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Relatório 2010

Centro de Estudos e Investigação Científica

Universidade Católica de Angola

Outubro de 2010

ENERGIA EM ANGOLA

RELATÓRIO ENERGIA EM ANGOLA 2010 CEIC-UCAN

2

CENTRO DE ESTUDOS E INVESTIGAÇÃO CIENTIFICA DA

UNIVERSIDADE CATÓLICA DE ANGOLA

RELATÓRIO ENERGIA EM ANGOLA

Outubro 2010


3

CENTRO DE ESTUDOS E INVESTIGAÇÃO CIENTIFICA DA

UNIVERSIDADE CATÓLICA DE ANGOLA

Patrono – D. Damião Franklin

Director – Alves da Rocha

Relatório Energia em Angola 20101

José Oliveira– Coordenador do Núcleo da Energia

Alves da Rocha (CEIC)

Gurcan Gulen (CEE-UT, Texas)

Euclídes de Brito (ENE)

Jorry Mwenwchanya (IIS, Zambia)

Lawrence Musaba (SAPP, Zimbabwe) Salvatore Carollo (ENI, Italia)

Félix Vieira Lopes (MINEA)

Emílio Londa (CEIC)

Eliana Mateus (CEIC)

Investigadores do CEIC

Alves da Rocha

Amália Quintão

Emílio Londa

Francisco Paulo

Miguel Manuel

Milton Reis

Nelson Pestana

Pedro Vaz Pinto

Regina Santos

Salim Valimamade

Sendi Baptista

Eliana Mateus

Paxote Gunza

Precioso Domingos

Administrativos

Margarida Teixeira

Evadia Kuyota

Lúcia Martins

Paginação – Offset.

Capa – Offset, Lda.

Edição – Universidade Católica de Angola

C.P. 2064

Impressão –Offset, Lda.

Tiragem 500 exemplares

Este Relatório teve o alto patrocínio da Open Society

1 Dada a desactualização de alguns dados e informações presentes nos textos originais, alguns dos artigos presentes neste

relatório foram actualizados pela equipa do CEIC pelo que, qualquer responsabilização que advenha dos mesmos, deve ser

imputada a estes e não aos seus colaboradores.


4

Índice


5

PALAVRAS DO DIRECTOR

Devo começar por saudar os nossos patrocinadores, cujo apoio foi decisivo para a elaboração do primeiro Relatório sobre Energia em Angola. É na verdade indecoroso que a investigação na Universidade Católica de Angola viva quase exclusivamente das doações dos nossos parceiros. Quando deixarem de existir, a pesquisa irá parar ou, no melhor dos cenários, diminuir drasticamente. O conhecimento, entretanto, acumulado, as metodologias, em alguns casos inovadoras, que foram concebidas e aplicadas, o gosto pela descoberta de novas coisas, etc., tudo se perderá.

E, na verdade, não há, nem mesmo no médio prazo, alternativas viáveis a esta situação de dependência, semelhante à que o nosso país apresenta face ao petróleo e aos diamantes.

O esforço de diversificação das fontes de financiamento da actividade de investigação na UCAN esbarra com algumas barreiras quase inultrapassáveis. A junção da consultoria à investigação, que podia ser uma forma de financiar a pesquisa (fundamental e aplicada) tem como impedimento a preferência dos organismos do Estado e de muitas empresas angolanas pelas consultoras estrangeiras, nomeadamente, brasileiras e portuguesas.

As representações locais de alguns organismos internacionais de igual modo dão preferência ao recrutamento de consultores estrangeiros e quando recorrem aos nacionais, a tabela de remuneração é 2 ou 3 vezes mais baixa. Acresce que, pelas suas regras, não estão autorizados a contratar empresas ou organismos de pesquisa angolanos, sendo apenas consentida a contratação individual, arredando do processo instituições como o CEIC. De resto, já vivemos algumas situações destas com algumas representações locais de organismos internacionais.

As empresas estrangeiras em actividade no nosso país de igual forma preferem requisitar trabalhos de consultoria às suas compatriotas, ficando, portanto, o círculo fechado.


6

Por isso, o nosso vivo agradecimento a todos os apoios das instituições que vou citar: Open Society, ENI e Embaixada da Noruega, que tornaram possível a remuneração dos investigadores e a edição gráfica do Relatório sobre Energia em Angola, 2010.

Depois de algumas tentativas fracassadas de editar o Relatório sobre Energia em Angola desde que a primeira conferência internacional foi realizada na UCAN em 2006, este foi o ano da aparição da sua primeira edição. Por isso, a minha segunda saudação vai para a equipa-CEIC do Relatório de Energia, que com muita tenacidade – continua a ser muito, muito difícil aceder à informação oficial –, dedicação e presteza conseguiu dar à estampa um documento muito valioso e útil. Assim, o entendam, também, os possíveis ou prováveis utilizadores.

Como se constata pela constituição da equipa que trabalhou o Relatório, logo na primeira página, aparecem nomes de grande prestígio internacional, como Salvatore Carollo, Gurcan Gulen, Lawrence Musaba e Jorry Mwenwchanaya que, prontamente, se disponibilizaram em escrever os textos solicitados e, em alguns casos, sem qualquer remuneração. A justificação que foi apresentada para este custo zero relaciona-se com o seu interesse em ajudar a criar na Universidade Católica de Angola um pensamento estratégico sobre a energia – na sua acepção lata – e em trabalhar com angolanos que afinal dominam estes assuntos e têm do país uma perspectiva que não se tem de fora. Portanto, para esta participação estrangeira dirijo, igualmente, a minha saudação.

O CEIC garante que, a partir de agora, o Relatório sobre a Energia em Angola será uma realidade anual. Pelo menos enquanto se puder dispor dos apoios que têm sido garantidos.

Luanda, 21 de Outubro de 2010.

Alves da Rocha


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PARTE 1

ENERGIA E MACROECONOMIA


8

Capítulo 1

A IMPORTÂNCIA DA ENERGIA PARA A ESTABILIZAÇÃO MACROECONÓMICA E O CRESCIMENTO ECONÓMICO EM ANGOLA

“A crise petrolífera internacional,

traduzida em baixos preços e reduzida

procura, teve um impacto negativo

considerável sobre as contas financeiras

do Estado angolano, a capacidade de

importação da economia e os

investimentos públicos em obras de

reconstrução das infra-estruturas”

Alves da ROCHA


9

Introdução

A exposição da economia angolana aos riscos duma excessiva

dependência do petróleo – sempre destacada no Relatório Económico da Universidade Católica e noutros estudos oficiais de instituições internacionais – teve a sua prova de fogo em finais de 2008 e durante 2009, quando a economia mundial entrou em estagnação e o mercado petrolífero internacional foi objecto de choques de procura que diminuíram a produção e o preço do produto.

