Fuel oil inland LSFO export Total products Gross Refinery Margin ltEf f i c i e n t " Cash Operating Costs Operating - Prof it Anexo 11 PQgina 1 de 3 RECURSOS HUMANOS NO SEGMENT0 DE JUSANTE DO SECTOR PETROLIFERO 1. f i r i terr cctvaln;erltrccrca d e 450 funcinn6riosY 70 dos . quais s3n estl-ar:ge-iras. r.t:tts ?(!,6 dcsen:pt.rhan~e1evedas fun~des de gest5c e os restant~s 65 SAC fencjc:n~r$csespccizlizados (cperadores de prime.ira cltissc, nle<:8ni.coschefr-s, contrantcstres meca^nicos, etc.). 0 n6rnero total d e cstrengeiros baixnu em relagso aos cerca de 100 de h6 trcs anos atris e continua a diminuir. A FPA esti empenhada na formaq5o completa de Angolanos, tendo confiado esta tarefa em grande parte ao Instituto Nacjonal 6.e Petr6leo (INP) no Sumle para a formaggo de operadores, existindo neste mnn~entc~cerca de 20 estagidrios. 0 s bans resultados da formaq80 profissinnal obtidos nc Sumbe foram de tal maneira encorajadores que se inicicgu a formas8o em ireas mais especializadas, tais como mecsnica de l.nstrumentos e mec2nic.a geral. Enviaram tambdm pessoal para o estrangeiro, para estsgios de 2 meses nas refinarias da PETROFINA, mas este programa tern sido ultimamente limitado pelas autoridades governamentais par restriq8es de divisas. Existe ainda um programa de aperfei~oamento profissional no local de trabalhe, conduzido por uma empresa italiana, IDEAS. SONANGOL: Distribui~soe Marketing 2. Existem cerca de 3.000 empregados no departamento de distribuigifo e marketing da SONANGOL. Isto nso inclui o pessoal das esta~ties de servi~o que funcionam coma concession~riosindependentes com uma margem de revenda. Cerca de metade dos empregados da SONANGOL estlo adstritos Bs instalagUes de armazenamento, enquanto as restantes sao motoristas, meca^nicos, contabilistas, vendedores, etc.. Existem algumas centenas de funciondrios nos vinte e poucos depdsitos internos vazios. Mesmo que o sistema estivesse a funcionar de modo adequado, 4 evidente que a actual forga de trabalho seria excessiva em relagso ao volume distribuido. 0 excesso de pessoal, edificios e instalagUes C o resultado das antigas cornpanhias privadas terem passado para o control0 da SONANGOL, o que resultou em duplicagifo, excesso de pessoal e despesas gerais superiores As necessdrias. A SONANGOL reconhece a necessidade de racionalizar o pessoal e as instalagties herdadas. Todavia, corn a actual situa~Bo estratdgico-militar, d dificil propor urn programa e urn estudo de racionaliza~loadequados. A SONANGOL fez alguns progressos neste campo e continuard a fazer - talvez em passos mais curtos e mais lentamente do que o faria em conjuntura "normal". Anexo 11 Pdgina 2 de 3 3. Em resumo, nos dltimos cinco anos cerca de 100 operadores receberam formaq3o no INP, no Sumbe. Este valor pode parecer elevado em relaggo ao ndmero total de funcionirios mas, na verdade, existe uma elevada rotaqgo de pessoal. HA necessidade de formar muito pessoal de modo a garantir que haja sempre uma reserva, pois muitos mudam-se para outras empresas. Uma das causas da rotagilo elevada ou do "abandono" t! o baixo saldrio dos estagi4rios. Recebem cerca de 8.000 Kz/m$s durante o periodo de fo~ina~ilo,sem qualquer tipo de beneficios alimentares 2 excepqHo do uso da cantina da refinaria, enquanto a formaqBo se efectuar dentro das instalaqaes. Urn operador devidamente formado nHo recebe mais do que 12.000 a 15.000 Kz por mcs, sendo uma parte em alimentos. Centro de Formac3o do Petrdleo (CFP) - Sumbe 4. A informag30 disponivel sobre o CFP i/no Sumbe indica que a fase de preparaqZo/viabilidade para este centro foi insuficiente, que as dificuldades iniciais foram maiores do que se esperava (um atraso de 16 meses, de principios de 1984 para fins de 1985) e que os objectivos da formagilo nHo estilo a ser alcanqados. Contrariamente ao que k habitual o PNUD/ONUDI n3o designou um chefe de projecto, pelo que a tomada de decisaes e a resoluggo de problemas se tarnou num process0 lento e complicado. 0 CFP nilo teve o apoio dos seus principais beneficidrios (as companhias petroliferas), em grande parte porque os programas de formagHo nao foram concebidos atrav6s de consulta ou de modo a satisfazer as necessidades das companhias petroliferas. Estas, por razses dbvias, preferiram utilizar as suas prd~riasinstalagaes de formagilo. Mais recentemente, no entanto, as companhias comegaram a demonstrar algum interesse e a prestar um apoio mais dinZimico, a ponto de enviarem os seus ~ r d ~ r i o sinstrutores, assim como equipamento de formaggo. 0 Governo (~inistkrioda EducaqBo e MEP) e as parceiros internacionais (PNUD, ONUDI, NORAE e Itdlia) deveriam reconsiderar a dimens30 deste projecto e, possivelmente, recomegd-lo sob controle da ind6stria petrolifera, mas com a assistGncia de algum dos actuais parceiros que deseje continuar a auxiliar Angola na formaggo de pessoal para a sua indGstria mais importante. 0s interesses das companhias petroliferas em Angola provavelmente n3o se estendem a outros paises da SADCC (Confer6ncia para a CoordenaqBo do Descnvolvimento da Africa Austral). Se assim sucedesse, seria possivel a formag30 de nacionais de outros paises da SADCC embora essa fosse, provavelmente, a tarefa principal do CFP. -1/ 0 Sumbe foi visitado por urn membro da Miss30 de Diagndstico Energdtico mas este Relatnrio beneficiou da consulta a urn relatdrio do PNUD intitulado: UNDP, Evaluation Mission on RAF/83/22 - Assistance to the Petroleum Training Center, PNUD/ONUDI, Luanda, Relatdrio final, 25 de Abril de 1987. Anexo 11 Pdgina 3 de 3 5. A grande falha no cumprimento dos objectivos tem residido na formaggo de formadores. Parece que at6 agora sb dez formadores fizeram cursos de formas80 e s6 cinco continuaram ao serviqo do CFP 2/. Esta 6 sem ddvida a primeira prioridade para qualquer actividade futura, c a m se pretenda que o CFP venha alguma vez a tornar-se autbnomo, ainda que s6 parcialmente. 6. A Missso nso di~pSs de qualquer tipo de informas80 de ordem financeira, pel0 que se torna impassive1 comentar a rendibilidade do CFP. No entanto, 6 evidente que o seu funcionan~ento6 uma actividade muito dispendiosa, sendo necessdrio cmparar as seus objectivos (e resultados alcanqados) corn as custos, antes de tomar qualquer decisgo quanto sua continuas80 ou encerrarnenta. 0 CFP exige recursos financeiros elevados relativamer~teaos cscassos recursos de Angola que tern contribufdo corn 2 - 3 rilhtfes de ddlares por ano para o funcionamento do Centro (para al6m dos muitos milhues fornecidos por outros doadores). -2 1 Mais dez formadores de outros pafsee da SADCC receberam formasgo e regressaram aos seus pafees. Entre o final de 1985 e o principio de 1987, frequentararn cursos ou semindrios 311 estagidrios. Anexo 12 Pdgina 1 de 4 COMERCIALIZA@O DE PRODUTOS PETROLIFEROS Importa~gode Produtos Destilados M6dios 1. As importaglies de jet fuel e de gasdleo s3o efectuadas pela SONANGOL atravks da sua subsididria britanica, SONANGOL LIMITED. A SONANGOL LIMITED tem uma "joint venture" com uma grande empresa de comercializag80 da Alemanha Ocidental, STINNES, que presta assist6ncia na comercializag80 externa de produtos - importaglies e exportagues. Antes de se constituir a "joint venture" entre a SONANGOL e a STINNES, h& cerca de um ano, a SONANGOL LIMITED procurava fazer as importaglies de produtos destilados mkdios na base de carregamentos "ad hoc". A natureza esporidica da procura, a grande distPncia das principais fontes de abastecimento e os problemas com divisas/cartas de crQdito contribuiram, no seu conjunto, para tornar relativamente complicadas as importapes em barcos de 10.000 DWT. Cam o acordo de "joint venture" estabeleceu-se um padr3o de importag80 em partidas de 5.000 toneladas, aproximadamente uma vez por mEs, a partir de Tenerife, Ilhas Cansrias. A "joint venture" fretou um petroleiro com a capacidade de 5.000 DWT que, por sua vez, pode ser fretado a terceiros, quando n3o 6 necesssrio para as importagaes de Angola, contribuindo assim para gerar receitas. Actualmente, por exemplo, Angola paga "joint venture", via SONANGOL, o prego Platt MediterrPneo mais US$ 39/t CIF Luanda pel0 jet fuel A-1. Isto cobre o custo FOB de aquisi~8odo produto, seguro maritime, perdas, despesas com cartas de crQdito, financiamento e gest8o da totalidade da aquisiggo e operaglies de afretamento. Metade dos lucros destas e doutras actividades da sociedade voltarn para a SONANGOL LIMITED, atrav6s da sua quota na "joint venture". Presentemente, estes lucros obtidos na comercializaggo de produtos est3o a financiar integralmente o escritdrio de Londres da SONANGOL LIMITED, cuja actividade principal 6 a comercializag80 de petrdleo bruto. 2. A miss30 efectuou uma andlise dos esquemas de aquisiggo de produtos destilados m6dios. No quadro 1 apresentarn-se as cotaglies de pregos para o frete de pequenos petroleiros a partir dos principais centros de abastecimento de Tenerife nas Candrias e Augusta em Itdlia. Estes valores resultam num custo calculado do frete de US$26,9l/tonelada para Tenerife-Luanda e US$39,64/tonelada para Augusta-Luanda. Se se incluir no total uma comissZfo de comercializaggo (afretamento, financiamento e encargos gerais da "joint venture"), o diferencial CIF-FOB sera de US$33,62/tonelada para Tenerife-Luanda e de US$46,81 para Augusta-Luanda, conforme se mostra no Quadro 1. Anexo 12 PQgina 2 de 4 Quadro 1: DIFERENCIAL CIF-FOB DO ABASTECIMENTO EM PRODUTOS DESTILADOS IdDIOS Tenerife- Augusta- -Luanda -Luanda Base (us$/t> (US$/t> Custo FOB 159,51 159,51 M6dia Med PIW, primeiros Frete maritimo 26,91 39,64 6 rneses, 1987 Perdas de transporte e seguro 1,12 1,20 0,6%FOBmais frete ComissHo 5,59 5,97 3,0% FOB mais frete CIF Luanda 193,13 206,32 Diferencial CIF-FOB 33,62 46,81 Fonte: SONANGOL e Anexo 9, Quadro 1. 3. Uma vez que o actual esquema incorpora um diferencial total de US$39/tonelada acima do prep spot Platt Mediterrsneo, Angola estQ a pagar uma "margem excedentdria" de cerca de ~S$5/tonelada sobre o abastecimento ex-Tenerife, enquanto a aquisi~Ho em Augusta seria obviamente demasiado cara. Estes c~lculosmerecem dois comentdrins: (a) admitindo que um carregamento de 5.000 toneladas 6 um valor adequado, mesmc urna fante de abastecimento de elevado custo, isto 6 , afastada como 6 o caso de Tenerife., ter6 um custo menor do que o praticado actualntente (menos US$5/tonelada aproximadamente); (b) parece evidente que urn cargueiro de 10.000 toneladas 6 rnuito mais adequado, tendo em consideraq8o que as importaqi3es totais ultrapassam 100.000 toneladas/ano e que Tenerife 6 uma fonte de abastecimento desnecessariamente distante. Anexo 12 ~dgina3 de 4 P r e ~ ode aquisisHo FOB Luanda Frete maritimo Luanda-Nova York Perdas de Transporte 0,3% Seguro maritimo 0,2% ComissHo comercializasHo 3% Custo de Descarga Nova York 4. Partindo da hi~dtese que a SONANGOL-STINNES conseguia vender o fueldleo aos presos de carga "spot" porto de Nova York e obter uma comissgo de comercializa~Ho de 3% pela gestgo de todas as funq8es de "implementa~Hott,teria uma "margem excedentdria" de cerca de US$7/tonelada no Pmbito do presente esquema. Corn os niveis de exportasgo actuais, isto montaria a cerca de US$3,5 milhaes ao ano. Afigura-se que alguns dos lucros que poderiam reverter em favor da SONANGOL (e do overn no) estHo actualmente a ir para a SONANGOL LIMITED. Mesmo que metade dos lucros v8o para a SONANGOL LIMITED, talvez valesse a pena discutir com a STINNES a possibilidade de se conseguirem condisaes mais vantajosas. Outra alternativa seria o regresso da SONANGOL As priticas de 1981-82 de abrir concurso nos mercados internacionais de fueldleo. No passado, as ofertas recebidas eram cerca de US$2,40/barril ou U~$16,80/tonelada inferiores ao preso no porto de Nova York. Depois de adicionados outros custos, Angola conseguiria ainda urn preso liquido para o fueldleo de cerca de US$115/tonelada em vez de US$108/tonelada, camo parece ser o caso com os procedimentos actuais. 5. , 0 fueldleo produzido em Angola tem urn baixo teor de enxofre (0,3%) e 6 um produto com elevada capacidade de derramamento. A refinaria vende-o A SONANGOL ao p r e p oficial B porta da refinaria e esta iiltima vende-o B "joint venture" SONANGOL-STINNES. 0 contrato actual prevg que a SONANGOL seja paga ao preso porto de Nova York menos US$22/tonelada. A costa nordeste dos EUA 6 o principal receptor deste tipo de produto com baixo teor de enxofre. 0 transporte 6 feito a partir de Luanda em carregarnentos de 50.000 toneladas. Anexo 12 PQgina 4 de 4 6. Uma taxa de frete tfpica (preso spot mbdio nos primeiros 6 meses de 1986) para este tip0 de carga em barcos de 50.000 TDW C cerca de 110% WS ou seja US$1lB25/tonelada para o transporte Luanda-Nova York. As cotas8es recentes de presos spot porto de Nova York para o LSFO 0,3%, com elevada capacidade de derramamento, situaram-se em mCdia em US$130/tonelada. Nestas circunstPncias, a SONANGOL-STINNES pagaria 8. SONANGOL US$108/tonelada, o que representa US$15 abaixo do custo "no cais" em Nova York. Vendas a Bancas Internacionais 7. As vendas a bancas internacionais cairam cerca de 50% no period0 1981-86. As bancas de avias8o tiveram uma recuperas80 e as bancas de fuelbleo tambCm est8o estabilizadas, embora tenha havido um marcado declfnio nas bancas de gasbleo, possivelmente por Angola se ter tornado um importador lfquido ao longo deste perfodo. 0 Quadro 2 resume as tendgncias. Quadro 2 r VENDAS A BANCAS INTERNACIONAIS 1981-86 Jet fuel 29.074 10.827 28.920 Gasbleo 37.760 11.555 5.850 Fuelbleo 2.771 3.379 2.600 Total de Bancas 69.605 34.761 37.370 - Fonte: Autoridades Angolanas. Anexo 13 PHgina 1 of 10 INDICADORES DO SUBSECTOR ELECTRIC0 Quadro 1: CAPACIDADE INSTALADA E DISPONIVEL (1987) System Name of Type Number of u n i t s Capacity (MU) Date of Date of and PIant -a/ and u n i t power Installed/Availabie Commissioning Unavailability Prov ince (Mw) Month/year Month/year - p p p p p - North Kuanza N. Cambambe H 2 x 4 5 6 2 ~ 4 5 180.0 135.o 1963,1973 Bengo Mabubas H 2 ~ 3 6 2 ~ 5 . 9 17.8 - 1953,1959 2/1986 Luanda Luanda, GT1 GT 1 x 25.6 25.6 25.6 1980 II Luanda, GT2 GT 1 x 31.2 31.2 31.2 8/1985 Subtota I 254.6 191.8 Csntra I Benguela Lcnnaum 11 Biopio II Biopio II Biopio 11 Lobit o Huambo Huambo I! Huambo Subtotal South Hui l a Matala H 2 x 13.6 27.2 13.6 1959 II Lubango D 3 x 0.4 6 12 x 0.2 3.6 3.6 n.8. PI Namibe D 2 x 5.75 11.5 11.5 1980 - !I Tcnnbwe D 1 x 1.6 1-6 1970 - II Jamba D 3 x 1.9 507 1968 - II Saco D 2 x 1.45 2.9 n.a Subtota i 52.5 28.7 Isolated Systems Cabinda Malongo GT 1 x 12.3 12.3 -- 1980 1985 II II D 3 x 1.5 4.5 8/197 1 I 1 11 D 4 x 0.3 1.2 1.2 n.a Ulge Luquixe H 3 x 0.36 1.1 1.1 1957,1968,1971 It Uige D 3 x 06 1.8 1.8 n.a II n D 1 x 1.5 1.5 1.5 1982 - ~ -a/ H = Hydroelectric; D = Diesel; GT = Gas Turbine. b/ Railway carriage mounted. -C/ IS0 r a t i n g 13.5 W. Deratlng of 221 due t o altitude. Fonte: SADCC, SONEFE, 8 EN. Anexo 13 Pdgina 2 de 10 Quadro 1: CAPACIDACE INSTALADA E DISPONfVEL (1987) (Cont inuaqgo) System Name of Type Number o f u n i t s Capacity (MW) Date of Date of and Plant -a/ and u n i t power Installed/Available Commissioning Unavailability Prov ince (MW) Month/year Month/year Lunda N Luaximo H 4 x 2.4 9.6 - 1957 11 Luxi l o D 1 x 1.5 1.5 - n.a It Lucapa D 2 x 3.2 6.4 - n.a Bie Andulo H 2 x 0.05 0.1 0.1 n.a II Kunj e H 3 x 0.54 1 -6 1.1 1/1971 !I Coenba H 2 x 0.1 0.2 0.1 n.a II Kuit o D 1 x 0.8 6 1 x 0.5 1.3 0.5 n.a Mox ico Luena D 2 x 0.6 1.2 - 1974 Hui l a Kubango H 2 x 0.15 0.3 - 8/1972 Subtota I 44.6 7.4 Total Angola 462.9 274.6 ---- - -- -a/ H = Hydroelectric; D = Diesel; GT = Gas Turbine. -b/ Railway carriage mounted. -C/ I S O r a t i n g 13.5MW. D e r a t l n g o f 22$ d u e t o a l t i t u d e . - Fonte: SADCC, SONEFE, e ENE. Anexo 13 Pagina 3 de 10 Quadro 2: PROOUCAO TOTAL POR CENTRAL (GWh) Hydro Cabinda 255.7 303.2 370.7 502.6 552.2 421.4 338.6 394.7 419.4 465.0 489.9 506.7 545.0 674.4 565.6 544.2 590.4 Mabubas 46.7 72.5 67.4 27.7 15.2 6.3 0.3 1.3 2.9 1.3 2.4 1.6 1.9 4.1 3.6 4.7 1.3 Lcinaum 81.9 97.9 109.9 120.8 125.8 92.4 63.4 72.4 90.4 85.3 112.4 99.4 112.5 2.4 0.0 0.0 0.0 Biopio 37.2 34.9 34.1 43.1 37.6 42.7 14.4 24.0 16.0 39.0 22.6 32.1 38.3 34.5 16.4 12.0 35.1 Mata la 91.5 61.8 67.5 77.8 62.1 69.3 9.6 10.8 8.7 10.5 10.5 10.7 8.6 10.9 8.0 9.6 8.1 Otherhydro 91.5 61.8 67.5 77.8 62.1 69.3 9.6 10.8 8.7 10.5 10.5 10.7 8.6 10.9 8.0 9.6 8.1 Total Hydro 543.7 605.0 680.3 814.1 858.1 705.1 460.7 529.4 568.1 636.4 675.3 688.1 748.4 674.3 634.7 621-0 6g1m1 Gas turbines Luanda - - - - - - - - - - 0.1 0.0 0.3 0.1 0.5 6.2 14.2 Biopio - - - - 8.