Não fosse o comportamento positivo de algumas economias emergentes (China e Índia) e desenvolvidas (Austrália, Polónia e Coreia do Sul) e os efeitos da crise económica 2008/2009 sobre os países produtores de petróleo teriam sido mais catastróficos.

A China, ao tornar-se no primeiro cliente do petróleo angolano e ao ter registado um crescimento de 8,5% no seu PIB em ano de crise, contribuiu para que a queda do ritmo de crescimento económico em Angola não tivesse sido pior. Embora a taxa de crescimento do PIB não petrolífero tenha sido amplamente positiva (da ordem dos 8,9% de acordo com a contabilidade do Governo), as trocas comerciais com o gigante asiático e os seus financiamentos foram determinantes para que Angola não entrasse em recessão económica2.

A crise petrolífera internacional, traduzida em baixos preços e reduzida procura, teve um impacto negativo considerável sobre as contas financeiras do Estado angolano, a capacidade de importação da economia e os investimentos públicos em obras de reconstrução das infra-estruturas. Os investimentos públicos têm sido um dos motores do crescimento económico do país, directamente pelo aumento do stock de capital físico e indirectamente pelos efeitos a montante e a jusante que desencadeiam.

A crise nos preços do petróleo começou em Julho de 2008, quando o preço médio do crude angolano se situou nos 130,5 dólares por barril. Depois disso, a tendência foi a do declínio, tendo em Dezembro o barril de 2 Bastaria que o PIB petrolífero, que se retraiu 5,1% em 2009, tivesse apresentado uma performance

de -10,5% (correspondente a uma mais baixa taxa de crescimento do PIB na China, da ordem de 4%)

para que a economia angolana se colocasse à beira da recessão.


10

crude atingido o seu valor mínimo, da ordem dos 35,6 dólares. Uma quebra de 72,7% em 5 meses (equivalente a uma média mensal de 2,3%). Receou-se o pior, a despeito de certas opiniões terem sustentado que a crise financeira internacional passaria ao largo da

Evoluç ão c om parada dos pre ç os do barr il de pe tróle o (us d)

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

2007 2008 2009

Janeiro

Fevereiro

M arço

Abril

M aio

Junho

Julho

Agosto

Setembro

Outubro

Novembro

Dezembro

FONTE: Relatório Económico 2009, CEIC/UCAN.

economia angolana. O Governo definiu um programa de combate a estes efeitos que passou pela redução das despesas públicas, incluindo os investimentos do Estado.

As reservas internacionais em divisas ressentiram-se, dramaticamente, desta baixa nos preços do petróleo, a capacidade de importação diminuiu e as dificuldades de transferências de invisíveis e de aquisição de divisas aumentaram substancialmente. Alguns dos macroeconomic fundamentals tremeram.

Assim, são compreensíveis os esforços em curso para a diversificação da economia nacional, a única forma válida de mitigar os riscos da exposição à economia internacional e de integração no espaço global. Petróleo e macroeconomia

A crise internacional e a quebra das receitas petrolíferas prejudicaram o ambiente macroeconómico que vinha melhorando desde a obtenção da paz. Os resultados positivos verificados na recuperação dos equilíbrios gerais da economia nacional inverteram-se em 2009, tendo a subida da taxa de inflação e a perda de reservas em divisas sido os pontos mais importantes da influência da turbulência dos mercados económicos e financeiros mundiais.

Como é consabido, o stock de reservas internacionais líquidas é um indicador importante sobre a saúde financeira das economias e de


11

atractividade do investimento estrangeiro. A baixa das exportações e do preço do petróleo tiveram consequências dramáticas sobre a capacidade de pagamentos externos do país, tendo a quebra no montante das reservas internacionais ocorrido a partir de Dezembro de 2008. De facto, em Novembro de 2008 as reservas em divisas ascenderam a mais de 20 mil milhões de dólares, enquanto em Junho de 2009 o seu montante gravitava em torno de 12,1 mil milhões de dólares. Ou seja, uma quebra de 8 mil milhões em seis meses. Não havendo alternativa ao petróleo como fonte de geração de reservas em divisas – as exportações de diamantes não representam sequer 2% das exportações totais de petróleo – a economia nacional acabou por absorver estes choques externos na forma duma redução do crescimento económico, dos investimentos e da capacidade de importação.

c om portam e nto das re s e rvas inte rnac ionais líquidas e m m ilhõe s de us d

0,00

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

jane

iro

feve

reiro

mar

ço

abril

mai

o

junh

o

julh

o

agos

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sete

mbr

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jane

iro

feve

reiro

mar

ço

abril

mai

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junh

o

julh

o

agos

to

sete

mbr

o

outu

bro

nove

mbr

o

deze

mbr

o2008 2009

FONTE: Relatório Económico 2009, CEIC/UCAN.

O programa anti-crise do Governo e a melhoria do ambiente

económico internacional depois do terceiro trimestre de 2009 permitiram a contenção na degradação das reservas internacionais.

O mercado cambial, igualmente, se ressentiu da menor disponibilidade de moeda externa, tendo sido limitada a oferta de divisas e aumentadas as dificuldades de transferência para o exterior. A taxa de câmbio paralela, cujo diferencial com a oficial tinha sido praticamente zerado, disparou e o spread cambial chegou a atingir 27,5% em Setembro de 2009.

Os aspectos mais sensíveis da estabilização macroeconómica que foram fortemente tocados pela economia do petróleo foram as Reservas Internacionais Líquidas, as receitas fiscais petrolíferas, o saldo da conta de mercadorias da Balança de Pagamentos, as intervenções no mercado interbancário de cambiais e a redução da dívida pública externa.


12

ANGOLA-Comportamento das taxas de câmbio (Kwanzas por dólar)

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

jane

iro

feve

reiro

mar

ço

abril

mai

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junh

o

julh

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agos

to

sete

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mbr

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jane

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reiro

mar

ço

abril

mai

o

junh

o

julh

o

agos

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sete

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bro

nove

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deze

mbr

o

2008 2009

txcâmbioref

txcamparale

FONTE: Relatório Económico de Angola 2009. Universidade Católica de Angola. Centro de Estudos e Investigação Científica. Junho de 2010.

ANGOLA-Petróleo e macroeconomia (valores em milhões de dólares, salvo

indicação em contrário)

FONTE: Relatório Económico de Angola 2009. Universidade Católica de Angola. Centro de Estudos e

Investigação Científica. Junho de 2010.

A perversa dependência do petróleo (em 2008 e 2009 quase 97% das exportações foram devidas a este produto) implicou um agravamento da situação financeira do país, quer do ponto de vista dos indicadores externos, quer do ângulo de algumas variáveis internas. Na verdade, a inflação agravou-se face a 2008 e o saldo das contas do Estado, de excedentário em 2006, 2007 e 2008 passou a amplamente deficitário em 2009, por redução significativa das receitas fiscais petrolíferas.

O saldo da conta de mercadorias, embora positivo em 2009, sofreu um expressivo declínio, tendo passado de 43 mil milhões de dólares em 2008,

2006 2007 2008 2009

Vendas líquidas de divisas 5.509,5 6.645,6 8.830,5 10578,1

Reservas Internacionais Líquidas 8.539,9 11.191,0 18.011,9 12.422,2

Receitas fiscais petrolíferas 14.143,1 22.051,2 33.521,9 16.375,9

Receitas fiscais petrolíferas/PIB (%) 33,8 37,1 40,8 23,4

Inflação (%) 12,21 11,8 13,17 13,99

Défice fiscal total (% PIB) 9,9 11,4 8,8 -11,6

Exportações de petróleo 29.960,7 42.352,4 61.665,9 39.271,4

Exportações petróleo/exportações totais (%) 94,2 95,4 96,5 96,2

Saldo da Conta de Mercadorias 21.041,0 30.734,7 42.932,2 18.426,6

Dívida Pública externa (% PIB) 36,1 33,4 27,7 21,5


13

para 18,4 mil milhões de dólares em 2009, correspondendo a uma quebra de 57,2%.

A dificuldade em se contraírem empréstimos nos mercados financeiros internacionais teve como consequência a redução do peso da dívida pública no PIB em 2009.

Petróleo e crescimento económico

Uma série estatística longa comprova a concentração da economia

angolana em torno da actividade de extracção de petróleo desde a independência nacional.

A regressão econométrica que relaciona o PIB nominal com os preços e a procura internacional de petróleo – na base dum ajustamento geométrico – apresenta valores significativos para os parâmetros de regressão: 1,45 para as exportações de petróleo e 0,63 para os respectivos preços internacionais, valores representativos para um intervalo de confiança de 95%.

O coeficiente geral de determinação é de 98%3. Estes valores comprovam a elevada dependência da economia angolana de variáveis incontroláveis internamente e sujeitas a um elevado grau de volatilidade.

Graficamente, fica bem evidente a elevada correlação entre o PIB global e a actividade petrolífera.

ANGOLA- VARIAÇÃO PERCENTUAL DO PIB, PREÇO E EXPOORTAÇÕES DE PETRÓLEO

-40

-20

0

20

40

60

80

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Varia Exp p

vari,PIB

vari. Ppdol

FONTE: CEIC. Relatório Económico de Angola 2009.

A influência da actividade petrolífera é, também, comprovada quando se analisa a estrutura do Produto Interno Bruto.

3 A inclusão de mais anos na regressão econométrica ensaiada no relatório de 2007 veio confirmar os

resultados do ajustamento e, mesmo o ano de 2009, embora atípico na sequência de crescimentos

positivos, não representou qualquer infirmação dos resultados gerais.


14

ESTRUTURA DA ECONOMIA ANGOLANA

(valores percentuais)

FONTE: CEIC. Relatório Económico de Angola 2009.

TAXAS ANUAIS MÉDIAS DE CRESCIMENTO A PREÇOS DE 1992 (%)

FONTE: Ministério do Planeamento e Ministérios Sectoriais.

Devido ao excepcional comportamento do sector de petróleo (extracção e

preços), a participação do respectivo valor adicionado passou de 52,5% em média

1997/2000 para 57,1% em 2008 e, a despeito de perdas momentâneas de

importância relativa da extracção de diamantes, os sectores minerais têm subscrito

praticamente 60% do total da riqueza criada no País.

Evidentemente que a situação relativa a 2009 é atípica, devido aos efeitos da

crise internacional sobre a produção de petróleo.

Através do gráfico seguinte pode verificar-se que a recuperação dos sectores

não petrolíferos tem seguido uma tendência menos oscilante e mais linear ao longo

do período de referência. Ou seja, parece que começam a estar criadas as condições

mínimas para se descolar o crescimento da economia não petrolífera do dos sectores

de enclave, podendo, também, significar a possibilidade de minimizar – pelo menos

na vertente do atrofiamento do crescimento dos sectores não minerais – os efeitos da

conhecida “doença holandesa”. Por isso se devem reforçar os investimentos na

SECTORES ECONÓMICOS 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Agricultura e Pescas 8,4 9,7 8,6 7,8 8,0 8,3 11,0

Petróleo e refinados 49,4 51,9 56,3 57,1 55,8 57,6 42,5

Diamantes e outros 4,6 3,1 2,9 2,3 1,8 1,1 0,8

Indústria Transformadora 3,9 4,8 4,1 4,9 5,3 6,7 6,8

Energia e água 0,0 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

Construção 3,6 4,7 4,1 4,4 4,9 4,5 8,1

Comércio, bancos, seguros, teleco. 14,5 13,8 14,9 15,2 16,8 15,5 22,3

Serviços não mercantis 15,4 12,0 9,0 8,2 7,2 6,2 8,2

Produto Interno Bruto 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

SECTORES ECONÓMICOS 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Agricultura e Pescas 11,7 14,1 17,0 9,8 27,4 1,9 29,0

Petróleo e refinados -2,2 13,1 26,0 13,1 20,4 12,3 -5,1

Diamantes e outros 19,8 0,8 16,2 30,9 5,1 -8,6 4,6

Indústria Transformadora 11,9 13,5 24,9 44,7 32,6 11,0 10,0

Energia e água 0,2 11,5 17,4 13,2 8,6 26,1 18,3

Construção 12,6 14 16,9 30,0 37,1 25,6 23,8

Comércio, bancos, seguros, telec. 9,9 10,4 8,5 38,1 21,8 26,9 -1,5

Serviços não mercantis 1,9 2,5 2,6 8,2 4,6 1,9 5,9

Produto Interno Bruto 5,2 11,3 20,6 18,6 20,9 13,8 2,7

PIB não mineral 9,5 4,4 14,9 25,4 22,4 16,6 9,4

PIB não petrolífero 10,7 9,1 14,7 25,7 21,5 15,2 8,9


15

reinfraestruturação do País – garantindo-se a sua qualidade e durabilidade no longo

prazo – desenvolver o sistema financeiro interno, implementar sistemas de

investigação para aproveitamento dos recursos naturais nacionais e garantir a

disponibilidade de recursos humanos qualificados no futuro.

c omportamento do P IB petrolífero e não petrolífero

4,3

12,8

9,3

13,6

25,9

21,5

15,2

7,486

20,6

-2,2

13,1

26,0

13,1

20,2

12,3

-5,092002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PIBnp PIBp


16

Capítulo 2

TENDÊNCIAS DOS MERCADOS

ENERGÉTICOS MUNDIAIS

“O desequilíbrio entre regiões produtoras e consumidoras (de petróleo) está a aumentar.(...) Em África, a produção aumentou em cerca de 9% entre 1970 e 1990, porém, desde então, aumentou 44%”

Gurcan GULEN


17

Procura e Oferta de Energia

Ao longo do séc. XX, o consumo mundial de energia foi dominado pelos combustíveis fósseis, isto é, petróleo, carvão e gás natural. Este domínio mantem-se desde a década dos 70, quando as subidas dos preços do petróleo e o aumento da consciência ambiental levantaram inquietações relativamente ao uso de combustíveis fósseis.