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 1.8 8.8 0.7 60.0 61.9 49.7 15.5 Huambo - - - - - - - - - - 1.8 1.7 0.1 11.0 7.1 2.9 0.0 Cabi nda - - - - - - - - - - 6.0 9.9 18.8 14.2 13.6 18.1 5.7 Diesel Generation , 100.0 137.0 158.5 170.2 162.7 133.2 71.4 28.8 15.0 13.0 5.3 8.0 10.3 4.2 8.6 7.5 27.0 Total Angola 643.7 742.0 838.8 984.3 1023.8 838.3 532.1 558.2 588.2 649.4 690.3 716.5 778.6 763.8 726-4 704.8 753-5 Average growth rate I p.a. 15.3 13.0 17.3 4.5 -18.5 -36.5 4.9 4.5 11.4 6.3 3.8 8.7 -1.9 -4.9 -3.0 6.9 Percentage of Total Hydro 84.46 81.54 81.10 82.71 88.41 84.11 86.58 94.84 97.41 98.00 97.83 96.04 96.12 88.28 87.98 88.11 91.72 Gas turbines 0.00 0.00 0.00 0.00 0.78 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 1.41 2.85 2.56 11.17 11.44 10.83 4.70 Diesel 15.54 18.46 18.90 17.29 15.81 15.89 13.42 5.16 2.57 2.00 0.77 1.12 1.32 0.56 1.18 1.06 3.58 - Fonte: SADW, SONEFE, e ENE. , Anexo 13 Pagina 4 de 10 Quadro 3: PRODUCAO POR SISTEMA E CENTRAL (GWh) SystemPI ant Type a/ 1982 1983 1984 1985 1986 Northern Cambambe Mabubas Luanda Sub-tota l Centra I Lomaum H 112,500 2,428 0 0 0 Biopio H 38,300 34,516 16,408 12,801 35,114 Biopio GT 700 60,042 61,896 49,746 15,531 Huambo GT+D 70 11,000 7,106 2,275 2,021 Biopio D 0 0 3,932 1,822 10,615 Blackstone sets D 0 0 0 505 11,948 Sub-tota l 151,570 107,986 89,342 67,149 75,229 Southern Matala Namibe Sub-tota l Total Interconnected 742,037 734,514 700,165 675,049 737,507 Cabinda Malongo Luquixe H 5,OOO 5,323 3,360 4,533 2,891 Uige D 787 927 3,092 502 919 Subtotal 5,787 6,250 6,452 5,035 3,810 - Bie Kunj e H 5,310 5,338 3,555 4,795 4,751 Andu l o H 270 289 1 50 257 245 Coemba H 235 228 1 52 228 182 ....... ....... ....... Kuit o D 1,400 985 1,698 1,277 1,197 ....... ....... ....... ....... Chi nguar D 26 98 Nfharea D 1 1 Subtotal 7,215 6,851 5,581 6,655 6,375 Moxico Luena D 4,679 1,907 590 122 90 ......................................................................................... Total Isolated 36,449 29,248 26,241 29,84 1 15,965 ........................................................................................... TOTAL ANGOLA 778,486 763,762 726,406 704,890 753,472 -a/ H = Hydroelectric; D = Diesel; GT = Gas Turbine - Fonte: ENE, SONEFE, MEP reports, e estimativa da missa'o. Anexo 13 Ouadro 4: Generation Distribution a/ Losses Base Growth rate Base Growth rate % of Year G W ~ 100 % p.a. Gwh 100 1~.a. GWh Generat ion 1967 390.8 38.0 - 1968 456.8 44.4 16.9 1969 541.5 52.6 18.5 1970 643.8 62.6 18.9 1971 741.9 72.1 15.3 1972 838.8 81.5 13.0 1973 984.3 95.7 17.3 1974 1,028.8 100.0 4.5 1975 838.8 81.5 -18.5 1976 532.1 51.7 -36.5 1977 558.8 54.3 409 1978 583.2 56.7 4.5 1979 649.4 63.1 11.4 1980 690.3 67.1 6.3 1981 716.5 69.6 3.8 1982 778.6 75.7 807 1983 763.8 74.2 -1.9 1984 726.4 70.6 -4.9 1985 7804.8 68.5 -3.O 1986 753.5 73.2 609 Average Annual growth rates (1) calculated using least square estimates: Generation Distribution 1967 - 1973 16.6 16.2 1977 - 1982 609 606 1977 - 1986 3.1 2.1 -a/ . tlDistr ibut ion" f igures apparently include losses i n MV (60 kV and lower) distribution networks - Fonte: lndustriaI Stat1stlcs (INE: 1967-19731; EN, SONEFE, M P reports, e estimativa da missa"o. Anexo 13 PBgina 6 de 10 Quadro 5: COMPRIMENTO T O T A + M f I N H A S DE TWSMISSAO North Central South Isolated Voltage system system system systems Total -a/Includes 109 km of new line Mabubas-Quibaxe (Dembos electrification). -b/Currently operated at 30 kV. -c/ENDIAMA system, province of Lunda N. - Fonte: SADCC, SONEFE, e ENE. Anexo 13 PQgina 7 de 10 Quadro 6: PRlNClPAlS LINHAS DE TRANSMISSAO - CARACTERlSTlCAS System No. o f Commiss. Line Circu i t s kV km Conductors Year Comments Cambambe-Luanda ACSR Crow Cambambe-Viana 11 Viana-Luanda It Currently a t 60 kV Cambambe-NlDalatando 11 Cambambe-Gabela Out o f order since 1984 ,I N9Dalatando-Cacuso ACSR 30/7 Cacuso-Malange I* Mabubas-Luanda Cu 50mn 2 Mabubas-Quibaxe n.a. Center Biopio-Qui leva ACSR Panther n.a. Biopio-Lmaum II 1964 Lmaum-A. Catumbel a II 1964 A.Catumbela-Huambo II 1964 Huambo-Chinguar n.a. n.a. Operated a t 30 kV - South Matala-Lubango ACSR Panther 1959 Matla-Jamba 11 1973 Lubango-Namibe ( I ) Cu 70mn2 1960 ( i l ) ASCSR Partridge 1974 Namibe-Tmbwa ACSR Civetta 1974 Highly corroded Namibe-Saco 19 1973 Jamba-Tchamutete ACSR 26/7 1973 Out o f order -a/ Inactive due t o works i n Viana substation. -b/Dembos e l e c t r i f i c a t i o n . To be commissioned i n July 1987. - Fonte: "Estudo da Interligacao das Redes de an go la^^, EW (Lisbon, 1984). Anexo 13 Pdgina 8 de 10 Quadro 7: DISTRIBUIGAO DE ELECTRICIDADE POR SISTEMA E PROVINCIA mwh) Northern Luanda & Bengo Kuanza N+Malange Kuanza S Subtotal Central Benguela Huambo Subtotal Southern Huila Namibe Subtotal TOTAL INTERCONNECTED Isolated Cabinda Uige Bie Moxico Total Isolated TOTAL ANGOLA -- - Fonte: ENE, SONEFE, MEB reports, e estimativa da misszo. Anexo 13 Pdgina 9 de 10 Quadro 8: DlSTRlBUlCAO de ELECTRICIDACE POR RGlAO a/ - EM VARIOS ANOS (em GWh e X) Percentage of Electricity Distribution (GWh) total (X) Prov ince 1967 1970 1972 1974 1982 1986 1974 1986 Luanda 6 Bengob/ 172.8 285.6 409.0 478.8 440.8 491.9 52.1 77.3 Benguela c/ 93.5 124.4 137.8 147.2 113.4 61.0 16.0 9.6 Huila 6 Namibed/ 20.6 69.3 78.2 95.5 36.2 43.3 10.4 6.8 Huambo e/ 16.6 30.3 32.1 40.1 33.3 11.6 4.4 1.8 Sub total 303.5 509.6 657.1 761.6 623.7 607.8 82.9 95.5 Others 69.3 109.3 130.1 157.6 88.9 28.4 17.1 4.5 Tota l 372.8 618.9 787.2 919.2 712.6 636.2 100.0 100.0 -a Distribution lncludes CustOmer consumption and MV and LV distribution losses. -b/lncludes the c i t y and greater Luanda. c/ Includes the urban areas of Benguela and Lobito. -d/lncludes the urban areas of Lubango and Namibe. -e/lncludes the urban area of Huambo. - Fonte: Industrial Statistics (INE), ENE, e estimativa da misslo. Anexo 13 PLgina 10 de 10 guadro 9: ENDIVIDAMEMTO EXTElWO E SERVICO DA DlVlDA DO SUBSECTOR ELECTRlCO (EXCLUINDO GAMEK ) (em milhares de unldades) Currency Loan amounts Av. int. Av. grace Av. reprant Debt incurred Debt Service: repayment and interest ('000s) Borrowers 1/ contracted z/ r a t e period-year perlod-year 1-DEC-86 1987 1988 1989 1990 ENE USI 21,951 9.2 1.8 5.7 10,733 929 1,805 4,907 4,810 574 1,463 1,488 1,027 1,503 3,268 6,395 5,837 BEF 351,098 8.4 2.O 7.4 325,333 35,939 54,835 54,835 54,835 14,956 31,146 19,935 13,633 50,895 85,981 74,770 68,468 USI equivalents I/: 63,279 9.0 1.9 6 .O 34,935 7,999 14,149 16,277 14,673 SONEFE USI 29,237 7.4 3.6 6.6 20,603 4,242 4,125 3,298 1,941 USI equivalents ;/: 38,277 7.3 3.2 5.7 25,192 9,215 6,850 4,072 2,518 TOTALS USI equivalents ;/: 101,556 8.4 2.4 5.9 60,127 17,214 20,999 20,349 17,191 -1/ Exchange rates: French FR = USS0.157; S t e r l i n g Pound = US11.49; Belgian FR = USIO.025; Swiss FR = US10.62. -2/ In 1981 23.4 m i l l i o n USI equivalent; 1983, 1.3 m i l l ion; 1984, 44.9 m i l lion; 1985, 12.0 m i l l ion; 1986, 0.7 mi l lion; 1987, 19.2 million; t o t a l , 101.5 million. E:EN e estimativa da missio. Anexo 14 PIgina 1 de 28 PROJEC$oES DA PROCURA DE ELECTRICIDADE - HIPdTESES PRINCIPAIS ESTUDOS DA BBP, THEMAG E DA MISSAO 1. Desde o inicio da ddcada de 70 que consultores internacionais tentaram pelo menos quaLro abordagens diferentes Bs projecq8es de procura de electricidade. A primeira foi preparada em 1971 para a Junta Provincial de ElectrificaqHo de Angola (JPEA) pela SOFRELEC L/. Em 1984 a Electricidade de Portugal (EDP) apresentou um estudo tdcnico. Recentemente, realizaram-se dois estudos com vista a definir um plano de expansHo de custo minimo e de interligaqHo. Ambos os estudos abrangiam o periodo de 1986 a 2005. 0 primeiro foi financiado pelo Banco Africano de Desenvolvimento (BAD) e elaborado por Belgian Engineering Promotion (BEP) 2/; o segundo foi preparado pela empresa brasileira THEMAG 3/ no contexto da Conferencia para a Coordena~Ho do Desenvolvimento da-~fricaAustral (sADcc). 2. As previsdes de procura destes dois estudos nHo sHo imediatamente comparhveis. A BEP apresentou as suas previsdes par provincia, utilizando os relatdrios anuais e os planos preliminares do Ministdrio da Energia e ~etrdleo(MEP). A THEMAG definiu 20 "centros de carga" principais (correspondentes a 20 regi8es principais) para concentrar as cargas para efeitos de estudo e simula~Ho. 0s critdrios seguidos em relacilo A liga~Ho de novos municipios foram tambdm diferentes. 0s tdcnicos angolanos pouco contribuiram para o estudo da BEP, enquanto o estudo da THEMAG foi baseado nas aproximac8es existentes na SONEFE e na ENE. Ambos os estudos partiram da hipdtese de que ou nHo existia uma elasticidade-preco ou de que esta nHo teria qualquer efeito, apesar da necessidade urgente de aumentos de tarifas em todo o pais. A BEP utilizou um mdtodo sectorial, analisando o desenvolvimento de tr6s sectores principais: indhtria, servicos e domdstico, recorrendo, no entanto, a estatisticas industriais desactualizadas (1967-72), complementadas por recentes intenc8es governamentais. Foram tambdm feitas algumas hipdteses sobre a taxa de substituiqilo de outras fontes de energia por electricidade. -1/ "Estudo da InterligacHo dos Principais Sistemas de ProduqHo de Energia", SOFRELEC, 1971. -2/ "Estudo de um Plano Director de Desenvolvimento da Rede Eldctrica National de Angola", Bruxelas, Agosto de 1986. -3/ "Interliga~Ho dos Sistemas Norte/~entro/Sul em Angola. Possibilidades de InterligacHo com a Namibia"; Relatdrio Preliminar; Silo Paulo, Outubro de 1986. Anexo 14 PAgina 2 de 28 A BEP distribuiu as previsaes da procura agregada por provincias e municipios. A THEMAG usou um mdtodo global, preparando cendrios de procura com base na procura actual nas subestasaes principais e aplicando taxas de crescimento de acordo com expectativas de mercado "optimistas" e "pessimistas". Cada eubestasgo principal, ou "centro de carga", caracterizava-ee por duas componentes: uma que correspondia ao crescimento "natural" do consumo doe utentes existentee e outra que reeultava da extens30 da electrificasgo a novae dreas. 3. Com vista a superar as incertezas relativas A recuperas30 e ao desenvolvimento do sistema produtivo e das infra-estruturae urbanas, os estudos admitiram que a recuperas30 geral da estrutura sbcio-econhica podia iniciar-se no final de 1986. 0 consumo IInatural" experimentaria urn crescimento moderado at4 1989, altura em que as condislies de abastecimento deveriam regressar A normalidade. Seguir-se-la um periodo de cinco anos de desenvolvimento acelerado, restabelecendo-se a utilizas30 plena das capacidades de produs30. A segunda metade do periodo de planeamento (1995-2005) eeria caracterizada por condi@es eetdveis de desenvolvimento econdmico e menores taxas de creecimento de consumo de electricidade. Para aldm de um cendrio "~ase", a THEMAG usou projecsaes de cendrios "~aixo" e "Alto" que diziam respeito, exclusivamente, A componente de consumo "natural" e resultantes das projecsaes do cendrio "Base" diminuidas ou aumentadas de 8% respectivamente. A THEMAG utilizou as mesmas taxas de creecimento anual, dentro de cada sistema, para qualquer um dos tr6s cendrios, o que leva a que as diferensas de procura entre cendrios sejam apenae resultado de valores "iniciais" distintos. 4. Com vista a comparar as previsaes doe dois estudos distribuiram-se as projecsaes da BEP por regiaes, de mod0 a coincidir com os centros de carga utilizados pela THEMAG. Referiram-se ainda todos os valores de energia e potihcia de ponta aos barramentos de alta tens30 das subestasaes AT/MT. 5. As previslies de energia e ponta para os tr6s sistemas feitas pela BEP, THEMAG e BIRD/PNUD encontram-se descritas pormenorizadamente nos Quadros 1 a 21. Anexo 14 Quadro I : SlSTEMA NORTE -CASO 1 (ESTUDO BEP) Provisdes de consumo (Energia e Potencia) de 1986-2000 . Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potencia Energia Potancia produg50 Year GWh Hours 1986 474.8 5,499 1987 520.9 5,420 1988 571.6 5,342 1989 627.1 5,264 1990 688.1 5,188 1991 769.3 5,198 1992 860.O 5,209 1993 961.5 5,219 1994 1,047.9 5,229 1995 1,201.7 5,239 1996 1,297.5 5,248 1997 1,400.9 5,257 1998 1,512.5 5,266 1999 1,633.1 5,275 2000 1,763.2 5,284 w: Crescim. = Crescimento; AT = Alta TensZo. - Fonte: BEP. Anexo 14 Pagina 4 de 28 Quadro 2: SISTEMA NORTE - CASO 2 (CENARIO **BAIXO*' DA THEMAG) Provisdes de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energ ia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potdncia Energia PotQncia p r o d u ~ i o Year GWh % MW g % % GWh MW Hours % 1986 537.O 94.4 6.o 8.o 571.3 102.6 5,568 63.6 1987 599.5 11.6 104.7 10.9 6-0 8.0 637.8 113.8 5,604 64.0 1988 669.7 11.7 116.6 11.4 6-0 8.0 712.4 126.7 5,621 64.2 1989 748.1 11.7 130.2 11.7 6.o 8.0 795.9 141.5 5,624 64.2 1990 815.5 9.0 141.9 9.0 6.O 8.O 867.6 154.2 5,625 64.2 1991 898.7 10.2 157.1 10.7 6-0 8.O 956.1 170.8 5,599 63.9 1992 1,011.1 12.5 179.3 14.1 6.O 8.O 1,075.6 194.9 5,519 63.0 1993 1,102.1 9.0 195.4 9.0 6-0 8.0 1,172.4 212.4 5,520 63.0 1994 1,201-2 9.0 213.0 9.0 6.O 8-0 1,277.9 231.5 5,519 63.0 1995 1,309.3 9.0 232.2 9.0 6-0 8.O 1,392.9 252.4 5,519 63.0 1996 1,414.0 8.0 250.7 8.0 6-0 8.0 1,504.3 272.5 5,520 63.0 1997 1,527.2 8.0 270.8 8.0 6.O 8.o 1,624.7 294.3 5,520 63.0 1998 1,649.4 8.0 292.5 8.0 6-0 8-0 1,754.7 317.9 5,519 63.0 1999 1,781.3 8.0 315.8 8.0 6-0 8.O 1,895.0 343.3 5,521 63.0 2000 1,923.8 8.0 341.1 8.0 6.o 8.O 2,046.6 370.8 5,520 63.0 - Note: Cresclm. = Crescimento; AT = A l t a TensZo. Fonte: THEMAG. Anexo 14 PBgina 5 de 28 Quadro 3: S lSTEMA NORTE -CASO 3 (CENARIO flBASE" DA THEMAG) P r o v i s h s de consurno (Energia e PotBncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de CO~SUIIKJ Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potencla Energia Potgncia produ~5o Year GWh % HW $ % % GWh Hours 583.7 102.6 6.0 8.O 621.O 651.6 11.6 113.8 10.9 6-0 8.0 693.2 727.9 11.7 126.7 11.3 6.0 8.O 774.4 813.2 11.7 141.5 11.7 600 8.0 865.1 886.3 9.0 154.2 9.0 6-0 8-0 942.9 976.8 10.2 170.8 10.8 6-0 8.0 1,039.1 1,099.0 12.5 194.9 14.1 6.0 8.0 11,69.1 1,197.9 9.0 212.4 9.6 6.0 8.0 1,274.4 1,305.7 9.0 231.5 9.0 6.0 8.0 1,389.0 1,423.2 9.0 252.4 9.0 6-0 8.0 1,514.0 1,537.0 8.0 272.5 8.0 6-0 8.0 1,635.1 1,660.0 8.0 294.4 8.0 6.0 8-0 1,766.0 1,792.8 8.0 317.9 8.0 6.0 800 1,907.2 1,936.2 8.0 343.3 8.0 600 8.0 2,059.8 2,091.2 8.0 370.8 8.0 600 8.0 2,224.7 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensgo. - Fonte: MEMAG. Anexo 14 P6gina 6 de 28 Quadro 4: SISTEMA NORTE -CASO 4 (CENARIO "ALTO" DA THEMAG) Provisijes de consumo (Energia e Pothncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncia Energia Pothncia produ~go Year GWh Hours % 5,568 63.6 5,604 64.0 5,624 64.2 5,626 64.2 5,627 64.2 5,596 63.9 5,519 63.0 5,520 63.0 5,521 63.0 5,519 63.0 5,520 63.0 5,518 63.0 5,520 63.0 5,519 63.0 5,519 63.0 w: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensgo. - Fonte: THEMAG. Anexo 14 P6gina 7 de 28 Quadro 5: Sl STEMA NORTE -CASO 5 (CENARYO f'BASEff DA MISSAO) Provishs de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT AnuaI AT Anual Energia PotQncia Energia PotQncia produ~zo Year GWh % % % GWh Hours 1986 569.5 6.O 8.O 605.9 5,519 1987 580.9 2.0 6-0 8.0 618.0 5,519 1988 592.5 2.O 6.O 8.0 630.3 5,519 1989 604.4 2.O 6.O 8.0 642.9 5,519 1990 616.4 2.0 6-0 8-0 655.8 5,519 1991 628-8 2.O 6.O 8.0 668.9 5,519 1992 647.6 3-0 6-0 8.0 689.0 5,519 1993 680.O 5.O 6.O 8.O 723.4 5,519 1994 734.4 8 .O 6.0 8.O 781.3 5,519 1995 807.9 10.0 6.O 8.O 859.4 5,519 1996 904.8 12.0 6-0 8.O 962.6 5,519 1997 1,013.4 12.0 6.O 8.O 1,078.1 5,519 1998 1,135.0 12.0 6.O 8.O 1,207.4 5,519 1999 1,259.8 1 1 .O 6.0 8.0 1,340.3 5,519 2000 1,373.2 9.O 6.O 8-0 1,460.9 5,519 - - - - - - - - - Note: Crsscim. = Crescimento; AT = Alta Tenslo. Fonte: Estimativa da miss5o. Anexo 14 PBgina 8 de 28 Quadro 6: SISTEMA NORTE - CASO 6 (CENARIO "INTERMEDIOI* DA MISSAO) Provis6es de consumo (Energia e Potencia) de 1986-2000 . Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncla Energia PotQncia produqio Year GWh Hours % 569.5 5,519 63.0 580.9 5,519 63.0 592.5 5,519 63.0 610.3 5,519 63.0 640.8 5,519 63.0 672.8 5,519 63.0 719.9 5,519 63.0 777.5 5,519 63.0 855.3 5,519 63.0 957.9 5,519 63.0 1,072.9 5,519 63.0 1,201 .6 5,519 63.0 1,333.8 5,519 63.0 1,453.8 5,519 63.0 1,570.1 5,519 63.0 - - - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensio. - Fonte: Estimatlva da miss5o. Anexo 14 PBgina 9 de 28 Quadro 7 : S lSTEMA NORTE - CASO 7 (CENARI 0 ffALTOf DA M I SSAO) Provisoes de consumo (Energia e PotBncia) de 1986-2000 . Energ ia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potgncia Energia Pot8ncia produglo Year Hours % 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tenslo. Fonte: Estimativa da misslo. Anexo 14 Pagina 10 de 28 Quadro 8: SISTEMA CENTRO - CASO 1 (ESTUDO BEP) Provisdes de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncia Energia PotQncia produ~5o Year Hours 1986 5,025 1987 5,014 1988 5,003 1989 4,991 1990 4,980 1991 5,006 1992 5,032 1993 5,058 1994 5,085 1995 5,111 1996 5,121 1997 5,131 1998 5,141 1999 5,151 2000 5,161 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensso. - Fonte: Estimativa da mlssgo. Anexo 14 Pagina 1 1de 28 Quadro 9: SISTEMA CENTRO - CASO 2 (CENARIO 'IBAIXO" DA THEMAG) Provisdes de consumo (Energia e Potancia) de 1986-2000 Energ ia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Crescim. Transporte . de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotCncia Energia PotCncia produ~zo Year GWh Hours 1986 152.1 4,728 1987 161.2 4,722 1988 170-9 4,720 1989 193.9 4,659 1990 224.1 4,612 1991 244.3 4,610 1992 266.3 4,612 1993 290.3 4,613 1994 316.4 4,613 1995 344.9 4,615 1996 372-6 4,617 1997 402.2 4,614 1998 434.5 4,610 1999 469.1 4,611 2000 506.8 4,612 - Note: Crescim. = Cresclmento; AT = Alta TensZo. - Fonte: Estimativa da missio. Anexo 14 PBgina 12 de 28 Quadro 10: SISTEMA CENTRO - CASO 3 (CENARIO I*BASEIl DA THEMAG) P r o v i s k s de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potancia Energla Potgncia p r o d u ~ i o Year GWh % MW % % % GWh MU Hours % - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensgo. - Fonte: Estlmativa da missio. Anexo 14 PBglna 13 de 28 Quadro 1 1 : SiSTEMA CENTRO - CASO 4 (CENARIO "ALTO" DA THEMAG) P r o v i s h s de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potencia Energia Potgncia produ~80 Year GWh GWh Hours 1986 167.8 178.5 4,719 1987 177.9 189.3 4,731 1988 188.6 200.6 4,721 1989 214.1 227.8 4,667 1990 247.3 263.1 4,610 1991 269.6 286.8 4,613 1992 293.9 312.7 4,617 1993 320.3 340.7 4,617 1994 349.2 371.5 4,612 1995 380.6 404.9 4,610 1996 411 .O 437.2 4,613 1997 443.9 472.2 4,612 1998 479.4 510.0 4,614 1999 517.8 550.9 4,616 2000 559.2 594.9 4,611 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tenslo. - Fonte: Estimativa da mlsslo. Anexo 14 PBgina 14 de 28 Quadro 12: Sl STEMA CENTRO-CASO 5 (CENARIO ffBASEffDA MISSAO) ProvisBes de consumo (Energia e Pot8ncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Pot8ncia Energia Pot8ncia p r o d u ~ z o Year GWh Hours % 1986 95.7 5,181 59.1 1987 97.7 5,181 59.1 1988 100.6 5,181 59.1 1989 105.6 5,231 59.7 1990 115.1 5,280 60.3 1991 125.5 5,329 60.8 1992 138.0 5,427 52.0 1993 151.8 5,427 62.0 1994 170.1 5,476 62.5 1995 195.6 5,476 62.5 1996 224.9 5,476 62.5 1997 251.9 5,476 62.5 1998 279.6 5,476 62.5 1999 304.8 5,476 62.5 2000 329.1 5,476 62.5 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensso. - Fonte: Estimatlva da missso. Anexo 14 PSgina 15 de 28 Quadro 13: SISTEMA CENTRO - CASO 6 (CENARIO I'INTERMEDIO" DA MISSAO) Provis6es de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncia Energi a PotQncia produ~ao Year GWh Hours 1986 95.7 5,181 1987 97.7 5,181 1988 100.6 5,181 1989 107.6 5,230 1990 119.5 5,278 1991 133.8 5,374 1992 151.2 5,374 1993 173.9 5,469 1994 200.o 5,469 1995 230.0 5,469 1996 257.6 5,469 1997 288.5 5,469 1998 323.1 5,469 1999 358.6 5,469 2000 390.9 5,469 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tensgo. Fonte: Estimativa da missio. Anexo 14 P8gina 16 de 28 Quadro 14: S l STEMA CENTRO-CASO 7 (CENARIO I*ALTOll DA MISSAO) Provis6es de consumo (Energia e PotOncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Crescim. Transporte de producao carga na em AT AnuaI AT AnuaI Energia PotOncia Energia Potsncia p r o d u ~ i o Year Hours $ 1986 5,181 59.1 1987 5,181 59.1 1988 5,181 59.1 1989 5,228 59.7 1990 5,365 61.2 1991 5,454 62.3 1992 5,454 62.3 1993 5,454 62.3 1994 5,454 62.3 1995 5,454 62.3 19% 5,454 62.3 1997 5,454 62.3 1998 5,454 62.3 1999 5,454 62.3 2000 5,454 62.3 - Note: Crescim. = Cresclmento; AT = Alta Tensgo. - Fonte: Estimativa da missso. Anexo 14 Phglna 17 de 28 Quadro 15: SISTEMA SUL -CASO 1(ESTUW BEP) Provis6es de consumo (Energia e PotBncia) de 1986-2000 Energi a Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncia Energia Potgncia produg50 Year GWh GWh Hours % 1986 50.2 53.4 4,770 54.5 1987 53.1 56.5 4,769 54.4 1988 56.1 59.7 4,767 54.4 1989 59.4 63.2 4,766 54.4 1990 62.8 66.8 4,765 54.4 1991 72.O 76.6 4,796 54.7 1992 82.5 87.8 4,827 ,55.1 1993 94.5 100.6 4,858 55.5 1994 103.4 115.3 4,890 55.8 1995 124.2 132.1 4,921 56.2 1996 133.9 142.5 4,936 56.3 1997 144.4 1 53.6 4,950 56.5 1998 155.7 165.7 4,964 56.7 1999 167.9 178.7 4,978 56.8 2000 181.1 192.7 4,993 57.0 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tensgo. Fonte: Estimativa da miss5o. Anexo 14 guadro 16: S lSTEMA SUL -CASO 2 (CENARI0 "BAIXO" DA 'THEMAG) Provis6es de consumo (Energia e Potkncia) de 1986-2000 . Energ ia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc Cresc in. Transporte de producao carga na em AT Anuel AT Anual Energia Pot8ncia Energia Pot8ncia produ~go Year GWh % MW % % % GWh MW Hours % - pp pp s: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tensio. - Fonte: Estimatlva da mlssio. Anexo 14 P8gina 19 de 28 Quadro 17: SISTEMA SUL - CASO 3 (CENARIO "BASE" DA THEMAG) Provis6es de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Cansumo Cresc. Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia PotQncia Energia Potgncia produsSo Year GWh Hours 76.2 4,64 1 80.7 4,643 85.5 4,629 90.7 4,638 102.3 4,615 111.5 4,614 121.5 4,613 132.4 4,616 144.4 4,615 157.3 4,613 170 .O 4,614 183.6 4,616 198.3 4,616 214.1 4,614 231.3 4,615 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tensio. Fonte: Estimativa da missio. Anexo 14 P6gIna 20 de 28 Quadro 18: SISTEMA SUL- CASO 4 (CENARIO I'ALTOII DA THEMAG) Provls6es de consumo (Energia e PotOncia) de 1986-2000 Energ l a Ponta maxlms Perdas no Necessidades Factor de Consum Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Pot8ncla Energia PotOncia produglo Year GWh % MW % % % GWh MW Hours % 1986 77.3 16.3 6.O 8.O 4,614 53.0 1987 82.0 6.1 17.3 6.1 6.O 8.O 4,639 53.0 1988 86.8 5.9 18.4 6.4 6.O 8.O 4,617 52.7 1989 92.1 6.1 19.4 5.4 6.O 8.O 4,646 53.0 1990 103.9 12.8 22.0 13.4 6.O 8.O 4,622 52.8 1991 113.2 9.0 24.0 9.0 6.O 8.O 4,620 52.7 1992 123.3 8.9 26.1 9.0 6.O 8.O 4,617 52.7 1993 134.5 9.1 28.5 9.0 6.O 8.O 4,621 52.7 1994 146.6 9.0 31.1 9.1 6.O 8.O 4,615 52.7 1995 159.7 8.9 33.9 9.0 6.O 8.O 4,611 52.6 1996 172.6 8.1 36.6 8.0 6.O 8.O 4,616 52.7 1997 186.4 8.0 39.5 8.0 6.O 8.O 4,616 52.7 1998 201.3 8.0 42.7 8.0 6.O 8.0 4,614 52.7 1999 217.4 8.0 46.1 8.0 6.O 8.O 4,615 52.7 2000 234.8 8.0 49.8 8.0 6.O 8.O 4,615 52.7 - Note: Cresclm. = Cresclmento; AT = Alta Tensio. - Fonte: Estlmatlva da missb. Anexo 14 P6gina 21 de 28 Quadro 19: SlSTEMA SUL - CASO 5 (CENARIO lIBASE1f DA MISSAO) Provisdes de consumo (Energia e PotQncia) de 1986-2000 Energ i a Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Potdncia Energia PotQncia producjiio Year GWh % MW % % % GWh MW Hours % 1986 50.O 9.5 8.o 10.0 54.3 10.6 5,149 58.8 1987 50.5 1 .O 9.7 2.0 8.o 10.O 54.9 10.8 5,098 58.2 1988 51.0 1.0 10.0 3.0 8-0 10.0 55.4 11.1 4,999 57.1 1989 52.0 2.0 10.2 2.0 8.O 10.0 56.5 11.3 4,999 57.1 1990 53.6 3.0 10.5 3.0 8.o 10.0 58.2 11.7 4,999 57.1 1991 56.3 5.0 11.0 5.0 8.o 10.0 61.2 12.2 4,999 57.1 1992 59.1 5.0 11.6 5.0 8.O 10.0 64.2 12.8 4,999 57.1 1993 63.8 8.0 12.5 8.0 8.O 10.0 69.4 13.9 4,999 57.1 1994 71.5 12.0 14.0 12.0 8.O 10.O 77.7 15.5 4,999 57.1 1995 77.9 9.0 15.2 9.0 8.o 10.0 84.7 16.9 4,999 57.1 1996 84.1 8.0 16.5 8.0 8.O 10.0 91.4 18.3 4,999 57.1 1997 90.9 8.0 17.8 8.0 8.O 10.O 98.8 19.8 4,999 57.1 1998 98.1 8.0 19.2 8.0 8.O 10.0 106.7 21.3 4,999 57.1 1999 106.0 8.0 20.7 8.0 8.0 10.0 115.2 23.O 4,999 57.1 2000 ' 114.5 8.0 22.4 8.0 8.O 10.0 124.4 24.9 4,999 57.1 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = A l t a Tensdo. - Fonte: Estimativa da missdo. Anexo 14 PBgina 22 de 28 Quadro 20: SISTEMA SUL - CASO 6 (CENARIO *lINTERMEDIO**DA MISSAO) P r o v i s k s de consumo (Energia e PotBncia) de 1986-2000 . Energia Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc Cresc im. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Pot8ncia Energia Pottncia produg50 Year GWh % MW % % % GWh MW Hours % -- - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensgo. - Fonte: Estimativa da missgo. Anexo 14 Phgina 23 de 28 Quadro 21: SISTEMA SUL - CASO 7 (CENARIO "HIHJfIDE MISSAO) Provis6es de consumo (Energia e Potgncia) de 1986-2000 Energ i a Ponta maxima Perdas no Necessidades Factor de Consumo Cresc. Crescim. Transporte de producao carga na em AT Anual AT Anual Energia Pot8ncia Energia Pot8ncia produ~so Year GWh % MW % % % GWh MW Hours % 1986 50.0 9.5 8.0 10.0 54.3 10.6 5,149 58.8 1987 50.5 1.0 9.7 2.0 8.O 10.0 54.9 10.8 5,098 58.2 1988 51.0 1.0 10.0 3.0 8.0 10.0 55.4 1 1 . 1 4,999 57.1 1989 54.1 6.0 10.6 6.0 8.o 10.0 58.8 11.8 4,999 57.1 1990 57.3 6.0 11.2 6.0 8.0 10.0 62.3 12.5 4,999 57.1 1991 65.9 15.0 12.9 15.0 8.0 10.0 71.6 14.3 4,999 57.1 1992 75.8 15.0 14.8 15.0 8.O 10.0 82.4 16.5 4,999 57.1 1993 87.2 15.0 17.1 15.0 8.O 10.0 94.7 19.0 4,999 57.1 1994 96.7 1 1 .O 18.9 1 1 .O 8.O 10.0 105.2 21 .O 4,999 57.1 1995 105.5 9.0 20.6 9.0 8.O 10.0 114.6 22.9 4,999 57.1 1996 113.9 8.0 22.3 8.0 8.o 10.0 123.8 24.8 4,999 57.1 1997 123.0 8.0 24.1 8.0 8.0 10.0 133.7 26.7 4,999 57.1 1998 132.8 8.0 26.0 8.0 8.O 10.0 144.4 28.9 4,999 57.1 1999 143.5 8.0 28.1 8.0 8.O 10.0 155.9 31.2 4,999 57.1 2000 , 154.9 8.0 30.3 8.0 8.o 10.0 168.4 33.7 4,999 57.1 - Note: Crescim. = Crescimento; AT = Alta Tensso. Fonte: Estimativa da missso. Anexo 14 Pdgina 24 de 28 OS ESTUDOS DA BEP E DA THEMAG 6. As projecgaes para o periodo de 1986-2005 feitas pelos dais consultores baseiam-se nas seguintes hipbteses: (a) A BEP atribui urn consumo importante 3 subestaggo de Viana (aurnento de 9% para 16% do consurno de Luanda ao longo do periodo 1986-20051, enquanto a THEMAG considera tal consurno desprezivel. (b) 0 consumo na subestaqgo de Mabubas 6 desprezado pela BEP e considerado igual a cerca de 10% do consumo de Luanda na projecs3o da THEMAG. (c) A THEMAG considera um aumento no consumo ligado a Malange entre 1986 e 1990, devido ao pedido de 15 MW no local das obras de Capanda durante a fase de construs3o. A BEP ngo leva em conta tal necessidade. (d) A BEP admite que o Uige k abastecido pelo Sisterna Norte a partir de 1986, enquanto a THEMAG sb considera a sua liga~goem 1995, embora cam um consurno maior. (e) A BEP assume uma duplica~3odo consurno do Lobito e de Benguela entre 1990 e 1995. A TH~MAGlirnita o aumento a 55% para o mesrno perioda. (£1 A THEMAG assume um consumo significativo em Jamba (Matala), correspondente ao recomeso das actividades de rninera~Hode ferro em Cassinga a partir de 1986. 7. A missgo propae tr6s cendrios, que vgo atk ao ano 2000, para evolu~go da procura nos tr6s sisternas principais: "Base", "Alto" e "InterrnCdio". Camo ngo se esperam alterapes substanciais a curto praz,o, todos as cendrios utilizam as projecpes do MEP para 1987 e 1988 (cam correcg5es menores). Depois dessa data, o cenerio "~ase" assume uma dirninui~go dos actos de sabotagem cam a continua~Ho,no entanto, de dificuldades econbmicas, prevendo-se para 1993 o inicio da recupera~go econbmica. 0 cendrio "Alto" admite que as actos d+e sabotagem terminam dentro de urn prazo de 2 a 3 anos e que as melhores condipes econ6rnicas facilitarn uma recuperasgo mais ripida, corn elevadas taxas de crescirnento do consumo de electricidade. 0 cendrio "Interrn6dio8' supae que a paz 6 restaurada antes de 1990, mas que a taxa de recuperaqgo ecopbmica k inferior Q do cendrio "Alto". Anexo 14 Pdgina 25 de 28 8. Forarn consideradas taxas de crescimento, bem coma factores de carga diferentes para as tres sisternas, para atender a diferentes caracteristicas das cargas, A predominancia relativa de cargas industriais e de cargas residenciais correspondentes a consumidores corn rendimento elevado, As tendencias existentes e aos valores absolutos em 1974 (imediatarnente anteriores B ~ndependencia), As limita~8es actuais nas instalaq8es de produ~go e a calenddrios realistas para a sua recupera~Boe, sempre que disponivel, ao consumo potencial de anteriores cargas industriais elevadas, cujo recomeco de actividade as autoridades Angolanas ligam B recupera~lo econbmica geral. Nlo existindo dados seguros sabre programas realistas de investimento, as cendrios nlo prevsem novas cargas industriais importantes, merecedoras de tratarnento individualizado. 9. As projec~8es da rnisslo basearam-se em hipbteses gendricas globais e em hipbteses especificas de cada um dos tres Sistemas. Hipbteses Gendricas (i) Nenhum aumento significativa de carga, em qualquer dos cendrios, atd 1989. A actual desarticula~Bo da economia, particularmente as limita~8esde divisas estrangeiras, impede do lado da procura uma recupera~goindustrial, bem como uma recupera~Bo ou amplia~lo das redes de distribui~lo. A procura residencial reprimida nlo serd satisfeita antes dessa data. (ii) A carga (~nergia e potencia) 6 calculada e projectada relativamente aos barramentos de alta tensgo das subesta~8es principais e inclui as perdas nas redes de distribui~lo de mddia tensgo. (iii) As perdas nos sistemas de transporte (220 e 150 kV ou 150 kV e 60 kV no Sistema Sul) sgo fixadas arbitrariamente em 6% para a energia e em 8% para a pathcia de ponta (em % da produ~lo)para todos as Sistemas. (iv) Nlo se considera a influgncia de passiveis interliga~8es de alta tenslo entre as Sistemas. (v) As iinicas limita~8es ao abastecimento consideradas slo as existentes em 1987. Tentou-se atribuir um prazo para as projectos de reabilita~lo que irBo reduzir essas limitapes. Nlo estd contemplada qualquer outra limita~lo significativa do lado da oferta. Anexo 14 Pdgina 26 de 28 Sistema Norte (i) Admitiu-se um factor de carga (factor de utiliza~lo) na produslo de cerca de 0,63 (5.500 horas). (ii) Tanto a Energia como a Pot$ncia, medidas em alta tenslo, tQm as mesmas taxas de crescimento anual. (iii) 0 cenlirio "Base" parte da hipdtese de uma baixa capacidade da EDEL para desenvolver a rede de distribuisHo de Luanda e ngo prevQ quaisquer extensges da rede de transporte de alta tensgo atd 1992. 0 consumo tem um crescimento de 2% atd 1991, s6 se verificando taxas de crescimento significativas, de 8%, apds 1994. (iv) 0 cenirio "Alto" esti associado com taxas de crescimento elevadas, comesando com 8% em 1990, subindo para 12% entre 1992-94 e estabilizando em 8% a partir de 1997. Assume o desenvolvimento e a recuperasgo da rede de Luanda, a recuperas30 das cargas industriais e a possibilidade de uma satisfa~logradual da procura reprimida. Sistema Centro (i) As taxas de crescimento da energia durante os anos iniciais sto superiores As da pot6ncia devido a uma normalizasBo da oferta do Sistema. 0 factor de carga anual aumenta de 0,59 (em 1986) para quase 0,625 num n6mero variivel de anos, dependente do cenirio. (if) 0s valores do consumo e da produslo de energia para 1986 e 1987 slo superiores aos valores apresentados pelo MEP. Tem-se em considera~Bo uma contribui~loimportante de grupos diesel autdnomos (cerca de 15 GWh). (iii) 0 cenhrio "Baset1 implica uma recupera~Ho lenta do consumo e limitasaes ao abastecimento mais prolongadas. 0s niveis de 1974, na fase da pre-independ8ncia, s6 s8o atingidos em 1994. (iv) 0 cenirio "Alto" admite que as limitasaes ao abastecimento SHO ultrapassadas em 1990 e que o consumo recupera rapidamente com taxas de crescimento situadas entre 18-22% para o period0 de 1990-92. (v) 0 cenirio "Intermddio" situa o inicio da recupera~loem 1990, progredindo a ritmo mais lento do que o previsto no cenirio "Alto", mas com uma duras8o mais prolongada. Anexo 14 ~ Q g i n a27 de 28 Sistema Sul (i) 0 factor de carga permanece constante em torno de 0,57 (5.000 horas). (ii) As taxas de crescimento de Energia e Potencia sHo identicas. (iii) As diferentes hipdteses consideradas em relagHo ao recomego das actividades de extracgHo de ferro em Cassinga sHo responsdveis por diferengas considerdveis entre os tres cendrios. No cendrio "Base", a recuperagHo tem inicio em 1991 corn aumentos de 1,2 MW ao ano. No cendrio "Alto" a recuperagHo comega tambdm em 1991, aumentando cerca de 2 MW por ano. 0 cendrio "Intermddio" considera um desenvolvimento semelhante mas mais gradual. 0 recomego das actividades de extracgHo de ferro pode nHo se verificar, o que significaria que todos os cendrios estariam a utilizar valores sobrestimados. 0s mindrios de melhor qualidade j foram esgotados e o recmego de qualquer actividade significard essencialmente uma nova empresa utilizando novas instalagues e produzindo um produto final diferente. 10. No Quadro 22 apresenta-se uma comparagHo das necessidades de produgHo (Energia e Potzncia de Ponta) para os sete cendrios. Anexo 14 PBgina 28 de 28 guadro 22: PREVISOES DA PROCURA DE ENEffilA Compara~iodas necessidades de produq%o nos sete cenarios Energia (GWh) Potkncia de ponta (MW) THEMAG Mis s l o THEMAG M i ssao Ano BEP Baixo Base A l t o Base lnterm A l t o BEP Baixo Base A l t o Base lnterm A l t o SISTEMA NORTE 621 671 606 606 606 91.8 693 749 618 618 618 102.3 943 1,018 656 682 701 141.1 1,514 1,635 859 1,019 1,203 244.0 2,225 2,403 1,461 1,670 1,784 365.0 SISTEMA CENTRO 165 179 96 96 % 40.4 175 189 98 98 98 43.2 244 263 115 120 135 52.8 375 405 196 230 284 103.3 551 595 329 391 448 144.0 SISTEMA SUL 76 82 54 54 54 11.2 81 87 55 55 55 11.8 102 1 1 1 58 60 62 14.0 157 170 85 192 115 26.8 231 250 124 1 50 168 38.6 - Fonte: BEP, THEMAG, e estimativas da missio. Anexo 15 Pdgina 1 de 11 ANGOLA - SISTEMA DE TARIFAS DE ELECTRICIDADE 1. Desde a dhcada de 60 que as tarifas de electricidade em Angola apenas se diferenciaram nas zonas urbanas que iam sendo electrificadas. Mesmo nestas Qreas, as tarifas nunca foram alteradas desde o inicio do serviso. Como consequ$ncia, 6 frequente uma variasBo da ordem de 3:l em zonas servidas pel0 mesmo sistema interligado. 0s altos niveis de consumo em centros urban06 tradicionais derivam do que 6 sentido como um nivel de presos baixissimo. Tarifas de electricidade de baixa tensgo 2. Nas tarifas de electricidade de baixa tensgo prevalece uma estrutura por escalaes decrescentes, complexa e muito varidvel, com custos mais elevados para os consumidores domdsticos do que para os industriais. Na grande Luanda, as tarifas de baixa tensgo, fixadas em 1962, tratam diferentemente a utilizasHo residencial, comercial, industrial e de iluminasHo pbblica: a) As tarifas residenciais e comerciais t6m uma estrutura por escalaes decrescentes, em que as amplitudes dos escalaes (12 classes) estHo relacionadas cam o tamanho das casas ou cam a Qrea, e as facturas minimas mensais estgo relacionadas com o calibre do contador (9 tipos). 0 preso mddio da electricidade de 0,87 Kz/kWh. b) As vendas em baixa tensgo industrial constituem 2% do total e hQ tarifas diferentes conforme a hora do dia, cam presos de energia decrescentes em funs80 do factor de carga e do calibre do contador. 0 preso mCdio da electricidade 6 de 0,55 Kz/kWh. c) If cobrada B iluminasgo pbblica uma taxa uniforme igual a cerca de metade das outras vendas de electricidade em baixa tensgo. Tarifas de electricidade de alta tensgo 3. As tarifas de alta tensgo incluem escal8es dimensionados em funs80 da ponta ngo coincidente, conduzindo a presos mCdios decrescen- tes com o aumento do factor de carga. As varihveis de facturasgo utilizadas sac a pcnta naa coincidente e a energia activa e reactiva. A estrutura funciona da seguinte forma: Anexo 15 Pigina 2 de 11 a) As taxas de potencia aumentam com o factor de carga. b) Em Luanda, o preso marginal da energia activa baixa de 1,l Kz/kWh (factor de carga de 12,5%) para 0,85 Kz/kWh (factor de carga de 25%) e 0,505 Kz/kWh (factor de carga de 100%). c) A energia reactiva 6 cobrada atravds de um multiplicador aplicado B factura mensal: gratuita atd 60% da energia activa (cos $=0,8), 6 facturada a um preso que atinge 63% da taxa normal quando a energia reactiva atinge 92% da energia activa . 4 . 0s custos marginais no sistema Norte sZIo determinados pela capacidade de produggo e de transporte necessiria para satisfazer a potencia de ponta mixima e pelas necessidades de capacidade na rede local, tambdm determinadas pela ponta. A presente estrutura de tarifas ngo pode ser adaptada ao modelo de custos marginais e aconselha-se seguir um process0 gradual atd obter uma estrutura tarifiria mais pr6xima dos custos marginais de longo prazo. 