Não obstante a importância do petróleo e do carvão desde a revolução industrial do séc. XIX, o gás natural começou a tornar-se um combustível cada vez mais significativo a partir dos meados do séc. XX e, em particular, depois dos choques do petróleo no decurso da década de 70. Estes choques deram também ímpeto à expansão da energia nuclear, cujo desenvolvimento foi interrompido na sequência de acidentes e de problemas associados ao tratamento de resíduos. Algumas formas de energia renovável, por exemplo, a solar, a geotérmica e a eólica, são excluídas do gráfico que prossegue, por falta de dados históricos seguros e oportunos acerca do seu consumo. De qualquer forma, apesar de anos de financiamento em actividades de pesquisa e de desenvolvimento, de programas de incentivos e de aumentos de preços de combustíveis convencionais após a década dos 70, as tecnologias renováveis que utilizam recursos naturais livres, como o vento e o sol, continuam a ser marginais. Os combustíveis, como a lenha, a turfa e os resíduos animais foram, igualmente, excluídos do gráfico. Embora sejam bastante importantes em muitos países, eles são documentados de forma pouco fiável em termos de estatísticas de consumo.


18

Fonte: BP, 2010

Esta persistência dos combustíveis fósseis resulta principalmente do facto de as infra-estruturas de produção, de tratamento, de transporte e de distribuição de petróleo, de gás natural e de carvão serem muito onerosas e duradouras. As tecnologias para converter estes recursos em serviços energéticos utilizáveis e prontos para o consumo estão bem estabelecidas.

Existe uma enorme quantidade de infra-estruturas de combustíveis fósseis não depreciadas totalmente. O não-aproveitamento integral destas instalações seria um desperdício. Estas mesmas infra-estruturas não poderão ser utilizadas facilmente para alternativas, tais como a produção e a distribuição de biocombustíveis ou de hidrogénio. Por isso, mesmo que o mundo procure mudar para combustíveis não fósseis, levar-se-á muito tempo e serão necessárias somas avultadas de investimento para desenvolver as infra-estruturas necessárias. Poderá ser economicamente viável fazê-lo nas zonas em vias de desenvolvimento do mundo, onde as infra-estruturas são limitadas ou inexistentes e onde as tecnologias alternativas, como a energia eólica e a solar, poderão rapidamente fornecer electricidade aos clientes.

Embora os combustíveis fósseis dominem à escala global, há diferenças regionais.


19

Fonte: BP, 2010

Nos dias de hoje observa-se que África é o segundo maior produtor de carvão à escala mundial, depois da região Centro e Sul da América. O gás natural é o combustível principal nos países da antiga União Soviética (Euroásia), e não existe mais nada senão o petróleo e o gás natural no Médio Oriente.

A América do Norte e a Europa parecem estar em posição mais equilibrada, mas esta situação poderá alterar-se ao longo do tempo. Por exemplo, há grandes projectos hidroeléctricos na China (Barragem das Três Gargantas de 18-GW) ou o complexo da barragem de 3-GW na África Austral. Para além disso, o debate sobre a mudança climática suscitou mais uma vez o interesse na energia nuclear. Por sua vez, tecnologias limpas do carvão, como o ciclo combinado de gaseificação integrada (IGCC) com captura e separação de carbono (CCS) têm, igualmente, o potencial de influenciar futuras preferências de combustível para a produção de electricidade. O sector dos transportes continuará provavelmente a depender de produtos petrolíferos, como a gasolina ou gasóleo. Os biocombustíveis, como o etanol, ou o diesel obtido mediante a tecnologia de gás-para-líquidos (GTL) ou mesmo de carvão-para-líquidos (CTL), poderão incrementar o seu papel, mas os combustíveis fósseis certamente dominarão o sector dos transportes.

O Médio Oriente continua a ser a região a liderar em termos de stock de reservas, produção e comercialização de Petróleo e Gás Natural (BP, 2010). Quanto ao resto das regiões, estas apresentam uma situação mais equilibrada relativamente ao stock dos seus recursos energéticos. A Energia Nuclear tornou-se uma fonte elementar de energia para a região da América do Norte tanto por razões económicas como ambientais. Adicionalmente a esta, as preocupações ambientais concorrem para a maior adesão a Energia Nuclear.

A concorrer para a manutenção de elevados consumo de combustíveis fósseis está o facto do sector dos transportes continuar a ter uma forte dependência de produtos petrolíferos, não obstante hoje falar-se mais de fontes energéticas tais como os biocombustíveis e ter-se maior proveito das mesmas.

O petróleo bruto

A procura e a oferta mundiais de petróleo sempre apresentaram um interessante desequilíbrio, em especial depois da primeira metade do séc. XX. Habitualmente, os países industrializados têm sofrido da escassez de recursos necessários para satisfazerem as suas necessidades em petróleo e os países com recursos e capacidade de produção abundantes não têm


20

necessitado de tudo aquilo de que são capazes de produzir para as suas próprias economias. Este desequilíbrio criou uma situação mutuamente benéfica na qual os países industrializados poderiam importar petróleo de países ricos em recursos que, por sua vez, poderiam desenvolver as suas economias com receitas das exportações de petróleo.

Infelizmente, devido a uma variedade de razões, as receitas do petróleo nem sempre conduziram, nos países exportadores de petróleo, a um desenvolvimento económico proporcional e suficientemente difundido. As receitas não foram investidas em infra-estruturas, sectores económicos e nem em educação da população, a níveis que fossem necessários para sustentar um desenvolvimento económico diversificado. Muito recentemente, as iniciativas internacionais de transparência e governação, as reformas económicas, bem como o aumento da consciência pública nos países produtores, começaram a ter um impacto mais positivo.