5. Para ilustrar a complexidade do sistema tarifirio, reuniram-se dados coligidos pela Empresa Nacional de Electricidade (ENE), Sociedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendimentos Ultramarinos (SONEFE) e Empresa de Electricidade de Luanda (EDEL) sobre tarifas praticadas em Maio de 1987 e que se apresentam nos Quadros 1 (tarifas de electricidade de baixa tensgo para consumo residencial), 2 (tarifas de electricidade de baixa tensgo para fins industriais), 3 (tarifas de electricidade de baixa tensgo na Area de distribuislo da EDEL) e 4 (tarifas de electricidade de alta tensgo no sistema Norte). Embora incompleta, a informasgo cobre mais de 70% das vendas e 6 adequada para identificar as questUes mais importantes. Anewo 15 Page 3 of 1 1 puadro 1: TARIFAS PARA CONSUMO RESIXNCIAL - 1987 Provinc Ia Cabinda Uige Malange Kwanza Morte Luanda Municipo Cablnda Cangola Malange Bula Atumba Luanda, Viana Sistema i n t e r l i g a d o - Morte - Morte .... Nulnero de consumidores 5.993 a/ .... 55.551 b/ Em vigor desde Antes de 1965 .... .... 1962 Estrutura t a r i f h r i a Esca li o Escal50 Escallo Escal50 Escalio decrescente decrescente descrescente com descrescente can descrescente com com d i w n s i o de escalio consum m i n i m mensal consum m i n i m mensal consumo m i n i m mensal relac ionada can o tamanho da casa (12 tipos1; taxa wnsa l f i x a relacionada can o c a l i b r e do contador (ate 9 t ipos) Amplitude dos escaI6es kwh/ Taxas de energia Kz/kWh 1 100/6,00 50/5,00 2 100/3,00 70/4,00 '3 /2,00 150/3,50 4 /3,00 5 6 Consumo m i n i m mensal em kwh Aplica-se a Aplica-se a Aplica-se a Taxa mensual f i x a de consumidores n i o consumidores n i o consumidores n i o 0.12 a 5 Kz/kVA i n d u s t r i a i s i n d u s t r i a i s i n d u s t r i a i s P r e ~ omedio Kz 0,83/kWh 581 das vendas de energia da E E L -a/ Numero t o t a l de consumidores de e l e c t r i c i d a d e de baiwa teniao (1986). b/ 1983. w: EN, SONEFE, EDEL. - . n r n m u , w . IE F n o 4 . - 1 0 1 C * . 01 (0 m 3 c b 8' 8 % a -+ D o , n - n - ~ O D < - mc a - - 0 1 a o v -. m l n n a O r c ln 1 N < 3 7 U I c n -. t o 0 1 0 0 1 I l n v 0 1 0 1 - - . a m - . m x ~ ~ m n ~ o m a - h - - . 1 (0 a I n m 0 1 x - [ Y m - . U I C L. l n 3 u l n u - a m e OCZZ48t + + 43 0 01 Anexo 15 Page 5 of 1 1 Quadro 3: TARIFAS PARA CONSUMO RESIDENCIAL - 1987 - Prov inc ia Mox ico Namibe Hui l a Cunene Lunda Sul ..... .... Municipio Lwena Namibe N'Giva - - Sistema i n t e r l i g a d o - su l .... Numero de consumidores .... .... ..a. Em vigor desde 1974 1975 1972 . 1975 Estrutura t a r i f a r i a Esca 150 Escali o Esca l i o Esca li o Esca l ao decrescente com decresente com decrescente com decrescente com decrescente com consum m i n i m mensal consum m i n i m consumo minimo mensal consumo minimo mensal consum m~nirnomensal mensa l Amplitude dos e s c a l k s kwh Taxas de energia Kz/kWh 1 30/5.00 2 70/4,00 3 150/3,50 4 /3,00 5 6 Consumo minimo mensal em kWh Aplica-se a Taxa comercial Aplica-se a Aplica-se a Aplica-se a consumidores nao Kz Z.OO/kWh; consumidores n i o consumidores n i o consumidores n i o i n d u s t r i a i s consumidores i n d u s t r i a i s i n d u s t r i a i s industriais agricolas de Kz 0.83/kWh; Kz 2,00 a administras60 O,BO/kWh; e organizasEes para f i n s de de f i n s n i o publicidade lucrativos t6m Kz 1,00/kWh d i r e i t o a um desconto de 201 -a/ Numero t o t a l de consumidores de electricidade de baixa tensio (1986). - Fonte: ENE. SONEFE. EDEL. Anexo 15 Page 6 of 1 1 Quadro 4: TARIFAS DE ELECTRICIDADE DE BAlXA TENSAO PARA US0 INDUSTRIAL- 1987 Prov inc ia Cabinda Uige Malange Kwanza Norte Kwanza Norte Municipio Cabi nda Cangola Malange Bula Atumba N8Dalatando Sistema i n t e r l i g a d o - - Norte Nort e .... .... Numero de consumidores Em vigor desde Antes 1965 1973 Estrutura t a r i f a r i a Escal So Escali o Escal i o Escali o decrescente decrescente com decrescente com decrescente com Taxas de energia consum m i n i m nensal consum m i n i m mensal consum m i n i m mensal variaveis com a hora do dia, can decrescentes e s c a l k s relacionados can o factor f i x a s men- sais relacionadas com a dimensb do contador. Amplitude de e s c a l k s kwh Taxas de energia Kz/kWh 1 100/3,00 250/3,00 2 400/1 ,SO /2,50 3 /1,00 4 5 6 Consumo m i n i m mensal em kwh - Tarifas da e l e c t r i c i - dade: 3 horas de ponta maxima= Kz 3,W; de ponta minima= 8 horas= Kz 0,80 outras horas= Kz 2,W-0,85. - Fonte: ENE, SONEFE, EDEL. Anexo 15 Page 7 of 1 1 Quadro 5: TARIFAS DE ELECTRlClDADE DE BAlXA TENSAO PARA US0 INDUSTRIA - 1987 Provincia Luanda Kwanza Sul Benguel a Benguela Benguela - .... Municipio Luanda, Viana L i b o l o 8a lombo Cubal .... .... Sistema i n t e r l i g a d o Norte - - .... Centro .... Numero de consumidores 333 a/ Em vigor desde 1962 1973 1960 1973 1974 Estrutura t a r i f a r i a Taxas de e l e c t r i - Escalio Escdli o Esca l i o Escallo decrescente cidade variaveis decrescent e decrescente decrescente corn com a hora do dia, consumo minimo mensal determinados pela consumo minim0 mensal com esca l6es ponta maxima descrentes r e l a c i o - (6 clases) e pelo nados como factor factor carga cargo; t a r i f a (4 classes) f i x a mensal relacionada com o c a l i b r e do contador Amplitude de escal6es kwh/ Taxas de energia Kz/kWh I 2 3 4 5 6 Consumo minimo mensal em kwh Taxas de e l e c t r i - T a r i f a s aplicadas cidade: 3; horas pela CELB de ponta maxima Kz 3.00; 9 horas de ponta minima a KZ 0.70; outras horas Kz 1.80-0.75; preso d d i o Kz 1.10-1.20. 2g das vendas de electricidade da EDEL. -a/ 1983. - Fonte: ENE, SONEFE, EDEL. a n a m . -- y, z z C " -. ; ' g t D : : : .. w 01 0 1 0 1 . 1. 3. 2 - zz " U U c - m m V) --I E - r D I Anexo 15 Page 9 of I 1 Quadro 7: TARIFAS OE ELECTRICIDAM M BAlXA TENSAO PARA US0 INDUSTRIAL-1987 -- ~ Prov inc ia Cunene Lunda Sul Municipio NIGiva Saur imo Sistema i n t e r l i g a d o Numero de consumidores Em vigor desde Estrutura t a r i f a r i a Esca li o Escali o decrescente corn decrescente corn consumo m i n i m consumo minimo mensal mensa l Amplitude de e s c a l k s kwh/ Taxas de energia Kz/kWh 1 2 3 4 5 6 Consumo minimo mensal em kwh E:ENE, SONEFE, EWL. Anexo 15 Page 10 of 11 Quadro 8: TARIFAS ff ELECTRICIDADE DE BAlXA TENSAO NA AREA DE DlSTRlBUlCAO DA EDEL -1987 (EM VIGOR MSDE 1962) Oeslgnag5o Uso domestico Iluminaqio e Electricidade Iluminagio geral outros usos industrial Tipo de connsumidor Residencial Escrit6rios. l n d e t r i a - l o j a s Part i c i paclo nas vendas 58,01 15,OS de electricidade da E E L b/ Numero de consumidores !/ 55.551 6.642 333 737 Estrutura t a r i f a r i a c/ Escal l o Escall o Taxas de e l e c t r i - Taxa uniforme de d ~ ~ c r e s c e n tem e descrecente em cidade conforme a Kz 0,50/kWh fungao da funqio da hora do dia: ponta casa (12 classes); area (6 classes); maxima 3 horas a tana f i x a mensal taxa f i x a mensal Kz 2,OO/kWh; ponta relacionada com a re1ac ionada com a minima 9 horas a dimenslo do dimenslo do Kz 0,70/kWh; outras contador (ate 9 contador (ate 9 horas Kz 1 ,80-0.75 classes classes ) per kwh baixando com o factor carga e dimens50 do contador Amplitude do escal6o kwh/ Taxas de energia Kz/kWh : 1 8 a 54/2,50 30 a 150/2,50 - - 2 14 a 82/1,50 220 a 350/1,50 3 /O ,70 /0,70 ..... Consum m i n i m mensal 3 a 10 Relacionado com a - en kwh P r e ~ omedio b/ em Kz/kWh 0,83 1.06 1.01 0.50 -a/ A u t i l i z a c i o para iluminaglo de montras comerciais e para f i n s de publicidade pode ser facturada a uma t a r i f a de e s c a l b s decrescentes: 3 consumidores, prego medio Kz 0,88/kWh. A u t i l i z a g i o para aquecimento de agua, cozinha e ar condicionado com urn contador proprio pode ser facturada a uma t a r i f a prbxima da t a r i f a de electricidade industrial : 7 consumidores, prego medio ' Kz 0,88/kWh. -b/ 1983. C / Taxa f i x a mensal de Kz 0.12 a 5,00/kVA do c a l i b r e do contador. - Fonte: ENE, SONEFE, EDEL. Anexo 15 guadro 9: TARIFAS LE ELECTRICIDAE LE ALTA TENSAO NO SlSTEMA HORTE Page 11 of 11 - - - - - ~ ~ ~ SONEFE U M F E U M F E U M F E SONEFE SMFE, E E L SONFE E E L FIna Petroleos SEClL Slderurgla Slderurgia Outros em Luanda, Outros, Kwanza Sul Mac1onal Nscional Benco e Kwanza Malenga e Ulge .... .... .... .... .... .... Steel Furnace Outros usos Norte Em vlgor desde 1965 Varlhveis do 12 neses, 12 neses, 12 leses, Energia 12 Ineses, 12 meses, Taxas em e s c a l b sistema de 15 mlnutos de 15 minutos do I 5 minutos de activa w, coincidente can 15 minutos de decrescente facturacnento potancia de potCncla do potancia de kwh a pottncia pottncia de ponta fun+ de ponta nhxima ponta mhxima ponta mhxina de ponta maxima maxima P, kwh; 12 meses, I 5 minutos en kW; activa P, P, kW; energia P, kW; energia PI, kwh para a energia activa W,kWh; de pot6ncia de ponta kW; energla activa W, kW; activa W, Kw procura de ponta u t i l i z a f 5 0 de P: mbxima (6 classes) activa: W, kW; energia reactlva mbx ima e para a H, hora; energia e do factor carga (4 energia reactiva ? procura de ponta reactiva - Cos 0 classes); energia 7 minima W1, W2, reactiva Cos @ kwh PI: 0, MAY/OCT P (50 kW e Pl : 62 NOV/APR H 2.000 kW e NOv/APR H M horas: 0,43/kWh W l :0,41 NOV/APR - Multipllcadores Cos 0 = 0.8: 1 ,WO .... da energla r e a c t i v a para valores rensais Cos 4 = 0,4: 1.573 Cos 4 = 0,4: 1.573 251 de desconto Sujeito a uma A taxa de potencia na energla para interrupfio aumenta e a taxa de o cimento do 4 horas de energia-diminui coca o exportado noveabro a factor carga. P r e ~ o abr iI &dio da E E L Kz 1,2 a 1,4, cerca de 251 a 281 das vendas da EOEL - -: S P , Ralat6rlo Anual, 1986. CInexo 16 Pdgina 1 de 21 0 PROJECT0 HIDROEL&CTRICO DE CAPANDA Antecedentes 1. Em 1982, o Governo Angolano, o Brasil e a URSS estabeleceram urn acor- do para a construgao de uma central hidroelkctrica em Capanda, no troqo media do rio Kwanza, cerca de 400 km a sudeste de Luanda. Em Dezembro de 1983 foi assinado o respectivo "Contrato Matriz" entre o Ministerio da Energia e PetrAleo (HEP) de Angola e o consorcio de Capanda, sendo o MEP apresentado pelo Gabinete para a Exploragao do Media Kwanza (GRMEK). 0 GANEK depende directamente do Ministro da Energia e Petroleo e compete- -1he a coordenagao e fiscalizagao da obra. 2. Do lado do consorcio Capanda os principais contratantes sao a empre- sa brasileira Construtora NORBERT0 ODEBRECHT e a empresa soviCtica TE- CHNOPROMEXPORT (TPE). A TPE t2 o contratante principal, fiscalizando a execugao da obra albm das empresas e institutes sovibticos que tFm a seu cargo a prospecgao geol~gica,o project0 da barragem e o fornecimento de equipamentos hidromecSnicos e electromecSnicos. A Odebrecht, atravbs da Odebrecht Serviqos no Exterior (OSEL), @ responsdvel pela construgao civil e infra-estruturas de apoio. 3. 0s trabalhos a executar no Smbito do Projecto sao regulamentados pelo referido "Contrato Natriz", por urn aditamento (de Novembro de 19B4), precisando as condigiies gerais do Contrato, e por contratos adicionais designados por acardos de "Adiqao de Serviqo Partial". At@ meados d e 1987, tinham sido assinados dez contratos adicionais, urn corn a parte sovibtica e nove corn a parte brasileira. 4. Igualmente em Novembro de 1784, foi assinado urn acordo entre o G4BEK e a empresa brasjleira FURNAS CENTRAIS ELECTRICAS (FLIRNAS! cobrindcj serviqos de consultori~,assistgncia tecnica e apoio de yestao, a pr-es- tar por pessoal de a1to nivel de FURFIAS destacado junto do LAMEK. Em meados de 198'7, esse pessoal elevava-se a 55 eleventus. 0 mcntanbr do contrato ccm FURNAS @ de 65 milhiies de db!arc-s F a t @ f i ! ~ a ! s Je :QFFi previa-se ter gasto cerca d e metade desce valor. 5. 6 !ocalizagan de C3panda. numa zona relatii~amr:~r*trr\l;~rks,e dC. i s L ! > T > - dl~oesdp q11err-air-1terr;a que o pais ten\ v :vide! st:!- iga!-ac.!$A c:cr,st,,~i.[l:3 dp cerr:a de 7it C.!n pv.tpr(~_;4,2 er\trpr'dr<.c.r,r> ' : . j ~ . j ~ , j d,:;&IT i i r i . : , ix+tsl-- . . c j t . , r 1 1 n . - : 3 , , ' . . : , ~ ! i ,? , ;,:,, !:.I ., . -. ' . , . ..): CInewo 16 Pdgina 2 de 21 te previstas duds linhas de 30 kV a partir de Cacuso como fonte princi- pal de abastecimento de energia durante a construgdo (subestagao de 8 MW em Capanda). Para al@m das instalagoes "normais" em obras deste tipo, houve investimentos elevados em infra-estruturas de satide, transportes (aeroportos) e telecomunicag~es.Praticamente todo o transit0 de pessoal para Capanda se faz por aviao e o GAMEK estimava ter no local cerca de 2.500 trabalhadores em meados de 1988, esperando atingir 4.200 no final de 1989. A escassez de acomodag~esem Luanda e o elevado n ~ m e r ode t@c- nicos e trabalhadores estrangeiros obrigaram a construir, na capita1,uma estrutura residencial e administrativa completamente equipada. 6. 0 inicio das obras em Capanda verificou-se em Fevereiro de 1987 e em Abril de 1988 iniciou-se a escavagao do ttinel de desvio, prevendo-se que o desvio do rio viesse a ter lugar em Julho de 1989. A partir dessa data iniciar-se-ia a construgdo da barragem estando a entrada em servigo do 19 grupo marcada para Janeiro de 1993. Conv@m notar que as medidas fei- tas no local mostram que os caudais mdximos anuais excedem sempre os 1.500 m3/s, o que recomenda um cuidado particular na construgdo do ttinel de desvio (e o seu nao revestimento cornpleto pode ser urn risco). Apontam tamb@m para a necessidade de urn cumprimento cuidadoso do programa de trabalhos para evitar que seja ultrapassado o nivel mdximo da Aqua e para reduzir o risco de interrupgdo forgada durante o period0 de cheias. Quando da construgao de Cambambe, tambgm no rio Kwanza, apesar das pre- caugoes tomadas, as obras foram inundadas trSs vezes. 7. At@ hd poucos anos, os estudos de viabilidade efectuados no quadro do antigo plano de expansao da SONEFE eram a Unica fonte de informagao sobre as potenciais caracteristicas do aproveitamento e a sua insergdo no desenvolvimento do Sistema Norte. 0 plano previa a construgao de Capanda em trSs etapas, articuladas com amplia~oesna central de Cambam- be (no mesmo rio, cerca de 150 km a jusante): (a) Uma barragem "baixa", apenas para fins de regularizagao, criando uma albufeira com uma capacidade total de armazenamen- to de 900 milhoes de m3 e elevando o caudal minimo garantido em Cambambe de 130 para 250 m3/s. (b) Urna barragem "alta" (elevagao da altura da barragem em cerca de 30 m), aumentando a capacidade de armazenamento da albufei- ra para 3.400 milhoes de m3 e passando o caudal minimo garan- tido em Cambambe para 350 m3/s. (c) Urna central elgctrica, com uma pothcia instalada de 440 NW (4+110 MW). 8. 0 inicio das obras em Capanda reflecte a decisao do Governo de de- senvolver o curso rngdio do Kwanza com prioridade sobre as obras de Cam- bambe (ao contrdrio do plano anterior), diferindo estas para horizontes imprevisiveis. Por outro lado, segundo o project0 em curso, as trss eta- pas fundiram-se numa tinica, uma vez que a barragem serd construida com a altura mdxima e simultaneamente com a central. Finalmente, e ainda que nao sejam conhecidos estudos detalhados de optimiza~ao,a potsncia a instalar foi elevada para 520 MW (4 + 130 MW). De acordo com a informaqao fornecida A missao pel0 GAMEK em Outubro de 1988, a barragem serd do tipo gravidade, com uma altura de 110 m, uma capacidade de arma- zenamento de 3.700 milhoes de m3 (a que corresponde um volume &ti1 de 2.200 milhoes de m3), um caudal anual regularizado de 500 m3/s e uma energia media anual de 2.400 GWh. Custo do Projecto. Proqrama de Investimentos 9. Na altura em que se tomou a decisao de iniciar as obras, nao existia nenhuma estimativa actualizada, razoavelmente fidvel, sobre o investi- mento a fazer. 4van~ava-secom um ndmero A roda de 1.000 milhoes de dolares, baseado em actualizagoes grosseiras de anteriores estimativas de custos, mas que nem sequer se podiam apoiar num projecto definitivo da barragem, nesse momento em discussao. 10. So em 1987 os estudos da TPE atingiram o nivel de detalhe suficien- te para decidir o tipo de barraqem e permitir uma estimativa de custos. 0 valor total, revisto e corriqido a preqos de 87, foi estimado em cerca de 1.250 milhoes de d6lares (custos directos), ou cerca de 1.600 milhoes de dolares (com encargos financeiros). Mesmo este valor estard provavel- mente subestimado pois nao contempla verbas especificas para imprevistos e ndo cabem nesta categoria os montantes elevados afectados a certas rubricas (alimentagao, transportes, infra-estruturas) que t2m a ver com as condiqoes especiais em que todo o projecto se desenvolve. 11. 0 programa de investimentos para Capanda estd descrito no Quadro 1. Do total de 1.246 milhoes de dolares (custos directos) estariam gastos ate final de 1988 cerca de 500 milhoes, ou seja, cerca de 40% do inves- timento, e no fim de 1989 estaria feito um investimento direct0 superior a 50% do total. Quanto aos encargos financeiros (incluindo juros durante a construgao) devem elevar-se a 360 milhoes de dAlares, prevendo-se que no period0 entre 1988 e 1992 rondem os 40 milhoes de dolares/ano, isto e, um montante superior ao valor anual da soma de todos os outros inves- timentos no subsector electric0 no mesmo periodo. Incluindo encargos financeiros, o investimento total no final de 1988 deveria atingir 570 milhoes de dolares, subindo para cerca de 750 milhoes no final de 1989. 12. 0 projecto tem sido financiado essencialmente atraves de emprestimos externos, de acordo com o sequinte esquema (por fonte de financiamento): (a) Brasil: 408 milhoes de d6lares do Banco do Brasil/CACEX, em duas "tranches", uma de 308 milhoes, vigente desde Dezembro de 1984 e com um periodo de desembolso de 6,s anos (taxa de juro 8X, prazo de amortizaqao 7,s anos e inicio da amortizaqao em Junho de 1991) e outra de 100 milhoes de dolares, vigente desde Julho de 1988 e a desembolsar at& Dezembro de 1990 (taxa Anexo 16 Pdgina 4 de 21 de juro 7,15%, seguro de crbdito "flat" de 2% e prazo de amor- tizagao de 7,5 anos com inicio em Junho de 1991). Ambos os crbditos prevsem o reembolso atravbs do fornecimento de petrd- leo, nos termos e condigoes de um contrato entre a SONANGOL e a PETROBRAS. Recentemente (inicio de 1989),hd indicagao de ter sido garantido pel0 Banco do Brasil um credit0 adicional de 120 milhoes de ddlares e estd pendente a negociagao de um montante de 162 milhoes de ddlares.Deste modo, o financiamento brasileiro "esperado" eleva-se a 690 milhoes de ddlares. ( b ) URSS: 275 milhoes de ddlares destinados aos projectos, fornecimento e montagem do equipamento de origem sovibtica, a uma taxa de 3% e prazo de amortizagao de 9 anos (incluindo tr8s anos de period0 de carSncia). (c) Outros Paises (nao identificados): previu-se um montante mdximo de 105 milhoes de dOlares, para servi~os ou equipamento, ligado a crkditos de fornecedores. Ate meados de 1988 apenas se conseguiram 8 milhoes de dolares (Finlzndia), a trss anos, em condigoes comerciais. (d) Governo de Anaola/OGE: foi previsto um montante limitado a 170 milhoes de ddlares, teoricamente em moeda local; todavia, na ausEncia de Sxito na negociagao de outras linhas de crbdito, b ao Governo de Angola que caberd a cobertura de qualquer das parcelas anter iores. 