Fonte: BP, 2010


21

Os choques petrolíferos da década dos 70 obrigaram os países industrializados a substituírem o petróleo por combustíveis alternativos e a aumentar os esforços de conservação e eficiência. Mas mesmo assim, o petróleo continuou a ser um combustível essencial para estas economias, principalmente porque não era economicamente viável substituir os produtos petrolíferos, como a gasolina, o gasóleo e o jet fuel (combustível para motores a jacto), enquanto combustíveis dos transportes. À medida que as economias por esse mundo afora continuavam a crescer, a procura por combustíveis de transporte aumentou. Construíam-se estradas, embarcavam-se mercadorias e as classes médias emergentes exigiam automóveis.

Por outro lado, os esforços para acumulação stocks de petróleo, como garantia contra possíveis futuras subidas bruscas, bem como a natureza lenta na implementação das políticas mencionadas acima, mantiveram uma forte procura de petróleo e proporcionaram o ambiente financeiro para o desenvolvimento de recursos fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Os baixos preços da década dos 80 e o incremento da procura das economias em crescimento a nível mundial fizeram alargar o mercado de petróleo. Todavia, como decorre das evidências, o Médio Oriente, com 754 mil milhões de barris de reservas comprovadas, representa 57% das reservas mundiais totais de petróleo bruto. Três quartos das reservas mundiais de petróleo bruto são controlados pela OPEP, cujos principais membros estão no Médio Oriente.

O desequilíbrio entre regiões produtoras e consumidoras está a aumentar. Por exemplo, a produção da América do Norte mantém-se mais ou menos constante, enquanto o seu consumo cresceu, tornando a região cada vez mais dependente das importações, que hoje representam cerca de 40% do consumo total4.

A região da Ásia do Pacífico apresenta também uma crescente dependência das importações de petróleo, apesar do incremento da sua produção. Entre 2006 e 2009, as necessidades de importações líquidas da região aumentaram de cerca de 16,0 para 17,9 milhões barris por dia (b/d), apesar da Crise Económica Asiática.

A região da Ásia do Pacífico constitui a porção maior do aumento nas economias de mercados emergentes (EME), onde o consumo total cresceu de cerca de 13% do consumo mundial, em 1970, para aproximadamente 36%, em 2006, ao passo que, a quota-parte dos países da OCDE (Organização para

4 A região recebe os seus produtos de uma vasta gama de fontes, onde se destaca a

América Latina, África e o Médio Oriente.


22

Cooperação Económica e Desenvolvimento) baixou de 74% para 59%. Cerca da metade do aumento ocorreu na década dos 90, liderado primeiramente pelos «Tigres Asiáticos» e, depois, pela China e pela Índia, cujo crescimento económico causou um aumento da procura de petróleo.

O Médio Oriente, a África e a antiga União Soviética continuam a ser as mais significativas regiões exportadoras. A crescente produção que se tem evidenciado desde a década de 90 fez crescer as exportações da América do Sul e Central, mas o comércio confinou-se principalmente à região.

Em África, a produção aumentou em cerca de 9% entre 1970 e 1990, porém, desde então, aumentou em 44%. A maior parte do incremento de produção foi registada na África do Oeste e Norte, em países como a Nigéria, Angola, Argélia e Líbia.

O aumento significativo da produção permitiu também a subida das exportações africanas de cerca de 4,7 milhões de b/d, em 1990, para 7,1 milhões b/d, em 2009, a despeito do aumento no consumo de cerca de 54%, entre 1990 e 2009.

A produção de Médio Oriente subiu significativamente de cerca de 17,5 milhões b/d, em 1990, para quase 25 milhões b/d, em 2009, depois de uma queda na década de 80. Como o consumo na região continua a ser relativamente baixo (7,1 milhões b/d, apesar de reflectir um aumento de 104% dos 3,5 milhões b/d que eram consumidos em 1990), a região exportou mais 85 milhões b/d em 2009 do que em 1999.

Oil: Inter-area movements 2009

Thousand barrels daily To

FromUS Canada Mexico S. & C.

America

Europe Africa Australasia China India Japan Singapore Other Asia

Pacif ic

Rest of

World

Total

US - 150 322 583 424 60 15 58 30 78 145 15 37 1916

Canada 2464 - 2 2 7 - - ‡ - 1 - 1 ‡ 2476

Mexico 1234 22 - 33 113 - - ‡ 37 3 6 ‡ 1 1450

S. & Cent. America 2345 108 16 - 428 22 ‡ 360 200 6 219 19 3 3725

Europe 750 280 82 82 - 390 2 13 6 12 128 38 204 1987

Former Soviet Union 591 81 2 5 7043 28 18 539 21 179 143 271 144 9065

Middle East 1747 100 12 108 2135 674 116 2078 2215 3619 974 4647 ‡ 18426

North Africa 576 103 1 88 1636 - 6 180 90 7 5 66 3 2760

West Africa 1593 78 3 298 970 77 9 837 350 7 1 148 3 4373

East & Southern Africa - - - ‡ 3 ‡ ‡ 245 18 - 3 34 1 303

Australasia 15 - - - 1 ‡ - 33 3 60 69 119 ‡ 300

China 10 1 1 83 38 15 8 - 13 31 99 392 19 709

India 14 - - 20 74 8 ‡ 4 - 35 115 453 18 742

Japan - 1 2 1 23 - 49 76 1 - 136 55 1 345

Singapore - 3 2 6 39 51 227 138 52 19 - 1000 17 1552

Other Asia Pacif ic 105 4 5 58 92 9 336 567 110 204 556 - 14 2059

Unidentif ied * - 174 - ‡ 458 57 30 - - 22 - - - 741

Total imports 11444 1105 448 1366 13485 1391 817 5127 3145 4283 2598 7258 464 52930

Fonte: BP, 2010

Os países que compõem a antiga União Soviética (ex-URSS) inverteram finalmente a tendência decrescente na produção. Liderada pela Rússia, pelo Kazaquistão e pelo Azerbeijão, a região produz actualmente mais de 13 milhões b/d, tendo alcançado os níveis de pico dos anos 80. Mais importante ainda, com a nova produção esperada dos produtores da região Cáspio, bem como da Rússia, e com um consumo que se admite não


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aumentar de modo correspondentemente rápido, as exportações da ex-URSS deverão aumentar do seu nível de 9 milhões b/d para possivelmente 10 milhões b/d até o presente ano.

O Médio Oriente é, nitidamente, o maior exportador de petróleo com aproximadamente 18 milhões b/d (35% do total mundial), seguido da ex-URSS, com cerca de 9 milhões de b/d, da África, com 7,1 milhões b/d e da América do Norte, com aproximadamente 6 milhões b/d (devidos, principalmente, ao Canadá).

A América do Norte (devido aos Estados Unidos), a Ásia do Pacífico (Japão e cada vez mais a China) e a Europa são as grandes regiões importadoras.

Refinação e biocombustíveis

Historicamente, o investimento no sector de refinação tem sido um negócio de margens baixas. Na década 70, um repentino surto na construção conduziu a 20 milhões b/d de capacidade em excesso. Isto deveu-se parcialmente a políticas erradas, a subsidiação nos Estados Unidos, através do programa “Small Refiner Bias” (Preconceito do Pequeno Refinador), de pequenas refinarias ineficientes. De igual forma, muitos outros países importadores de petróleo pensaram que possuir capacidade de refinação interna garantia alguma segurança na oferta de produtos. Contudo, os elevados preços de petróleo da década 70 baixaram a procura e encorajaram alternativas, como os biocombustíveis. Por exemplo, o Brasil promoveu a indústria do álcool, fazendo com que o Etanol representa hoje 40% do mercado brasileiro de gasolina. De facto, o excesso de capacidade baixou o preço dos refinados e comprimiu ainda mais as margens de lucro. Por outro lado, os regulamentos ambientais cada vez mais rigorosos, em particular nos Estados Unidos e na Europa, dificultaram a construção de novas refinarias. Como resultado das baixas margens e da regulação apertada, as companhias começaram a fechar as suas refinarias. Entre 1980 e 1985, a capacidade de refinação decresceu em cerca de 7 milhões b/d. Quando a procura de petróleo começou a se restabelecer, entrou em produção uma nova capacidade de refinação, principalmente na Ásia e no Médio Oriente.


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Esta estreita correlação entre o desenvolvimento da capacidade de refinação e as flutuações na procura de produtos pode ser vista no gráfico abaixo.

Depois da experiência não lucrativa da euforia de construção dos anos 70, o negócio de refinação tornou-se muito mais conservador. E, em conformidade com esse desenrolar das coisas, a utilização de capacidade global média aumentou de 70-75% para 86% no princípio da década dos 80 (vide gráfico da página seguinte). Registaram-se muitas fusões e aquisições, diminuindo portanto o número de companhias no negócio de refinação, especialmente nos Estados Unidos. Algumas refinarias conseguiram aumentar as suas margens de lucro, investindo em unidades de “coking” e de “cracking”, o que pode aumentar a produção de produtos de alto valor, como a gasolina, recorrendo a ramas mais pesadas e ácidas (alto teor em enxofre), ainda que não se deixe de cumprir com os regulamentos ambientais rigorosos respeitantes ao funcionamento das refinarias e às especificações dos combustíveis.

A produção de ramas pesadas e ácidas tem estado a crescer no mundo. Este tipo de ramas é vendido com desconto em relação às ramas leves e doces (baixo teor em enxofre). Como os preços dos produtos continuam a permanecer altos, não obstante o dispêndio de capital destinado à construção das unidades de coking e craking, as refinarias que investem nestas tecnologias são capazes de melhorar a sua rentabilidade. Contudo, à medida que mais refinarias vão aumentando as suas capacidades de tratar ramas mais pesadas, a procura destas pode, na sequência, ocasionar a subida do seu preço.

A rigidez da capacidade de refinação é uma das causas da persistência de preços altos do petróleo bruto nos últimos anos. O elevado

Changes in consumption and ref ining capacity

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

1966

1969

1972

1975

19781981

1984

1987

1990

19931996

1999

2002

2005

Derived from BP data.

Consum ption

Capaci ty

Refining capacity under util ization

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004


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preço, por sua vez, incitou o apoio aos biocombustíveis, como o Etanol e o Biodiesel. A União Europeia fixou a meta de 20% para os combustíveis a utilizar nos transportes que deverão ser de origem biológica até 2020.

Segundo a Agência Internacional de Energia (AIE), estima-se um aumento de 50%, entre 2007 e 2009, da oferta mundial de biocombustíveis, sendo que, esse aumento foi protagonizado pela região do Norte da América.

Os produtores de Etanol à base de milho nos Estados Unidos recebem vários incentivos fiscais (cerca de 50 cêntimos por galão) e subsídios agrícolas. Os consumidores que compram automóveis adaptáveis a diferentes combustíveis, capazes de utilizar E85 (85% etanol), beneficiam de uma redução de imposto. Com estes incentivos, não constitui surpresa que haja mais de 70 novas refinarias de etanol e várias modernizações em curso. Em 2007, estimava-se que quando estes projectos estiverem concluídos, em 2009, a capacidade de produção duplicaria para 12,5 mil milhões de galões.

Em termos globais, pode-se afirmar que a produção de etanol começou em meados da década dos 70 e alcançou quatro mil milhões de galões em cerca de dez anos. Após o colapso do preço de petróleo, porém, a indústria de etanol entrou num período de estagnação que durou até ao ano de 2000. Desde então, a produção quase que triplicou, de cerca de 4,5 mil milhões de galões para mais de 12 mil milhões de galões. O consumo de biodiesel continua a ser relativamente pequeno, ficando por volta de mil

5 Esta semente, obtida de uma planta da família Brassicaceae, é usada na produção do Oléo ou Azeite

de Colza. No seu estado natural serve também como matéria prima na produção de Biodiesel.

Principais produtores de biocombustíveis, 2005 Etanol Biodiesel

País Milhões de

galões Matéria-prima País

Milhões de galões

Matéria-prima

Brasil 4.356 Cana-de-

açúcar Alemanha 507 Semente de colza5

Estados Unidos

4.284 Milho França 135 Rebento de soja

China 528 Milho, trigo Estados Unidos

77 Semente de colza

EC 251 Beterraba, trigo,

sorgo Itália 60 Semente de colza

Índia 79 Cana-de-

açúcar Áustria 22 Semente de colza

Fonte: EarthTrends (2007), utilizando dados de WorldWatch (2006) e do Departamento de

Energia dos Estados Unidos (2006).

http://www.worldwatch.org/node/4078


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milhões de galões, mas tem estado a aumentar a taxas muito altas desde 2000.

O Brasil e os Estados Unidos são os dois maiores produtores de etanol do mundo (vide tabela acima). A produção de etanol já ultrapassou 6 mil milhões de galões, quase um aumento de 50% da cifra de 2005 indicada na tabela.

O biodiesel tem sido mais popular na Europa. Todavia, algumas consequências não intencionais da indústria de etanol estão a suscitar críticas. A crescente utilização de milho e de para a produção de etanol está a conduzir a altas nos respectivos preços, o que aumenta o custo da ração para as indústrias de criação de gado e de aves domésticas. Os preços de muitos produtos agrícolas estão a subir devido à reatribuição das terras de cultivo ao milho, a fim de satisfazer a crescente procura de milho pela indústria de etanol. As indústrias de criação de gado e de aves domésticas estão, igualmente, a transferir parte do aumento dos seus custos de ração para os clientes. A inflação global dos preços de alimentação poderá ser 1-2 porcento mais alta nos próximos 5-10 anos no quadro de um cenário de produção de 15-20 mil milhões de galões de etanol.