13. Verifica-se, pois, que estd equacionado um programa de financiamento de 1.240 milhoes de dblares, praticamente igual aos 1.246 milhoes de custos directos (iltima estimativa) mas inferior aos 1.603 milhoes de custos com encargos financeiros. Apesar disso, at& finais de 1988 apenas estavam garantidos crbditos de 691 milhoes de dGlares, o que representa um dCfice de financiamento de 912 milhoes de ddlares (incluindo encargos financeiros) ou de 555 milhoes de d~lares(excluindo encargos financei- ros) em relagao aos totais orgamentados. Abstraindo do financiamento soviktico (275 milhoes de ddlares), os encargos acumulados previstos at& final de 1988 ultrapassavam os financiamentos garantidos, levantando sbrias d~vidasquanto A possibilidade de prosseguir os trabalhos segundo o programa inicial. Planos de Expansao Alternativos 14. A aussncia ou disparidade de determinadas informagoes bdsicas nao permite calcular com um minimo de confianga o custo da energia de Capan- da. Todavia, usando uma projecgao "alta" de evolugao dos consurnos (ne- cessidades de produgao de 915 GWh, em 1992, e 1.280 GWh, em 1995, no sistema Norte), o estudo do BEP recomendava o desenvolvimento dos recur- sos hidricos de Angola, numa perspectiva de expansao de custo minimo, de acordo com uma das duas seguintes estratbgias: CInexo 16 Pdgina 5 de 21 (a) Estrdtegia 1: prioridade A regiao Norte; desenvolvimento de Cambambe e Capanda. (b) Estrategia 2: prioridade As regioes Centro e Sul; desenvolvi- mento de Lomaum (grupos 4 e 5), Cacombo, Jamba-la-Mina e Gove. 15. 0 estudo nao recomendava o desenvolvimento combinado das duds estra- tegias pois se admitiam os sistemas interligados desde 1992. A estrate- gia 1 exigiria dois grupos em Capanda em 1995, sequidos de pequenos aumentos de capacidade no sistema Centro por volta do ano 2000. A estra- t&gia 2 exigiria, quase simultaneamente, um reforqo do Lomaum e a cons- truqao do Gove no sistema Centro e a construqao de Jamba-la-Mina no sistema Sul. Nesta estrategia, o alteamento de Cambambe surgiria em 1995 e os dois primeiros grupos de Capanda apenas seriam necessdrios em 2005. A estrat&gia 2 conduzia a custos actualizados de investimento e exploraqao inferiores aos da estratkgia 1. Nao se pode afirmar que a posicjao relativa das duas estrategias se manteria no caso de utilizar projecqoes mais baixas de evoluqao de consumos, sobretudo no sistema Centro (relativamente a este sistema o BEP previu, para 1995, 528 GWh contra 284 GWh na hipotese "alta" da missdo). 16. 0 estudo do BEP comparou, ainda, o antigo plano de expansao da SONE- FE corn outras sequ8ncias de evolugao do sistema Norte tendo concluido que a alternativa mais econbmica seria: (a Alteamento da barragem de Cambambe, aumentando a capacidade total de 180 MW para 260 WW por aumento da queda Gtil. 0 cau- dal minimo garantido mantern-se em 130 m3/s mas o aproveitamen- to fica com capacidade de regularizagao semanal o que lhe vai aumentar a energia garantida (anual) de cerca de 700 GWh para 1.000 GWh. (b) Barragem "baixa" em Capanda e primeira fase ( 2 * 110 MW) de uma segunda central em Cambambe. 0 caudal garantido em Cambam- be passa para 250 m3/s e o aproveitamento fica com capacidade de regularizaqao mensal. (c) Alteamento da barragem "baixa" de Capanda e segunda fase (2 * 110 MW) da segunda central de Cambambe. 0 caudal garantido em Cambambe passa para 350 m3/s. (dl Central electrica em Capanda (4 *110 MW em estudos anteriores a 1974 ou 4 * 130 MW numa actualiza~aoefectuada em 1981). 0 escalonamento anterior poderia sofrer altera~oes,de forma a que o sistema produtor estivesse sempre em condi~oesde satisfazer simultanea- mente as exigfncias de potfncia garantida (ou energia garantida no pe- r i o d ~critico) e de potsncia Jtil para cobertura da ponta. Rnexo 16 Pdgina 6 de 21 17. 0 BEP estimou os custos de investimento, actualizados, da sequPncia anterior em 1.030 d6lares/kW para Cambambe e 1.800 d&lares/kW para Ca- panda (a pregos de 1986). A comparagao estd longe de ser rigorosa pois nao teve em conta as energias garantidas. 0 mecanismo da actualizagao agravaria os custos relativos de Capanda no caso de os dois projectos serem considerados alternatives (antecipando-se, assim, a construgao de Capanda) e nao complementares. Alem disso, e sem justificagao evidente, o BEP utilizou custos unitarios de turbina + gerador mais elevados para Cambambe (500 dolares/kW) do que para Capanda (345 d&lares/kW). Estimativa dos Custos de Produ~ao 18. 0 valor da energia produzida por uma central integrada num sistema so pode ser correctamente determinado analisando o sistema em conjunto e procurando optimizar a sua exploragao. Apesar disso, podem calcular-se valores indicatives da ordem de grandeza dos custos marginais de longo prazo (CMLP) associados a Capanda. Para o efeito utilizou-se o programa anual de investimentos do Quadro 1, tendo-se aumentado em 10% os custos relativos As actividades da N. ODEBRECHT e TPE, nos anos de 1989 a 1994, para simular imprevistos durante a construgao. Admitiu-se uma vida Atil da instalagao de 50 anos (seria mais correct0 admitir 30 anos para os equipamentos e 75 para a barragem) e custos anuais de operagao e manu- tengao iguais a 2% do investimento directo. Considerou-se que o primeiro grupo entrava em servigo em 1 de Janeiro de 1993 e que os restantes entravam sequencialmente com intervalos de 6 meses ( o Gltimo em 1 de Julho de 1994). Assumiu-se uma energia garantida de 2.400 GWh, com ex- cepqao do period0 entre 1.1.93 e 1.7.94 em que se reduziu a energia na proporgao dos grupos em servigo. Consideraram-se combinagoes de tr8s taxas de actualizagao - lo%, 12% e 15% - e os tr8s cendrios de evolugao de consumo previstos pela missao. Sup&-se que o consumo a satisfazer era apenas o do sistema Norte, o que restringe as possibilidades de colocagao da energia de Capanda durante bastantes anos. Finalmente, admitiram-se tr8s hip6teses de produgao de Cambambe: 200, 500 e 780 GWh/ano. 0 valor mais elevado corresponde A energia garantida (an0 muito seco) do conjunto Cambambe+Mabubas. Em ano medio essa energia ultrapassa facilmente 1.000 GWh o que,se colocada com prioridade, adiard ainda para mais tarde as possibilidades de utilizagao completa de Capanda. 19. 0s valores obtidos constam dos Quadros 2 a 7. Verifica-se que, para uma produgao de Cambambe de 780 GWh e uma taxa de actualizagao de lo%, os CMLP de Capanda podem variar entre 0,176 e 0,234 dblares/kWh, em fun- gao do ritmo de evolugao dos consumos. Esses valores sobem respectiva- mente para 0,365 dblares/kWh e 0,547 d&lares/kWh, se a taxa de actualizagao for 15%. evidente que, limitando voluntariamente a produgao de Cambambe a um valor muito baixo, C possivel reduzir "artifi- cialmente" os CMLP de Capanda, sobretudo se essa hip6tese for conjugada com a hip6tese mais alta de crescimento de consumos. Em qualquer caso a cobertura do investimento exigiria um acr&scimo substancial nas tarifas, tanto mais elevado quanto mais lenta for a subida do consumo. Anexo 16 Pdgina 7 de 21 E~uilibrioOferta - Procura 20. As necessidades de aumento de capacidade no sistema Norte que, em Gltima andlise, justificariam Capanda, estao fortemente dependentes da evoluqao dos consurnos. Tratando-se de um sistema predominantemente hidroel&ctrico, as limita~oessurgirao primeiro na energia garantida e 56 depois na pot8ncia de ponta. Para avaliar a capacidade de resposta do sistema actual, nomeadamente as necessidades de apoio da componente thrmica jd disponivel nas duas turbinas a gds de Luanda, bem como o valor dos desajustamentos entre oferta e procura, utilizaram-se as pro- jecqoes de consumo estabelecidas pela missao. Admitiu-se que os quatro grupos de Cambambe receberam as adequadas revisoes e que o aproveitamen- to das Nabubas tamb&m recuperado pode, a partir de 1989, trazer A pot8n- cia garantida de Cambambe um acr&scimo de pot8ncia de 10 NW, a que cor- responde uma produgao mensal de 7,2 GWh. 21. 0 estudo das afluFncias do Kwanza permite concluir que o caudal minimo didrio com probabilidade de ser excedido em 95% dos anos se si- tuard nas vizinhanqas de 130 a 135 m3/s L/. No seu estddio actual o aproveitamento de Cambambe permite uma boa regulariza~aodihria com o caudal de 130 m3/s no dia critico. Nessas condi~oes,a pot8ncia media garantida no dia critico por este aproveitamento & de 90 MW. Adicionando a contribui~aodas Mabubas (10 NW), teremos uma pot8ncia permanente ga- rantida de 100 MW. A duragao do period0 critic0 & muito restrita e ao longo de quase todo o ano hd aflusncias abundantes que proporcionam uma pot8ncia muito mais elevada do que a garantida nos periodos criticos de estiagem. Consequentemente, a utilizaqdo de meios complementares de pro- duqao (tkrrnica) no period0 critic0 permite ao sistema garantir uma po- t8ncia muito superior, A custa de uma pequena produgao adicional. 22. Admitindo, por precauqao, que um grupo de Cambambe estard indisponi- vel A hora de ponta (reserva), a potsncia Gtil de Cambambe & apenas de 3 + 45 = 135 MW. A produqao t&rmica de apoio pode, assim, ser necessdria por duas razoes: ou para cobrir um d&fice de pot8ncia garantida (aflu8n- cia didria total insuficiente para produzir a energia didria necessdria) ou para cobrir um defice de pot8ncia (pot8ncia hidrica Gtil, dispo- nivel, insuficiente para cobrir a ponta didria). -1 / Na realidade, st3 em 1958 - ano extremamente desfavordvel - se registaram, num curto periodo, caudais inferiores, com um minimo de 122 m3/s. Nao repugnaria aceitar, para garantia 95%, um valor superior, eventualmente 140 m3/s. 23. Sem quebra de seguranga, pode admitir-se que nao haja aumento da capacidade hidrica ate que a potzncia &ti1 total (hidrica + termica) esteja proxima da ponta do sistema. 0s eventuais defices de energia que entretanto se registarem podem ser cobertos com produgao termica das turbinas a gds de Luanda. De acordo com os Quadros 8 a 11, a entrada em servigo de potsncia hidroelectrica adicional seria assim necessdria em 1997 (Cendrio "Base"), em 1996 (Cendrio "Interm&dioW) ou em 1994 (Cendrio "Alto"). 0 apoio terrnico seria exigido em curtos periodos durante os 4 anos anteriores A entrada da nova pot8ncia hidrica, correspondendo a uma energia anual varidvel entre 80 e 120 GWh, consoante o cendrio, com um custo total (nao actualizado e a pregos de 1987) variando entre 6,l e 9,l milhoes de d6lares. 24. Dentro das mesma hip~teses,os valores mdximos requeridos ate ao ano 2000 para satisfazer as necessidades de energia e pot8ncia no sistema Norte, apenas com produgao hidroelectrica, seriam 170 MW de potEncia adicional e 520 GWh de energia adicional (Cendrio "Alto"). 0 alteamento da barragem de Cambambe no inicio dos anos 90, 2 * 110 MW numa segunda central de Cambambe, em meados da decada, e uma barragem "baixa" em Capanda perto do ano 2000 seriam suficientes para satisfazer essas ne- cessidades, com suficiente margem de reserva A hora de ponta e sem re- curso ao apoio termico. 0s investimentos correspondentes seriam notoria- mente inferiores aos do actual project0 de Capanda, permitindo, alem disso, ajustamentos do programa de obras de acordo corn a evolugao real dos consumos (ou seja, reduzindo a incerteza e o risco de erros dispendiosos). Pelo contrdrio, com a opgao de Capanda, os investimentos sao feitos com grande antecedsncia em relagao b procura, com possibili- dades de ajustamento limitadas A variagao do ritmo de entrada dos grupos e levam, consequentemente, a custos mais elevados que se reflectirao em pregos finais de electricidade mais elevados. Inter 1 iqacoes 25. As precdrias condig~esde seguranga actualmente existentes em vastas zonas de Angola nao recomendam nem permitem a construgao de linhas de interligagao entre os principais sistemas. A linha Cambambe - Gabela (125 km, a 220 kV), primeiro trogo de uma futura ligagao entre os siste- mas Norte e Centro, estd fora de servigo desde 1984 e a sua reparagdo tem sido impossivel apesar das dificuldades que a situagao acarreta para o abastecimento de Porto Amboim. Analogamente, tern sido irnpossivel fazer a conservagao adequada das linhas de transporte dos sistemas Centro e Sul. Por outro lado, iniciaram-se as obras de recuperagao dos principais centros produtores do Centro e do Sul (Lomaum, Bi&pio, Huambo, Matala e Namibe) que nalguns casos envolvem nao s6 a reposi~aocomo o aumento da potsncia instalada. Procura-se deste mod0 que cada sistema satisfaga, de forrna autonoma, a procura potencial correspondente e garanta certa mar- gem de reserva. CInexo 16 Pdgina 9 de 21 0 prolongamento da situagao de guerra ou pel0 menos de um clima de inse- guranga nao permitird, a curto prazo, taxas elevadas de crescimento dos consurnos, tornard praticamente impossivel a construgao de interligagoes fidveis e, em termos prdticos, inviabilizard que os consurnos do Centro e do Sul se constituam em mercado elr5ctrico potencial de Capanda. Um ces- sar fog0 a curto prazo seguido de uma rdpida recuperagao economics per- mitiria, e provavelmente beneficiaria de sistemas electricos interli- gados mas, de acordo com os estudos recentes jd referidos, o plano de expansao de custo minimo recomendaria entao que se adiassem as interli- gagoes para o fim da dr5cada de 90, ou mesmo para depois do ano 2000, dando prefersncia ao desenvolvimento dos centros produtores jd propostos para os sistemas Centro e Sul, que permitiriam acompanhar a evolugao dos consurnos - modestos em valores absolutos - atraves de instalagoes mais flexiveis. Na hipotese de se querer concretizar a curto prazo o sistema interligado, em articulagdo com o projecto de Capanda, a fiabilidade do conjunto seria provavelmente baixa e levantar-se-iam problemas dificeis de exploragao e de "despacho" de produgoes e consurnos. Conc lusoes 26. No actual estado de desenvolvimento do sistema el&ctrico de Angola, a construgao da barragem e central hidroelectrica de Capanda apresenta , na melhor das hipAteses, um interesse economico marginal e, na pior, representa um pesadissimo encargo financeiro sem contribuigao relevante, a media prazo, para a satisfagdo dos consurnos. Vdrios problemas graves foram identificados: (a) o projecto desvia-se consideravelmente do programa de expansao de custo minimo; (b) a elevada pot8ncia a instalar ( 4 * 130 MW) nao serd certamente utilizada, na sua totalidade, antes de 10 a 12 anos ap6s a data prevista para a conclusao da barragem; por outro lado, so em meados da decada de 90 parece necessdria alguma capacidade adicional no sistema Norte; (c) a construgdo de Capanda nao vai melhorar substancialmente a fiabilidade de abastecimento no sistema Norte, designadamente A cidade de Luanda, nem contribuird para a resolugdo dos pro- blemas dos outros dois sistemas; (d) o investimento em Capanda aumentard significativamente o Anus da divida pdblica externa e, adicionalmente, pode prejudicar a capacidade de negociaglo de financiamentos para o progra~na de desenvolvimento petrolifero, vital para o increment0 das re- ceitas de exportagao. Rnexo 16 Pdgina LO de 21 27. Compreende-se o interesse do Governo em tirar o maior partido dos vastos recursos hidricos do pais. 56 que este desejo nao pode concreti- zar-se apenas com investimentos na produgdo, exigindo tambhm consider6- veis investimentos no transporte e distribuigao. A construgao de Capanda nos tempos mais proximos poderia eventualmente entender-se por uma de duas razoes: (al atrair investimentos estrangeiros para inddstrias energia intensivas e sem grandes exigGncias de novas redes de distribuigao; ( b ) facultar A populagao da "grande" Luanda um acesso generalizado A energia elhctrica e incentivar a reabilitagao industrial da mesma regiao. A primeira alternativa continua teoricamente em aberto mas requer um period0 relativamente longo de estabilidade antes de lograr concreti- zar-se; a segunda opgao exigiria enormes investimentos em redes de dis- tribuigao (de QT, MT e BT) que nem as empresas nem o Governo estao em condigoes de suportar. Por conseguinte, todo o problema de Capanda, ou mais precisamente, da sua oportunidade no plano de aumento de capacidade do sistema Norte, est6 estreitamente ligado ds condigoes de existsncia e desenvolvimento de um mercado com dimensao suficiente para justificar o investimento. Anexo 16 Pagina 12 de 21 Quadro 2: CAPANDfl. CUSTOS TOTAIS (PRECOS DE 1987) E PRODUCAO ANUAL -------- (Producao anual de Cambambe: 200 GWh) -------------------------------------------------------------------- Despesas Producao anual (GWh) (milhoes de dolares) ------.------------- ------- Ano ----------------.--------- Cenario Cenario Cenario no. Ano Invest. 0 8: M Total Base Interm. A1 to ------------------------------------------------------.