Em países como a China e a Índia, esta troca entre comida e combustível está a suscitar uma séria preocupação para os políticos.

Há igualmente preocupações ambientais. Um aumento da produção de milho requer uma crescente utilização de fertilizantes e pesticidas. O recurso a nutrientes provenientes do nitrogénio pode provocar vários efeitos negativos ao ambiente. A crescente utilização de água para práticas agrícolas pode provocar a depleção dos lençóis freáticos e conflitos comuns pelas reservas de água de superfície. As emissões de gases com efeito de estufa (GHG) pelas biorefinarias podem também estar sujeitas a uma regulamentação no futuro. Segundo o que revelam alguns estudos, a utilização de E85 nas zonas urbanas, a exemplo de Los Angeles, pode agravar o problema da poluição atmosférica, formando a mistura de nevoeiro e de fumo designada por «smog».

Nos grandes mercados como os Estados Unidos, a China e a Índia, as infra-estruturas para transportar e distribuir etanol (vagões, camiões-cisternas e barcaças) não se estão a expandir tão rápido quanto a capacidade de produção. A capacidade de mistura nas refinarias pode também estar aquém da capacidade de expansão. Nos Estados Unidos, apenas menos de um porcento dos postos de venda vendem E85. Estes constrangimentos elevam o custo do uso de etanol. A expansão destas infra-estruturas exige, para além de outros recursos, um capital de investimento considerável.

A experiência brasileira revela algumas das condições que podem levar ao estabelecimento de uma indústria de etanol bem sucedida com um mínimo de factores externos. O Brasil possui uma grande vantagem natural dado que a sua cana-se açúcar (a matéria-prima com maior intensidade na produção de etanol-duas vezes a do milho) é a de produção mais barata no


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mundo devido às condições da terra, ao solo e a pluviabilidade na região centro-sul do país. Por exemplo, a pluviosidade é tal que não é necessário qualquer investimento de vulto nos sistemas de irrigação. Há vastas extensões de terra não explorada e não há qualquer problema de readjudicação de terra de cultivo.

Assim, no Brasil custa cerca de US$145 para produzir uma tonelada de cana-de-açúcar, seguindo-se a Austrália com US$185 por tonelada. Considerando que os custos da matéria-prima correspondem a cerca de 60% do custo total, esta vantagem natural leva a um custo de produção de etanol no Brasil de US$0,23-0,29 por litro (US$0,87-US$1,10 por galão).

Todavia, a indústria brasileira de etanol, com o apoio do governo, investiu também na Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) para criar cerca de 500 variedades comerciais de cana que são resistentes a várias epidemias. Na sua maioria, as refinarias de etanol no Brasil estão integradas com a moagem de açúcar. As operações são suficientemente flexíveis para reagir às flutuações de preços praticados nos mercados de açúcar e de etanol. Finalmente, a produção de automóveis adaptáveis a diferentes combustíveis e a disponibilidade generalizada de etanol nos postos de venda tornaram este combustível atraente aos consumidores. Mais uma vez, o apoio inicial do governo foi necessário para se construir parte das infra-estruturas e fornecer incentivos aos consumidores para que estes comprassem automóveis adaptáveis a diferentes combustíveis, mas, hoje, a indústria parece ter-se tornado lucrativa por si própria.

A não ser que as condições naturais proporcionem uma vantagem comparativa como no Brasil, os biocombustíveis, como o etanol, poderão não ser capazes de oferecer uma alternativa de grande importância aos produtos petrolíferos no domínio dos transportes. A concessão de subsídios ao etanol à base de milho ou outros biocombustíveis ineficientes pode conduzir a muitas consequências não intencionais, como pôr os abastecimentos alimentares em risco, provocar carências de água ou aumentar a poluição. A excitação causada por estes combustíveis poderá se esvanecer quando alguns destes factores externos se tornarem mais visíveis. Apesar de os altos preços actuais do petróleo tornarem a maioria destes combustíveis competitivos no mercado, mesmo se por vezes apenas apoiados por incentivos fiscais e por subsídios, um declínio do preço de petróleo levará os consumidores a pensarem duas vezes antes de optar pelo etanol ou pelo biodiesel. A produção de etanol permaneceu estável nos limites de 4 a 4,5 mil milhões de galões como efeito do colapso do petróleo em meados da década dos 80 até 2000-2001, quando o preço de petróleo começou a se restabelecer.

Gás Natural


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A maioria das reservas comprovadas mundiais de gás natural (mais de 70%) encontra-se em duas regiões, nomeadamente na Euroasia e no Médio Oriente (vide gráfico abaixo). Sobretudo a Rússia, o Irão e o Qatar contêm a grande maioria destas reservas confirmadas. A base de recursos é provavelmente maior, em particular no Médio Oriente, que tem muito menos exploração de gás natural em comparação com regiões de produção mais antiga, como os Estados Unidos, o Mar do Norte e algumas zonas da Rússia.

Fonte: BP, 2010

Apesar da notável envergadura das suas reservas, a Euroasia o Médio Oriente não tem sido o maior produtor de gás natural. A América do Norte tem liderado tanto a produção como o consumo há várias décadas. Em 2006, a produção da ex-URSS ultrapassou a da América do Norte, tendo aumentado significativamente de 18 mil milhões de pés cúbicos (bcf) por dia em 1970 para 75 bcf/d em 2006, enquanto a produção da América do Norte aumentou de 64 bcf/d para apenas 73 bcf/d durante o mesmo período. Mas a situação reverteu-se em 2009, dado que a América do Norte passou a ter uma produção de 78 bcf, comparativamente aos 68 bcf produzidos pela Euroasia.

Com a melhoria da economia dos projectos de gás natural liquefeito (GNL), os países do Médio Oriente (Qatar em particular) têm estado a aumentar as suas produções e exportações de gás natural. Em 2009,a produção de gás natural no médio-Oriente aumentou para quase 40bcf/dia, o que representa mais do que o dobro do que a região produzia apenas há dez anos atrás. Com 13 bcf/dia, o Irão é o maior produtor da região. Com o aumento de produção de gás das economias dos países fora da OCDE, a contribuição da produção da OCDE baixou de 73% em 1970 para 38% em 2009.