-------------- -8 1985 64 0 64 - - - -7 1986 116 0 116 - - - -6 1987 185 0 185 - - - -5 1988 159 0 159 - - -4 1989 155 0 155 - - - - -3 1990 163 0 163 - -2 1991 227 0 227 - - - -1 - 1992 191 0 191 - - 0 1993 58 26 84 523 (a)614 (a)684 1 1994 14 26 40 581 710 884 2 1995 0 26 26 659 819 1003 3 1996 0 26 26 763 941 1111 4 1997 0 26 26 876 1078 1216 5 1998 0 26 26 1008 1219 1329 6 1999 C) 26 26 1140 1346 1451 7 2000 0 26 26 1263 1470 1584 8 2001 0 26 26 1384 1594 1706 9 2002 0 26 26 1504 1715 1828 10 2003 0 26 26 1606 1830 1949 11 2004 0 26 26 1714 1952 2078 12 2005 0 26 26 1829 2081 2215 13 2006 0 26 26 1931 2195 2336 14 2007 0 26 26 2037 2315 2400 15 2008 0 26 26 2149 2400 2400 16 2009 0 26 26 2266 2400 2400 17 2010 0 26 26 2390 2400 2400 18 2011 0 26 26 2400 2400 2400 19 2012 0 26 26 2400 2400 2400 20 2013 0 26 26 2400 2400 2400 21 2014 0 26 26 2400 2400 2400 49 2042 0 26 26 2400 2400 2400 50 2043 0 26 26 2400 2400 2400 ( a ) A producao de Cambambe tem de exceder 200 Gdh 1/ Vida economica do projecto: 50 anos 2 / Ano de entrada em servico: 1993 ( 1 grupo de 6 em 6 meses) 31 Sistema de referencia de precos de 1987 4 / Producao maxima anual de Capanda: 2400 GWh 5 / Investimento total: 1331 milhoes de US$ (informacao GAMEK, 1988) b / Custos anuais de OBN: 2% do investimento total Fonte: Est~mativasda Missao ----- Anexo 16 Pagina 13 de 21 Quadro 3: CAPANDA. CUSTOS TOTRIS (PRECOS DE 1987) E PRODUCAO ANUAL (Producao anual de Cambambe: 500 GWh) Despesas Producao anual ( GWh (milhoes de dolares) ------------------------- fino Cenario Cenario Cenario no. Ano Invest. 0 b N Total Base Interm. A1 to ---------_-------------------------------------------------------,--- 1 / Vida economics do project~: SO an05 2/ Ano de entrada em servico: 1993 ( 1 grupo de 6 em tb meses) 3/ Sistema de referencia de precos de 190? 4/ Producao maxima anual de Capanda: 2400 GWh 5/ lnvestimento total: 1331 milhoes de US% (informacao GhMEK, 1988) 6/ Custos snuais de 0bM: 2%do investimento total Fonte: Estimativas da Nissao ----- Anexo 16 Pagina 14 de 21 Quadro 4: CAPANDA. CUSTOS TOTAIS (PRECOS DE 1987) E PRODUCAO ANUAL ------a- (Producao anual de Cambambe: 780 GWh) ________________-__--------------------------------------------.----- Despesas Producao anual (GWh ) .......................... (milhoes de dolares) -------------------------- Ano Cenario Cenario Cenario no. Flno Invest. 0 & M Total Base Interm. FIl to ___________________----------------------.-------------------------- - - -8 1985 64 0 64 - - - -7 1986 116 0 116 - -6 - - - 1987 185 0 185 - - -5 1988 159 0 159 - -4 1989 . 155 0 155 - - - - - - -3 1990 163 (3 163 - - -2 1991 22? 0 227 - -1 - 1992 191 0 191 - - 0 1993 58 26 84 0 4.7 188 1 1994 14 26 40 1 130 304 2 1995 0 2h 26 79 239 423 3 1996 0 26 26 183 361 531 4 1997 0 26 26 296 498 636 5 1998 0 26 26 428 639 749 6 1999 0 26 26 560 766 871 7 2000 0 26 26 683 BY0 1004 B 2001 0 26 26 804 1014 1126 9 2002 0 26 26 924 1135 1248 10 2003 0 26 26 1026 1250 1369 11 2004 0 26 26 1134 1372 1498 1% 2005 0 26 26 1249 1501 1635 13 2006 0 26 26 1351 1615 1756 14 200'7 0 26 26 1457 1735 1882 15 2008 0 26 26 1569 1860 2015 16 2009 0 26 26 1686 1992 2155 17 2010 0 26 26 1810 2131 2302 18 201 1 0 26 26 1939 P276 2400 19 2012 0 26 26 2075 2400 2400 20 2013 0 26 26 2218 2400 2400 2 1 2014 0 26 26 2368 2400 2400 22' 2015 0 26 26 2400 2400 2400 I/ V~daeconomica do project~:50 anos 2 / Ano de entrada em serv~co:1993 ( 1 grupo de 6 em 6 qeses) 3/ Sistema de referencia de precos de 1987 4 / Producao maxima anual de Capanda: 2400 GWh 5 / Investimento total: 1331 milhaes de US$ (informacao GAMEI, 1988) 6/ Custos anuais de O&M: 2% do investimento total Fonte: Est~mativasda Missao ----- Anexo 16 Pagina 15 de 21 Ouadro 5: CAPANDA. CUSTOS MRGIIIAIS DB LONG0 PRAZO (Producaoanual de Carbarbe: 200 GUb) ............................................................................................................ Taxa de Actualizacao Taxa de Actualizacao ........................... ........................... i=lOX i=l2% i=15% i=lO% i=12% i=15% Despesas totais Despesas actualizadas Anuidade de encargos (50 anos) lrilhoes de dolares) (rilhoes de dolares) lavestirento 1946.4 2102.3 2361.1 196.3 253.2 354.5 Operacao e Hanuteacao 283.6 241.8 199.1 28.6 29.1 29.9 Total 2230.0 2344.2 2560.2 224.9 282.3 384.4 ............................................................................................................ Bnergia produzida 150 anos) Bnergia total actualizada Anuidade de energia (50 anoel IGYb) IW) Cenario 'Base' 14869.9 11772.7 8784.4 1499.8 1417.6 1318.9 Cenario 'lntenedio" 16514.0 13231.9 10023.4 1665.6 1593.3 1504.9 Ceoario 'Alto' 17598.6 14224.6 10902.8 1775.0 1712.9 1636.9 ............................................................................................................ Custos Harginais de Longo Prazo /dolarea/kWb) Cenario 'Base' 0.150 0.199 0.291 Cenario 'Interredio" 0.135 0.177 0.255 Cenario 'A1 to' 0.127 0.165 0.235 ............................................................................................................ Custos Harginaie de Longo Prazo Illzlkfi) Cenario 'Base' 4.50 5.97 8.74 , Cenario 'Interredio' 4.05 5.31 7.66 Cenario 'A1 to' 3.80 4.94 7.04 ............................................................................................................ 1/ Vida econorica do project~:50 anoa 2/ Ano de entrada er servico: 1993 3/ Ano de referencia para efeitoe de actualizacao: 1993 41 Taxas de actualizacao: 101, 12X, 15% 5/ Sistera de precos de referencia de 1987 6/ Potencia instalada em Capanda: 4*130=520 W (primeiro grnpo em 1.1.93; 08 reetantee de 6 em 6 resee) 7/ llalores calcnlados con baee no fhadro 2 Fonte: Betiratiras da liesao ----- Anexo 16 Pagina 16 de 21 Quadro 6: CAPAWDA. CUUOS HARGIRAIS DB LONG0 PRAZO (Producao anual de Carbarbe: 500 GYh) ............................................................................................................ Taxa de Actualiracao Taxa de Actualizacao ........................... ........................... i=lOX i=12X l=15X i=lOX i=12X i=15X ............................................................................................................ Deapesas totais Despesas actualltadas Anuidade de encargos 150 anos) (rilboesde dolares) (rilboes de dolares) Inveatirento 1946.4 2102.3 2361.1 196.3 253.2 354.5 Operacao e Nanutencao 283.6 241.8 199.1 28.6 29.1 29.9 Total 2230.2 2344.3 2560.3 224.9 282.3 384.4 ............................................................................................................ Eaergla produrida (50 anos) Bnergia total actualitada Anuidade de energia (50 anos) (ah) (GB) Cenario 'Base' 12123.6 9308.1 6652.5 1222.8 1120.9 998.8 Cenario 'lntemedio' 13927.0 10888.2 7973.5 1404.7 1311.1 1197.1 Cenario "Alto' 15164.0 12013.8 8965.4 1529.4 1446.7 1346.0 ............................................................................................................ Cuetos Harginaie de Longo Prazo (dolares/kB) Ceaario 'Base' 0.184 0.252 0.385 Cenario 'Interredio' 0.160 0.215 0.321 Cenario 'Alto' 0.147 0.195 0.286 ............................................................................................................ Custoa Harginala de Longo Prato (Iz/kVh) Cenario 'Base' 5.52 7.56 11.55 Cenaria 'Interredio' 4.80 6.46 9.63 Cenario 'A1 to' 4.41 5.85 8.57 ............................................................................................................ 1/ Vida econorica do project~:50 anos 2/ Ano de entrada er servico: 1993 3/ Ano de referencia para efeitos de actualitacao: 1993 4/ Taxas de actualitacao: 10X, 121, 151 5/ Sistera de precos de referencla de 1987 6/ Potencia instalada em Capanda: 4*130=520 LIY (prireiro grupo er 1.1.93; os restantes de 6 er 6 reees) 7/ Valores calculados cor base no Quadro 3 Fonte: Bstirativas da Missao ----- Anexo 16 Pagina 17 de 2 1 Quadro 7: CAPAWDA. CUSTOS WRGIWAIS DB LONG0 PRAZO ............................................................................................................ Taxa de Actualizacao Taxa de Actualizacao Despesas totais Despesas actualizadae Anuidade de encargos (50 anos) (milboes de dolares) (milboes de dolaree) Investilento 1946.4 2102.3 2361.1 196.3 253.2 354.5 Operacao e Hanutencao 283.6 241.8 199.1 28.6 29.1 29.9 Total 2230.2 2344.3 2560.3 224.9 282.3 384.4 ............................................................................................................ Bnergia produeida (50 anos) Bnergia total actualizada Anuidade de energia (50 anoa) IGYb) IGYb) Cenario 'Base' 9527.1 7009.2 4681.1 960.9 844.0 702.8 Cenario 'Interredlo' 11380.9 8608.5 5991.3 1147.9 1036.6 899.5 Cenario 'Alto' 12681.6 9780.8 7012.8 1279.1 1177.8 1052.9 Custoa Harginais de Longo Prazo (dolarea/kYb) Cenario 'Base" 0.234 0.334 0.547 Cenario 'Intermedio' 0.196 0.272 0.427 Cenario 'Alto' 0.176 0.240 0.365 ............................................................................................................ Custoa Harginaie de long~Prazo (Ke/kYb) Cenario 'Base' 7.02 10.03 16.41 Cenario 'Interledio" 5.88 8.17 12.82 'Cenario 'Alto" 5.28 7.19 10.95 ............................................................................................................ 1/ Vida ecoaomica do project~:50 an08 2/ Ano de entrada em servico: 1993 3/ ADO de referencia para efeitoe de actualizacao: 1993 4/ Taxaa de actualizacao: 10X. 121, 15% 5/ Siatera de precoe de referencia de 1987 6/ Potencia instalada em Capanda: 4t130=520 NH lprireiro grnpo em 1.1.93; 08 restantee de 6 em 6 rests) 7 1 Valores calcnlados cow base no Qoadro 4 lonte: Bstirativas da Hissao ----- Anexo 16 Pagina 18 de 21 Puadro 8: SISTNHA YORTI. EALARCO DB IRIRGIA I PMBRCIA 1988 - 2000 -------- Cenario 'Base' 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 ................................................................................................................................................................... kcessidades do Sisteaa (1) Roducao Ig (CVb) 630.3 642.9 655.8 668.9 689.0 723.4 781.3 859.4 962.6 1078.1 1207.4 1340.3 1460.9 (2) Potencia de Ponta Pponta (1)114.2 116.5 118.8 121.2 124.8 131.1 141.6 155.7 174.4 195.3 218.8 212.9 264.7 lece~idadeslguiialentes (31 Roducao em Dia Critico (313 dias) Xd (mb) 2014 2054 2095 2137 2201 2311 2496 2746 3075 3444 3858 4282 4667 I41 Potencia a Garantir (7500 boras) Df (MU) 84.0 85.7 87.4 89.2 91.9 96.5 104.2 114.6 128.3 143.7 161.0 178.7 194.8 (51 krdal k d i o Diario em Carbarbe QI (r3/a) 121 124 126 129 133 139 151 166 185 208 233 258 281 ................................................................................................................................................................... Potencia Total (BidricatTemica) I (6) Imtalada P i ( M U ) 236.8 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 N (7) Util Pu (NU) 191.8 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 4 P (81 Garantida Pf (1)135.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 I Potemcia Bidrica (9) Instalada Hi ( M U ) 180.0 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 197.8 (10) Util b (1)135.0 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 (11 Garantida If (MU) 90.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 ................................................................................................................................................................... ................................................................................................................................................................... MIdla) W UKEGIA (12) Rfice de Potencia Bidrica GABbRIDA (1) - 4.2 14.6 28.3 43.7 61.0 78.7 94.6 (13) Kntrgia Temica Peguerida (Base) base (GHh) - 0.2 2.6 9.3 17.1 25.7 35.2 43.6 (14) Rfice de Potencia Bidrica UTIL Pdef (MU) -20.8 -36.3 -34.0 -31.6 -28.0 -21.7 -11.2 2.9 21.6 42.5 66.0 90.1 111.9 (15) X de Rfice (Pdef/Pponta) 1x1 - 1.9 12.4 21.8 30.2 37.1 42.3 (16) X de Knergia para Ponta ( X I - (0) 0.9 3.4 6.9 10.6 14.9 (171 lntrgia Tenica Ptqntrida (Ponta) Iponta (GYb) - (0) 8.7 36.7 83.3 142.1 217.7 (16) lntrgia Tenica Total (BasetPonta) Btot (GYb) - 0.2 2.6 18.0 53.8 109.0 177.3 261.3 ................................................................................................................................................................... MLMal Dl WTBlCIA D% m (19) Rfice de Potencia DlIL Total (MU) -77.6 -93.1 -90.8 -88.4 -84.8 -78.5 -68.0 -53.9 -35.2 -14.3 9.2 33.3 55.1 ................................................................................................................................................................... fonte: k i a a t i i a s da Ilissro; k u d o da Sonefe (1973) ----- Anexo 16 Pagina 20 de 21 Ouadro 10: SISTlM IIORIB. BALAIICO DK BWKRGlA K POTXIICIA 1988 - 2000 --------- Ceaario 'Alto' 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1991 1998 1999 2000 ................................................................................................................................................................... Ilecesridades do S i d e ~ (1) Prohcao Kg (GWh) 630.3 649.2 101.2 111.3 863.8 961.5 1083.6 1202.8 1311.1 1415.9 1529.2 1651.6 1183.1 (2) Potencia de Ponta b n t a (Mi) 114.2 111.6 121.0 139.1 156.5 115.3 196.3 211.9 231.5 256.5 211.0 299.2 323.1 ltcessida&s Kp~iralentes (3) P~ducaoerDiaCritico(313dias) Id IHHh) 2014 2014 2240 2464 2160 3091 3462 3843 4189 4524 4886 5217 5699 (4) Potencia a Garantir (1500 horas) Df (Mi) 84.0 86.6 93.5 102.8 115.2 129.0 144.5 160.4 174.8 188.8 203.9 210.2 231.8 15) Caudal tledio Diario cr Cambutte QI (r3/a) 121 125 135 149 166 186 209 232 253 213 295 318 344 ................................................................................................................................................................... Potencia Total (BidricatTenica) I (61 Instalada Pi 1Mi) 236.8 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 254.6 w ( I ) Util Po (1) 191.8 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 209.6 w .I (8) Carantida Pf (HU) 135.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 145.4 I Potencia Bidrica (9) Instalada B i {MU) 180.0 197.8 197.8 197.8 197.8 191.8 197.8 197.8 191.8 191.8 197.8 197.8 197.8 (10) N i l L ( 1 ) 135.0 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 152.8 ................................................................................................................................................................... 100.0 (11) Carantida Hf 1 1 ) 90.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 ................................................................................................................................................................... RALdllOl DK BlKffiIA (12) Dcfice dt Potencia Bidrica GARAIIIIDA (Mi) - 2.8 15.2 29.0 44.5 60.4 14.8 88.8 103.9 120.2 131.8 ( 13) Bnergia Tenica Peguerida (Base) Kbase (GVb) - ( 0 ) 2.8 9.6 11.4 25.6 33.2 40.5 48.3 56.8 66.0 (14) Dcfice de Potencia Bidrica OTIL Pdef (MU) -20.8 -35.2 -25.8 -13.1 3.1 22.5 43.5 65.1 84.1 103.1 124.2 146.4 110.3 (15) X & Dcfice (Pdef/Pponta) (X) - 2.4 12.8 22.2 29.9 35.1 40.4 44.8 48.9 52.1 (16) X de Knergia para Ponta (XI - (0) 1.0 3.5 6.1 9.8 12.1 17.1 20.2 25.0 ( 11) Knertia Tenica Pequtrida (Ponta) Kponta (GUh) - (0) 9.1 31.9 80.6 128.5 119.8 261.5 333.6 445.9 (18) Knergia Tcnica Total (BasetPonta! ltot IGUh) - (0) 2.8 19.3 55.3 106.2 161.1 220.3 309.8 390.4 511.9 ................................................................................................................................................................... MLMCO DK POTBlCIA DK MA (19) Dcfice de Potencia OTIL Total (Mi) -11.6 -92.0 -82.6 -69.9 -53.1 -34.3 -13.3 8.3 21.9 46.9 61.4 89.6 113.5 Ponte: btimtivas da tlissao; b t d o da Sonefe (1913) ----- Anexo 17 PQgina 1 de 13 ANGOLA: RECURSOS FLORESTAIS E ENERGIA DOMSTICA DESCRIWO DE QUATRO PROJECTOS PRIORIT~~RIOS Neste anexo agrupam-se em quatro projectos prioritirios as partes principais do plano de acsHo apresentado no Capitulo 5. 0s projectos s3o: (1) um projecto-piloto para a Huila-Namibe, incluindo projectos "agro-silvicolas" ; (2) um programa nacional de fog8es de cozinha mais eficientes; (3) um sistema melhorado de abastecimento de lenha, principal- mente As grandes cidades; (4) um programa de substituiqlfo progressiva de lenha e carvBo vegetal por GPL nas cidades principais, isto d, Luanda, Benguela e Lobito. 1. Projecto Piloto em Huila-Namibe Este project0 cobriria os temas 2-4 anteriores, com a produsBo de madeira obtida sobretudo por agro-silvicultura. Assim, englobaria as seguintes componentes: (a) substitui@io de combustiveis nas cidades litorais (apoiada pel0 Projecto 2); (b) aumento do rendimento dos fogaes, quer na zona litoral, quer no interior (apoiada pel0 Projecto 3); (c) melhoramento do sistema de abastecimento de combustiveis lenhosos, quer na zona litoral, quer no interior (apoiada pel0 Projecto 4); (dl produ~Bo de madeira, A custa sobretudo do desenvolvimento agro-silvicola, centrado na escola agricola de Tchivinguiro. 0 Projecto seria executado conjuntamente pel0 Ministdrio da Energia e Petrdleo (MEP), atravds do seu Departamento de Novas e Renoviveis Fontes de Energia (DNRFE) e pel0 Ministdrio da Agricultura, atravds da sua DirecsBo Nacional para a ConservasBo da Natureza (DNAcO). 0s dois organism06 teriem.de ser reforsados a nivel provincial para conseguirem executar o Projecto. A escola agricola de Tchivinguiro tambdm necessitaria de apoio. SBo os seguintes os Termoe de Referhcia para a preparaslo deste Projecto: Anexo 17 Pdgina 2 de 13 Antecedentes No que respeita A realiza~8o de acc8es florestais, as provincias da Huila e do Namibe estHo numa posi~8omais favordvel do que as outras provincias angolanas. Em primeiro lugar, a situa~go militar k muito melhor, com a maior parte das duas provincias numa situacHo segura; segundo, a economia parece funcionar melhor do que na maior parte do pais; e, finalmente, as duas provincias n8o tem grandes concentrapes populacionais em Areas afastadas das zonas florestais. As cidades costeiras do Namibe e Tombwa nHo t6m praticamente recursos lenhosos nas vizinhan~as mas, tratando-se de cidades de dimensues reduzidas, a solu~Hodo problema h mais fdcil do que nos casos de Luanda e ~enguela/Lobito. 0 abastecimento de combustiveis lenhosos estd tambhm melhor organizado do que nas outras regi8es. Todos estes factos indicam ser possivel o desenvolvimento de um projecto piloto em energia florestal nestas duas provincias. 0 projecto piloto visaria os seguintes objectivos: (a) aumento da eficiencia dos fogUes (na costa e no interior); (b) melhoramento do sistema de abastecimento de combustiveis lenhosos (na costa e no interior); (c) substitui~8ode combustiveis (na costa); (d) produslo de madeira, B custa, sobretudo, do desenvolvimento agro-silvicola, complementado por formacHo profissional na escola agrfcola de Tchivinguiro. 0 Projecto seria realizado em conjunto pelo MEP, atravhs do DNRFE e pelo Ministhrio da Agricultura, atravhs da DNACO. 0 Projecto estd estreitamente relacionado com outros projectos propostos e poderia obter apoio significative destes, particularmente dos que incidem sobre Melhoramento dos FogUes de Cozinha (MFC) e Melhoramento dos Sistemas de Abastecimento de Combustiveis Lenhosos (MSACL). Isto aplica-se tanto B prepara~ao como execucHo do Projecto. A prepara~godeste projecto deve seguir-se a doe outros dois projectos (MFC e MSACL), permitindo transferir e beneficiar da experiencia de preparacHo destes iiltimos. Anexo 17 Pdgina 3 de 13 Tarefas Uma equipa de especialistas prepararQ um projecto piloto integrado na Qrea de energia de biomassa para as provincias da Huila e do Namibe, baseando-se na literatura disponivel (especialmente o projecto regional preparado no Lmbito do financiamento do PNUD) e no trabalho preparatdrio dos projectos de MFC e MSACL. A equipa deverQ formular um projecto piloto coerente que possa vir a ser reproduzido noutras Areas onde as condiq8es de seguranqa sejam favordveis. A equipa deverQ considerar pel0 menos as seguintes tarefas: (a) inventdrio dos recursos florestais acessiveis, principal- mente plantaq8es florestais; (b) levantamento do actual sisterna de abastecimento de combustiveis lenhosos aos principais centros urbanos (Lubango, Namibe e Tombwa); (c) andlise do funcionamento das cooperativas de produqfo de carvao vegetal e das possibilidades de organizar outros produtores neste momento nao integrados nas cooperativas; (dl elaboraqao e montagem de um sistema de abastecimento melhorado para Lubango, Namibe e Tombwa; (el desenvolvimento, introduqao e divulgaqfo de fog8es de cozinha melhorados; (f) estabelecimento de viveiros de Qrvores para a criaqfo de corta-ventos e de outras formas de plantaqao de drvores fora das florestas; (g) introduqao de um curso elementar em agro-silvicultura na escola agricola de Tchivinguiro, prdximo do Lubango, (h) fortalecimento da representaqao provincial da ~ u i l a e Namibe na DNACO e utilizaq80, se possivel, de pessoal altamente qualificado existente na SecqBo do Lubango da Universidade Agostinho Neto. A componente de substituiqao de combustiveis, mencionada no capitulo "Antecedentes", nHo estd incluida nos Termos de Refersncia para a equipa de preparaqao do Projecto, pois trata-se de aumentar o uso de GPL nas cidades costeiras, caindo assim, de certa maneira, urn pouco fora da competi2ncia profissional de uma equipa florestal. Anexo 17 Pigina 4 de 13 Equipa de Projecto A equipa deveri cobrir as seguintes especialidades: (a) Opera~besflorestais para a produ~Hode combustivel; (b) Produ~Hode carvHo vegetal; (dl Melhoramento de fogbes; (el Forma~Hoprofissional; (f) Anilise econdmica dos projectos. h a s ou tr6s pessoas precisariam de trabalhar cerca de cinco homensxmEs, dos quais tres homensxm6s em Angola. 0 custo aproximado seria de US$100.000, para estudos, e de US$500.000 para conduzir as ac~bespropostas numa escala piloto. Anexo 17 Pdgina 5 de 13 2. FogUes de cozinha melhorados 0 desenvolvimento e a distribui~Hode fogUes de cozinha de melhor qualidade foi sugerida para virias regiUes ao longo do Capitulo V. A melhor estratdgia seri, assim, agrupar as vdrias acsUes num project0 nacional. As actividades iniciais poderiam ser concentradas em Luanda, onde se encontra a maior concentra~Hode peasoas que utilizam fogUes tradicionais. 0s elevados presos dos combustiveis lenhosos na capital sHo tambdm um incentivo A poupansa de lenha e carvgo. 0 Projecto seria executado pelo DNRFE, dentro do MEP, o qua1 jd iniciou actividades neste campo, como parte dos preparativoa para o primeiro semindrio nacional sobre lenha e carvHo vegetal que teve lugar em Luanda em Junho de 1987. Anexam-se a seguir os Termos de Referencia para a preparas3o de um projecto de melhoramento do . rendimento de fogUes de cozinha Anexo 17 Pdgina 6 de 13 PROJECTO DE TERHOS DE REFE-CIA PREPARAPO DE UM PROJECTO PARA FOGOES DE COZINHA MELHORADOS No inicio de 1987, em parte como prepara~Hodo primeiro semindrio nacional sobre lenha e carvHo vegetal, o DNRFE do MEP fez um estudo sobre os fogdes usados em sete provincias onde previamente se efectuara urn estudo do consumo de combustiveis lenhosos. Embora se tenham encontrado algumas varia~des e inova~8es,o quadro resultante era bastante uniforme: queimava-se lenha em fogdes vulgares de tr6s pedras colocadas em posi~8esnHo abrigadas e o carvHo era queimado em fogdes simples, quadrados, de metal. Havia tambCm alguns casos em que o carvHo era queimado em fogdes de tres pedras. A introdu~Ho de fog8es de cozinha melhorados pode apoiar-se em tres argumentos: (a) podem reduzir o consumo de lenha, diminuindo a press80 sobre os recursos florestais e protegendo o ambiente (sabe-se, no entanto, que o efeito de um programa de fogdes sobre o consumo nacional de lenha C marginal); (b) reduzem as necessidades domCsticas de lenha e, como consequencia, o custo da sua aquisi~Ho e o tempo gasto a apanhi-la; ( c ) contribuem para um melhor ambiente na cozinha. Embora a administra~ilo florestal de um pais tenda a dar mais importancia ao primeiro argumento, a verdade C que o sucesso ou fracasso de um programa de fogdes melhorados depende, em dltima andlise, do grau de aceitas80 dos fogdes por parte da popula$Ho. Isto significa que o programa para melhoramento dos fogdes deve ser concebido de mod0 a satisfazer, em primeiro lugar, as necessidades e aspira~desda popula~Hoem causa. Estd em execu~Houm grande ndmero de projectos de fogdes em vdrios paises africanos. Como recCm-chegado neste campo, Angola pode beneficiar das experiencias dos outros. Para tal, propde-se que seja organizada uma ou vdrias viagens de estudo por pessoal do DNRFE aos paise6 com projectos identicos. Um destes projectos que se sabe ter eido bem sucedido C o programa nacional para desenvolvimento e introdus80 de fogdes de lenha e de carvHo melhorados no Burkina Faso. Anexo 17 Pigina 7 de 13 No que respeita A disponibilidade de combustiveis lenhosos, Ouagadougou, capital do Burkina Faso, partilha muitas das caracteristicas de Luanda. Existem tambdm diferen~as evidentes. Assim, enquanto o carvgo vegetal domina os combustiveis lenhosos em Luanda, a lenha prevalece em Ouagadougou. Aldm disso, a populasgo urbana e da periferia de Ouagadougou esti profundamente organizada, facilitando a introdusgo dos fogdes. Finalmente, os modelos de foggo usados em Ouagadougou estgo adaptados As condi~des sociais e de nutri~go especificas da popula~go local e, aldm disso, estgo preparados para virios tamanhos de panelas. Mesmo assim, pode extrair-se informas30 dtil para Angola do programa do Burkina Faso. 0 ertudo de fogdes de cozinha utilizando biomassa efectuado pel0 DNRFE em 1987 em sete provincias 6 um comeso apropriado, embora modesto, para o programa nacional de projecto, produs30 e divulga~go de fogdes melhorados em Angola. Estas actividades foram propostas como tema prioritirio tanto em Luanda como no Lobito/Huambo. l! natural que muito do esforso desenvolvido seja levado a cab0 a nivel nacional ou, pel0 menos, com forte apoio tdcnico a esse nivel. Julga-se, aldm disso, que as actividades no terreno deviam de inicio ser concentradas em Luanda, onde grande ndmero de pessoas usa fogdes ineficientes que queimam combustiveis lenhosos comprados a altos presos. Benguela/Lobito teria a segunda prioridade e Huambo a terceira. Finalmente, o desenvolvimento dos fogdes devia tambkm ser incluido no projecto piloto da Huila/Namibe, principalmente na cidade do Lubango. Tarefas A prepara~go de um projecto global para melhorar fogdes de cozinha deveria comesar com uma visita de estudo a outro local de Africa onde tenha sido realizado, com sucesso, um projecto semelhante. Como se mencionou atris, Ouagadougou parece ser um bom exemplo, mas talvez haja outros melhores. A visita de estudo deveria ser organizada, quer para os Angolanos eventualmente ligados ao projecto, sobretudo pessoal do DNRFE, quer para especialistas estrangeiros que venham a tomar parte nos trabalhos. 0 segundo passo na preparasgo do projecto seria uma investigasgo de modelos apropriados de fogdes e de fabricantes competentes de fogdes (existentes ou potenciais) no pais. Em terceiro lugar, a equipa de prepara~godo projecto deveria conceber um projecto mais generalizado para desenvolvimento e introdusHo de fogdes de cozinha melhorados em Angola, inicialmente concentrado em Luanda. Anexo 17 PQgina 8 de 13 Equipa de Projecto 0 membro ou membros estrangeiros da equipa de prepara~go do projecto cobririam sobretudo a Qrea gendrica de projectos relativos a fagEes, particularmente em Africa. Tambdm sgo necesshrios conhecimen- tos sabre a combust80 da madeira e do carvao vegetal e da concep~Ho tdcnica de fog8es para estes cambustiveis. Seriam necesslrios um ou dais estrangeiros, equivalentes a trgs homensxm6s de trabalho para a preparaggo integral do projecto, incluindo os preparativos e participag80 na viagem de estudo. - Custos Peritos estrangeiros (3 homens x m6s) 35.000 ddlares Despesas 10.000 Viagem de estudo (3 Angolanos, 2 estrangeiros) 25.000 Materiais e outros ImportagEes de 1000 "kits" de foggo 15.000 100.000 ddlares Z A M B I A Anexo 17 Pdgina 9 de 13 3. Melhoramento do Sistema de Abastecimento de Cmbustiveis Lenhosos No ~apitulo V do relatbrio foi mencionada a necessidade de um sistema melhorado de abastecimento de combustiveis lenhosos As cidades principais, quer litorais, quer interiores. Assim, deveria ser levado a cab0 um projecto para andlise do presente sistema em Luanda, Benguela/Lobito e Huambo e das formas de o melhorar. 0 Projecto seria organizado pela DNACO, dentro do Ministdrio da Agricultura. Juntam-se a seguir os Termos de Referdncia para a prepara~Bodo projecto. Anexo 17 Pigina 10 de 13 PROJECTO DE TERMOS DE REFEReNCIA: PREPARA($O DE UM PROJECTO PARA MELHORAMENTO DOS SISTEMAS DE ABASTECIMENTO DE COMBUSTfVEIS LENHOSOS Antecedentes 0s sistemas de abastecimento de combustiveis lenhosos necessitam de ser melhorados, particularmente nos casos de Luanda, Benguela-Lobito e Huambo. Um melhoramento do sistema no Lubango e no Namibe, embora funcione bem, seria tambdm incluido no projecto piloto proposto para a Huila-Namibe. De inicio, no entanto, as esforgos deveriam ser concentrados em Luanda. 0 sistema actual de abastecimento de combustiveis lenhosos a Luanda nHo 6 bem conhecido ou, pelo menos, nHo estd documentado. Hi incertezas quanto A origem geogrifica da lenha e do carvao vegetal, assim coma quanto A organizagao da produgao e A rede de distribuigao. Uma grande parte das actividades 6 efectuada par individuos actuando fora da estrutura formal, legal. Um melhor conhecimento deste sistema 6 condiggo essential para qualquer acgHo destinada a melhori-lo. Embora n3o exista, at6 agora, um inventirio florestal de Angola, 6 conhecida a extensgo dos recursos florestais no Bengo e no Kwanza Norte e deveria procurar encontrar-se uma irea de floresta natural, capaz de fornecer uma parte significativa do combustive1 necessirio para Luanda. Essa irea seria reservada para produtores de lenha e de carvao vegetal que seriam obrigados a seguir certos principios de gestao, essencialmente para garantir o sucesso de nova crescimento natural apds o carte da madeira. A maior ameaga a tal crescimento 6 representada pelos incsndios, pelo que 6 fundamental dar atengao A sua prevengao. Merece especial atengao a escolha das formas organizacio- nais adequadas A produggo e comercializagao da lenha e do carvao. Actualmente as proprietirios dos meios de transporte ocupam uma posigao chave na exploragHo da madeira, sua conversao em lenha e carvao vegetal e transporte para as Qreas urbanas. Concedem-se, corn frequsncia, licengas de abate de Qrvores aos proprietdrios de camiUes que, par sua vez, contratam trabalhadores para essas tarefas e para a produggo do carvao. Anexo 17 Pdgina 11 de 1 3 As l i c e n ~ a sdevem ser apresentadas ao cruzar os postos de controle, nas estradas, com carregamentos de lenha ou carvHo, mas dado que nos l o c a i s de exploras30 se regista uma grande f a l t a de pessoal qualificado da DNACO (emissor das licensas para c o r t e de madeira), 6 d i f i c i l d i z e r s e um determinado carregamento f o i produzido de acordo com a l i c e n ~ aconcedida. Em c e r t a s Breas do pafs, por exemplo na provfncia do Namibe, os trabalhadores l o c a i s formaram cooperativas que solicitam a s licensas de c o r t e , produzem a lenha e o carvHo e os transportam para o s centros de consumo. Estas cooperativas constituem uma unidade de gestxo muito d i f e r e n t e da de um proprietiirio de camiHo com mHo-de-obra contratada. Como a cooperativa 6 organizada numa base geogrhfica, os seus membros provavelmente darHo valor a continuidade da produs30 de madeira, o que l h e s garante emprego na hrea que podem cobrir. Por e s t a razHo, 6 legftimo esperar que cumpram c e r t a s restris8es 3 e x p l o r a ~ 3 o da f l o r e s t a , t a i s como o s didmetros mfnimos a r e s p e i t a r , a proibis30 de c u l t i v a r a s Breas exploradas, a o b r i g a ~ 3 o de fazer reflorestas30, etc.. 0 proprietdrio do camiHo, em principio, tem muito menos a ganhar com o cumprimento destas regras. Tambem 6 relativamente mais fBcil v i g i a r um nGmero limitado de cooperativas, cada uma funcionando numa hrea geogrgfica determinada. Uma consequencia d e s t e raciocfnio s e r i a investigar se se poderiam estabelecer com e x i t o , em Luanda, cooperativas abastecedoras de combustiveis lenhosos. Ao conceber o sistema de abastecimento de combustiveis lenhosos a Luanda, deve ter-se em conta exemplos de sistemas semelhantes a funcionar com sucesso noutros paises africanos. Um destes 6 o sistema de abastecimento de carvHo vegetal a Mogadishu, na Somhlia. A madeira usada 6 da famflia da achcia que cresce muito devagar (menos de meio metro cGbico por hectare por ano), cobrindo uma hrea de cerca de 1 milhzo de hectares. A distdncia media de transporte para Mogadishu 6 de cerca de 300 km, na maior parte atravEs de uma md estrada de a s f a l t o . 0 carvHo 6 produzido por "cooperativas" (na realidade equipas de trabalhadores empregados por um empressrio) com licensas que cobrem dreas de 25 km2. Esta hrea ocupa a equipa durante tres a s e t e anos. Como a s Brvores n3o sHo cortadas muito cerce no momento da u t i l i z a ~ 8 0 ,tornam a crescer em 20 anos, a l t u r a em que podem s e r de novo cortadas. 0 sistema de Mogadishu e a t 6 bem integrado na e s t r u t u r a l e g a l e f i s c a l . SHo pagas taxas pelas l i c e n ~ a se o s donos dos cami5es pagam taxas adicionais baseadas no peso do carvHo que entra em Mogadishu. Embora algum carvHo e n t r e fora deste sistema organizado, julga-se que essaa quantidades sHo pequenas. Anexo 17 Pdgina 12 de 13 Apeear de algumae semelhangas importantes entre os eistemas de abastecimento de Mogadishu e de Luanda, tais como a falta de combustiveis lenhosos perto da cidade, as condigBes de aridez, as longas distlncias at4 Qe eonae floreetadas e a existencia de grandee Areas floreetais naturals, hA tambCm diferengas bbvias. Falta em Angola o enquadramento institucional para um sistema de abastecimento do tip0 de Mogadishu. Alhm disso, as actuais condiqBes de seguranga, quer nae eonas de potencial exploraslo, quer ao longo dae estradas que levam a Luanda, tornam impraticAvel a organizaggo de um sietema unificado e eficaz de abastecimento. Contudo, h bem possivel que um estudo do sistema de Mogadishu (ou doutro que apresente semelhangas fundamentais com o de Luanda) possa inspirar a elaboraqao de um sistema para Luanda. Tarefas A preparagao do Projecto teria as eeguintes etapasr FASE 11 Estudo do eistema actual, incluindo provavelmente: - levantamento das rotas actuais de abastecimento; - levantamento dae dreas fornecedoras de matCrias primas; -estudo do processo de regeneraggo das dreas florestais exploradas; - organigrama da actual estrutura organizacional. FASE II1 Estudo de um sistema de fornecimento de combustiveis lenhoeoe a funcionar noutra grande cidade africana. FASE 111: Desenvolvimento de um sistema melhorado para Luanda. Quaee todo o trabalho da primeira fase teria de ser feito pelas organizagBes angolanas, sobretudo pel0 DNACO. Durante as fases I1 e 111, no entanto, estrangeiros familiarizados com os sistemas de abaetecimento das grandes cidades africanas poderiam dar urn valioeo contributo. A8 qualificaqBes e eepecialieagBo doe thcnicos eetrangeiros s6 poderao ser definidas depois da execusgo da Fase I. Calcula-se, no entanto, que o mfnimo de contribuigHo de peritoe estrafi geiros para a prepares80 do project0 consistiria em cerca de 4 homens x mes. 0 seu custo, mais as viagens, eubsistQncia e apoio, eeria de cerca de US$ 75.000. Anexo 17 Pdgina 13 de 13 4. SubstituicHo de Cambustiveis Dam&ticos Este Projecto teria camo objectivo a substitui~8o gradual da lenha e carvHo vegetal par GPL, no sector damdstico, Seria principalmente dirigido As concentra~aeeurbanas mais importantes do litoral, nomeadamente Luanda, Benguela e Lobito, Para isso, d indispensAve1 um aumento da produ~Hode GPL e de bilhas de gAs e uma melhor distribui~aodestas. A fim de tornar extensivo Qs familias pobres a utiliza~Hode GPL, que 4 um combustive1 m i t o mais barato que a lenha ou o carv80, pode ser necessdrio um esquema de crhditos simples a curto prazo, Este Projecto seria levado a cab0 pelos departamentos apropriados do MEP e da SONANGOL, pois cai fora da competBncia das organiza~aes que trabalham predaminantemente no daminio da energia da biamassa, TERPIDS DE REFERENCICI CINGMCI: REVIS60 DO PROGRCWCI DE INVESTIHENTOS DO SUBSECTOR EL&CTRICO E ACTUCKIZCIFliO W PLCINO DE EXPCINSAO DE CUSTO HINIm3 PWCI 0 SISTEHA NORTE 1. 0 Diagnostic0 Energgtico, recentemente concluido para Angola no Smbito do Programa Conjunto PNUD/Banco Mundial de Apoio h Gestao do Sector Energ&tico (ESMAP), identifica o planeamento dos investimentos no subsector electrico como um dos grandes problemas nao resolvidos no desenvolvimento global do sector energgtico. Angola carece de assistsn- cia para preparar uma estrategia de investimento que contemple a reabi- lita~ao,o recomeco da manutencao sistemdtica e a construgdo de um certo ntimero de novas instalagoes, no context0 de um pais com trSs sistemas elgctricos separados e defrontando-se com enormes incertezas no ritmo de crescimento dos consumos, quer no espaco, quer no tempo. Oferta de Electricidade 2. 0 abastecimento electric0 em 4ngola estd a cargo de duas empresas: ENE (Empresa Nacional de Electricidade) e SONEFE (Sociedade Nacional de Estudo e Financiamento de Empreendirnentos Ultramarinos). A ENE uma empresa estatal, criada em 1980 cam o intuito de vir a ser a empresa tinica de produgao, transporte e distribui~ao(em media tensdo) de ener- gia electrica em todo o pais. Presentemente, a empresa explora os siste- mas Centro e Sul e alguns sistemas isolados. A SONEFE tern a seu cargo a produgao e transporte no sistema Norte, o maior de Angola, e abastece directamente cerca de 300 clientes, em alta tensao (60 kV) e mbdia tensao. A distribuiqao na Area de Luanda estd a cargo da EDEL (Empresa de Electricidade de Luanda). A distribui~aoem baixa tensao no resto do pais estd por vezes a cargo da ENE mas, na maioria dos casos, & da res- ponsabilidade dos Comissariados que, alem disso, operam pequenos grupos diesel. Condicoes Gerais de Producao 3. A capacidade total instalada nas centrais da ENE e da SONEFE & apro- ximadamente de 463 MW. Deste total, 287 MW correspondem a grupos hidrAu- licos, 102 MW a turbinas a gas e 74 MW a grupos diesel. Em 1987,a potSn- cia disponivel nao ultrapassava 275 MW (59% do total) e verificavam-se serias restri~oesao funcionamento dos grupos tbrmicos por dificuldades de abastecimento de combustivel. As duds turbinas a gds de Luanda (56,B MW) consomem Jet 0, ao passo que a turbina a gds de Cabinda (12,3 MW) funciona a gds natural. As duas turbinas a gds restantes, no Bi6pio (22,8 MW) e no Huambo (10 MW), consomem qasdleo. A produgao anual de electricidade passou por urn mdximo de 1.029 GWh em 1974, dos quais 858 GWh (83,4%) de origem hidroelectrica. Ap6s forte declinio nos anos que se seguiram h independsncia, houve uma recuperasdo seguida de nova baixa Clnexo 18 Pdgina 2 de 9 no period0 1983-85 e a produgao mant&m-se ainda bastante abaixo dos niveis de 1974. Em 1986 a produgao total foi de 754 GWh, dos quais 691 GWh (91,7%) de origem hidroel&ctrica. 4. 0 abastecimento de electricidade em Angola reparte-se por trzs sis- temas independentes e numerosas pequenas redes isoladas. 0s trzs siste- mas principais estao associados As bacias de trgs rios importantes: o Kwanza para o sistema Norte, o Catumbela para o sistema Centro e o Cune- ne para o sistema Sul. Estes sistemas abastecem os principais centros de consumo: Luanda (no sistema Norte), Benguela, Lobito e Huambo (no siste- ma Centro) e Lubango e Namibe (no sistema Sul). As pricipais redes iso- ladas sao as de Cabinda, Uige e Hi&. Outro sistema importante na provin- cia da Lunda Norte pertence A companhia mineira ENDIAMA (Empresa Nacio- nal de Diamantes de Angola) e foi sobretudo utilizado nas actividades ligadas A mineragao de diamantes. 5. A hidroelectricidade foi sempre a principal fonte de abastecimento el&ctrico. R sua participagao no total tem permanecido entre 80 e 85%, aumentando para 91% em 1986, apesar da indisponibilidade total da cen- tral do Lomaum e da indisponibilidade parcial da central do Bi6pio. Depois de 1974 nao se construiu qualquer nova central hidroelktrica. A partir de 1980 a SONEFE e a ENE tentaram ultrapassar as dificuldades devidas a acgoes de sabotagem e interrupgao do abastecimento hidroelk- trico, recorrendo A instala~aode novas turbinas a ghs em Luanda e no Huambo e a grupos diesel no Lobito e noutros centros mais importantes. Em resultado da manutengao deficiente e da falta de assistzncia t&cnica e de pegas de reserva, as novas instalagoes nao resolveram o problema. Deste modo, por exemplo, a potgncia disponivel nos sistema Centro & apenas de 47 MW contra 1 1 1 MW instalados. 0 quadro seguinte resume as potgncias instaladas e disponiveis nos vhrios sistemas e compara-as com a ponta de consumo. ANGOLA: POTENCIA INSTALADA E DISPONIVEL, 1987 cnw, Hidrica Tkrmica Total Potencia de Instal. Dispon. Instal. Dispon. Instal. Dispon. Ponta a/ Norte 197,b 135,O Sb,8 Sb,8 254,b 191,B 90 - I00 Centro 49,4 7 , 2 bl,B 39,5 111,2 4b,7 30 Su1 27,2 13,b 25,3 15,l 52,5 20,7 9 - 10 Isolados 12,9 2,4 31,7 5,o 44,b 7 , 4 n.d. gl Referida A produgio; reflecte niveis distintos de procura repririda. F a : SMEFE e ENE. Antecedentes 6. As conclusoes genhricas do Diagnostic0 EnergCtico indicam que se deve privilegiar a manutengao e a reabilitagao dos sistemas e atribuir menor prioridade aos aumentos da potencia instalada. AlCm disso, identi- ficou-se um programa de reabilitagao para todo o subsector. A concreti- zagao deste programa devera estender-se por 5 a 6 anos e o seu custo foi estimado em 200 milhoes de dolares, a pregos de 1987. 0 Diagn6stico procedeu tambCm a uma avaliagao critica de alguns dos novos investimen- tos planeados por Angola, nomeadamente a barragem e central de Capanda. Object ivos do E s t ~ j o 7. 0 estudo deve apoiar-se nas informaqoes e documentaglo disponiveis sobre o subsector elCctrico. 0s seus principais objectivos sao: (a) Apreciar de forma mais completa e detalhada as componentes do programa de reabilitagao proposto para o subsector elCctrico. Analisar as suas exigencias em recursos humanos, materiais e capacidades de gestao. Identificar os principais constrangi- mentos A sua concretizagao e apontar formas de os ultrapassar. Formular uma apreciagao critica da sua viabilidade. (b) Efectuar uma apreciagao critica do programa de investimentos do subsector, em geral, e das empresas em particular (ENE, EDEL, SONEFE, CELB e GAMEK). Verificar a fundamentagdo do programa de investimentos e a sua compatibilizaglo com as disponibilidades financeiras das empresas e do Governo e a sua adequagao As necessidades das redes. Conduzir esta analise em hipoteses realistas de expansao da economia e dos consurnos. Examinar os estudos de viabilidade ou pre-viabilidade existen- tes para aproveitamentos hidroelectricos nos sistemas Norte, Centro e Sul e propor as medidas de actualizagao desses estu- dos que se revelarem mais urgentes, designadamente a fundamen- tagao das suas caracteristicas thcnicas e econ6micas. (c) Rever a analise de viabilidade tCcnica e econ6mica dos princi- pais investimentos ou, se necessdrio, proceder a essa analise. (dl Actualizar o Plano de Expansdo de Custo Minimo para o sistema Norte. Analisar previamente os anteriores planos de expanslo da SONEFE e os estudos recentes elaborados por empresas con- sultoras e comparar as respectivas premiasas e conclusoes. Identificar eventuais limitagoes ou desactualizagoes desses eatudos face A situaglo actual e previsivel de Angola. Anali- sar separadamente a expanslo do sistema Norte com e sem inter- ligagoea com os restantes sistemas. (el Estudar utiliza~oesalternativas para equipamento e materiais (cabos, postes, aparelhagem de corte e manobra) jl encomenda- dos para projectos que, por varias razGes, nio podem ou nfo devem ser prosseguidos. Avaliar as condigGes tdcnicas do refe- rido equipamento e fazer recomendagGo quanto ao seu destino, incluindo a possibilidade de trocas entre empresas. (f) Preparar um programa de investinentos para todo o subsector electrico, com uma estimativa dos custos financeiros (incluin- do custos de manuten~lode obras jl iniciadas que devam ser interrompidas) e um cronograma de realiragiies que tenha em conta os constrangimentos de quantidade e qualidade do pessoal anqolano e um volume vilvel de assistsncia tdcnica externa. Este programa de investimentos deve set apresentado com o detalhe minimo suficiente para permitir uma apreciagiio rlpida par instituig~esfinanceiras internacionais e/ou por outros doadores ou entidades financeiras bilatcrais e multilaterais. (g) Identificar as necessidades mais urgentes de arsistPncia td- cnica nas dreas administrativa, contabilistica e de gestiio. Avaliar as a c ~ o e sem curso ao abrigo de programas bilaterais ou multilaterais e propor um programa de acgSo global, de 3 a 5 anos, articulado com essas acgoes e com as disponibilidades da contraparte angolana. 0. Esta revisao dos investimentos deve considerar os cenarios de cres- cimento dos consumos preparados para o relathrio do Diagndstico Energd- tic0 .(corrigidos com qualquer informagio mais recentel como uma base para determinar as necessidades de reabilitaglo e de novas instalagoes e para actualizar o plano de expans90 de custo minimo do sistema Norte. Deverd fazer-se uma anblise de scnsibilid.de da evolugSo previsivel do consumo na regiZio de Luanda perante a gradual satisfagPo da procura reprimida (por melhoria da rede de distribuiglo), a reacglo a aumentoa tarifdrios e a identificaglo de projectos de recuperaglo de unid.de. industriais (0s principais consumidores, potenciais ou existentes, devem ser tratados individualmente l em separado dos pequenor consumidores l dos consumidores residenciais). 9. Deve atender-se As seguintes orientagoes na anllise do plano de in- vestimentos (a) atribuir a mais alta priorid.de & reabilita~lodas i n s t a l a g ~ o existentesj (b) privilegiar a melhoria da firbilid.de de abastecimento &s principais cidades que sPo tarbdm as principais tonas indus- tririsj (c melhorar o abartecimento a Luanda no quadro de una rosolugao gradual e integrada dos principais problmas de produglo, transporte l distribuiggo no sistma Nortej Anexo 18 Pdgina 5 de 9 (dl adiar a maioria dos pequenos projectos em redes isoladas sem- pre que se verifique carsncia de pessoal tknico e capacidade de gestao e mesmo que o equipamento e outros materiais jd tenham sido adquiridos; (el adiar a electrificagao rural ou de pequenos aglomerados e de consumidores dom&sticos urbanos at& ter melhorado significati- vamente as possibilidades de abastecimento hidroelktrico, procedido ao reajustamento tarifdrio e normalizado os procedi- mentos de facturagao e cobranga; (f admitir assistsncia tecnica externa para apoio das equipas locais (ENE e outras empresas) responsdveis pelos principais projectos de recuperagao (Lomaum, sistema Sul, redes de trans- porte e distribui~ao). 10. Relativamente A barragem e central hidroelictrica de Capanda o estudo deverd efectuar uma andlise detalhada da possibilidade e conse- quencias de continuar os trabalhos ou de os interromper para serem retornados numa oportunidade a definir. 0 principal objectivo do estudo & a identificagBo exaustiva das vantagens e inconvenientes da interrupgao, por comparagao com outras alternativas de expansao consideradas vidveis no context0 angolano. 0 estudo deverd abordar concretamente as seguintes tarefas: (a) Analisar a melhor oportunidade e as implicagoes de uma inter- rupgao das obras em Capanda, tendo em atengao os aspectos: a) ticnicos (extensdo e caracteristicas das obras de construgao civil jd realizadas e ainda por efectuar); b) econ6micos (pos- sibilidade de colocagao da energia face ao crescimento da procura, viabilidade de construgao da rede de transporte e efeitos nos custos da energia do sistema Norte); c) financei- - ros (situagao do programa de financiamento e probabilidade de obter os finaciamentos adicionais necessdrios); d) orqaniza- cionais (estrutura do GAMEK e sua importzncia institucional e capacidade de direcgao e gestao). (b) Analisar as solugoes alternativas a desenvolver no caso da interrupgao dos trabalhos, articulando-as com o plano de rea- bilitaqao global das redes proposto noutra parte deste estudo. Identificar as obras a realizar at& retomar os trabalhos em Capanda, de mod0 a permitir continuar a satisfazer, com fiabi- lidade, o crescimento dos consumos. Identificar os recursos humanos e materiais necessdrios e os possiveis constrangimen- tos resultantes de vdrias obras simultsneas. (c) Analisar as consequ8ncias da interrupsao dos trabalhos nas duas .hipoteses: a) remeter para futuro distante (an0 2000) a interligasao Norte-Centro; b) construir essa interligagao a curto prazo (em principios dos anos 90). A analise conjugada da interrupsao de Capanda e da viabilidade das interligasoes deve atender As condisoes reais vigentes em Angola em termos de seguransa, recursos humanos, recursos financeiros e capaci- dade de organizasao, e aos varios projectos jA decididos de recupera~ao/ampliasaonos sistemas Centro e Sul. (d) Analisar a viabilidade fisica e tbcnica e os custos associados b manutensdo, durante alguns anos, das infra-estruturas e obras civis jA realizadas em Capanda (escavasoes, tLnel de desvio). (e) Analisar a viabilidade e calcular os custos de conservasao e manutengao operacional, no local, de parte do equipamento pe- sado. Em alternativa, analisar a viabilidade de utilizar esse equipamento e outro jA adquirido, em outros projectos jA iden- tificados ou cuja concretizagao se justifique, quer no subsec- tor elbctrico, quer noutros sectores (estradas, portos, cons- trusao, agricultura, outras infra-estruturas). Identificar os constrangimentos e as normas de tal utilizasao de forma a mi- nimizar os encargos ou riscos de deteriorasao. (f) Identificar os aspectos legais e contratuais a apreciar poste- riormente em pormenor mas apontar, desde jA, as principais consequ8ncias resultantes para Angola de uma decisao de inter- rupsao das obras. (9 ) Identificar as medidas praticas a implementar para manter a operacionalidade institucional, gestora e tbcnica do GAMEK. Analisar as suds necessidades com vista ao aprofundamento dos estudos de expansao do sistema Norte, b supervisao da utiliza- gao do equipamento de Capanda e b direcsao de outros projectos. 11. 0 estudo sera conduzido em duas etapas sob a supervisao do ESMAP, Programa Conjunto PNUD/Banco Mundial, que assumira a responsabilidade global. A actual'izagao do Plano de Expansao de Custo Minimo para o sis- tema Norte pode ser adjudicada a uma empresa elbctrica de produsao e transporte ou a uma empresa de consultoria. 12. 0 estudo global exigira aproximadamente 25 homens-m@s de consultor (incluindo 10 homens-mfs para actualizagao do plano de expansao) e deve- rA custar entre 550 e 600 mil dolares. A ~ X Oie Pdqina 7 de 9 REVISXI W PROGRCYYI M INVESTIENTOS ORFCVlENTO (ern USS) 10 h*s (50dias) Eng. Electrot&cnico (Centrais, grupos diesel e turbinas a gas) 10 h*s (50dias) Eng. ElectrotCcnico (Transportee Distribuiqao) 0 h*s (40dias) Eng. Civil (Encavaqoese Terraplanagens) 0 h*s (40dias) Analista Financeiro (Empresas) 8 h*s (40dias) Economists de Energia (Electricidadel 2 his (10dias) Jurista (Problemascontratuais) 46 h*s (230dias) Chefe de Projecto ESMP 10 h*s a 2.100 USS = 21.000 USS Assistente de Investigaqao ESHAP 10 h*s a 1.000 USS = 10.000 USS Viaaens 5 * 2 Pass. adreas 3.000 US$ (Consultores) = 30.000 US$ 2 * 3 Pass. aareas * 5.000 USS (Pessoal ESMAP) = 30.000 US$ 6lojamento e Alimentacao 7 * 30 dias *200 USS = 41.000 US% (Missdo Principal) 2 * 10 dias *200 USS = 4.000 USS (Reconnaissance) 2 * 10 dias 200 USS = 4.000 USS (Discussao "Green Cover") outros 20 dias *200 USS = 4.000 US$ (Coordenaqao do Projecto) Consultotes 44 hits *5 dias * 500 USS/dia = 110.000 USS Elabora~loe Traduqlo do Relatirio; Apoio CWministrativo SO.OOO USS Pessoa1 Consul tores ESMRP Viaqens e Estadias Passagens aCreas Alojamento e Alimentagao Elabora~aoe Tradugao do Relatorio e Apoio Rdministrativo 50.000 50.000 --- 317.000 Imprevistos (10 %) 2 Eng. Electrot&cnicos (planeamento de sistemas el&ctricos) 1 Economista de Energia (experigncia no sector electrico) 1 Analista Financeiro (experisncia em empresas elktricas) - 10 homem*m@s * 12.000 US$ 1 homem*m@s ESMAP - 30 dias * 4 pessoas * 200 US3 = 4 Passagens aereas * 3.000 US$ = 1 Passagem aerea * 5.000 US$ = Subtotal Elaboragiio e TradugHo do Relatbrio, etc. Subtotal 210.000 Imprevistos (10%) 20.000 Actualizacao do Plano de Expansao Total Revisao do Proprama de Investimentos e Pre~aracaodo Projecto de Reabilitacao Total Global 580.000 KENYA RWANDA \. k . 4 \ '. . \ ANGOLA ZAIRE CABlND4'''rV 7 (ANGOLA&---- Luanda. @ National Capital A t l u n t r c @ Province Capitals 0 Selected Towns O c e a l ~ i -- Main Roads Railroads Rivers NAMIBIA ' BOTSWANA'L Air~orts Continued from inside front cover Reports Already Issued Togo June 1985 Vanuatu June 1985 Tonga June 1985 Western Samoa June 1985 Burma June 1985 Thailand September 1985 Sao Tome and Principe October 1985 Ecuador December 1985 Somalia December 1985 Burkina January 1986 Zaire May 1986 Syria May 1986 Ghana November 1986 Guinea November 1986 Madagascar January 1987 Mozambique January 1987 Swaziland February 1987 Honduras August 1987 Sierra Leone October 1987 Comoros January 1988 Congo January 1988 Gabon July 1988 Ango1a May 1989 Energy Assessment Status Reports Papua New Guinea July, 1983 Mauritius October, 1983 Sri Lanka January, 1984 Malawi January, 1984 Burundi February, 1984 Bangladesh April, 1984 Kenya May, 1984 Rwanda May, 1984 Zimbabwe August, 1984 Uganda August, 1984 Indonesia September, 1984 Senegal October, 1984 Sudan November, 1984 Nepal January, 1985 Zambia August, 1985 Peru August, 1985 Haiti August, 1985 Paraguay September, 1985 Morocco January, 1986 Niger February, 1986