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As cifras relativas ao consumo são muito semelhantes às da produção. Para as dimensões dos campos e dos mercados típicos, o transporte de gás natural por gasoduto é economicamente mais viável até certas distâncias. Ao contrário do petróleo, o gás natural é difícil e oneroso de transportar a grandes distâncias por navios-cisterna (sob a forma de GNL), sobretudo sem acordos de longo prazo entre produtores e consumidores. E isto vale, em especial, para recursos de gás natural encravados no interior dos países; por seu lado, o transporte de GNL por via marítima não é uma opção imediata. Embora os projectos de GNL se tenham tornado mais baratos, reduzindo o custo do gás entregue aos mercados consumidores, o próprio comércio de GNL continua a ser predominantemente regional, quer na Bacia Atlântica quer na Bacia Pacífica, porque o transporte a longas distâncias por via marítima pode aumentar significativamente o custo do gás entregue. Assim, a maior parte do gás natural é utilizada ou comercializada a nível da região respectiva. Por conseguinte, os números atinentes ao consumo são quase idênticos aos números relativos à produção na América do Norte, do Sul e Central, no Médio Oriente e na Ásia/Pacífico. Este quadro começa a mudar um pouco à medida em que estão a ser construídas mais instalações para importação do GNL em regiões da América do Norte, da Europa e da Ásia/Pacífico e grandes navios tornam mais viável o transporte de GNL a longas distâncias.

O comércio regional por gasoduto é robusto, especialmente entre a Euroasia e a Europa e entre o Canadá e os Estados Unidos.

O Canadá envia para os Estados Unidos 92 mil milhões de metros cúbicos (bcm) por ano, ao passo que daí importa apenas 20 bcm. A Euroasia exporta mais de 230 bcm por ano e a Europa importa cerca de 443 bcm. A Áafrica segue a Euroasia na escala dos maiores importadores para a Europa com cerca de 78 bcm por ano.


30

Fonte: BP, 2010

A Alemanha é o segundo maior importador depois dos Estados Unidos. Em 2009, o país importou cerca de 89 bcm, dos quais, 13 bcm transitaram por outros países da Europa. Juntamente com a Rússia (32 bcm), a Holanda (22 bcm) e a Noruega (30 bcm) constituem os maiores fornecedores de gás à Alemanha.

A Itália (69 bcm), a França (49 bcm) e a Espanha (36 bcm) são outros grandes importadores. À semelhança da Alemanha, estes países receberam também grande parte das suas importações da Rússia. A seguir à Rússia e à Noruega, o Canadá foi o terceiro maior exportador de gás com 92 bcm e a Holanda ocupou o quarto lugar com cerca de 50 bcm.

Electricidade

Desde meados da década de 90, a geração líquida de electricidade, à nível mundial, vem aumentando numa proporção maior que o consumo. Em 2009, foram produzidos mundialmente 20 triliões de Kwh de electricidade em comparação com os 8 triliões de Kwh em 1980.

Enquanto a quota parte da América do Norte baixou de 34%, em 1980, para 26%, em 2007, a Ásia aumentou significativamente a sua contribuição, de 16% para 35%, durante o mesmo período. Por seu lado, a quota parte dos países da Europa e Eurásia baixou de 43% para 26%, ao passo que as outras regiões registaram ligeiros aumentos.

Enquanto muitas regiões continuaram a aumentar a sua produção de forma contínua ao longo deste período, a produção nos países do antigo bloco soviético (como reflectida pela região da Eurásia nestes dados) decaiu depois da desintegração da União Soviética. A produção era de 1,6 triliões de kWh em 1990 e, em 1998, ela baixara para menos de 1,2 triliões de kWh. Desde então, estas economias têm estado a recuperar e, hoje, elas consomem cerca de 1,3 triliões de kWh. A importância da relação entre energia e, em particular electricidade, consumo e desempenho económico é, mais uma vez, nitidamente demonstrada no decurso deste período pós-soviético.


31

Na América Central e do Sul, a produção aumentou de 308 mil milhões de kWh, em 1984, para 1.037 mil milhões de kWh, o que significa uma quadruplicação. Apesar disso, a quota-parte da região na produção mundial permaneceu razoavelmente constante e pequena, subindo apenas de 4% para 5%. A produção líquida de electricidade no Médio-Oriente aumentou quase seis vezes, de 92 mil milhões de kWh em 1980 ela passou para 705 mil milhões de kWh, em 2007, porém, a região ainda representa apenas 3,5% da totalidade mundial. De igual modo, o aumento da produção africana de 190 mil milhões de kWh, em 1980, para 612 mil milhões de kWh não alterou a contribuição da região (2-3%) no total mundial.

Geração de Electricidade por região

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990 1995 2000 2005 2009

Norte da América

Centro e Sul da América

Europa

Eurás ia

Médio Oriente

África

Ás ia

Fonte: Energy Information Administration

O mundo continua a produzir a maior parte da sua electricidade queimando, em instalações térmicas convencionais, combustíveis fósseis como carvão, gás natural e energia nuclear. A produção destas instalações aumentou de 5,6 triliões de kWh em 1980 para 10,9 triliões de kWh em 2004, embora a contribuição destes combustíveis na produção total tenha baixado ligeiramente de 70% para 68% durante o mesmo período.


32

Fonte: Energy Information Administration

As preocupações ambientais relativas à queima de combustíveis fósseis (o carvão, em especial) e a volatilidade dos preços de petróleo figuram entre as razões que levaram a buscar alternativas, como a energia nuclear e as energias renováveis. Mas, o gás natural, um outro combustível fóssil, apareceu como a alternativa mais favorecida. O crescente uso de gás natural para a produção de electricidade desde os finais da década 90 alterou a tendência decrescente da energia térmica. Como a produção a gás, através da tecnologia de ciclo combinado, é mais eficiente do que a maioria das outras tecnologias e porque o gás natural emite menos poluentes, quando queimado, do que o carvão ou o petróleo, os produtores, bem como reguladores e políticos no mundo, preferem o gás natural. A expansão de gasodutos e do comércio de GNL tornaram o gás natural disponível para um maior número de países. Finalmente, a tendência mundial da reforma do sector de electricidade tornou as instalações de gás natural mais atraentes aos investidores, devido ao seu baixo custo e à rapidez da sua construção em relação à maior parte das instalações de outro tipo. Estes factores continuam ainda válidos, pois que o gás natural continua a ser o combustível preferido para expandir a capacidade da produção de electricidade em todo o lado.

O Gás Natural tem sido ao longo dos anos a segunda maior fonte de energia eléctrica, depois do carvão, com 2,7 triliões de kWh, em 2009, em comparação com 1,7 triliões de kWh em 1980, contudo, tendo a sua quota-parte registado um aumento de 21% em 1980 para 23% em 2009. A produção nuclear, que se tornou popular depois das grandes subidas do preço de petróleo e da expansão de regulamentos ambientais oficiais na década 70, aumentou consideravelmente de 684 mil milhões de kWh em 1980 para 2.620 mil milhões de kWh em 2004. Como tal, a energia nuclear substituiu as quotas perdidas da produção térmica e hídrica e ela constitui actualmente 20% da produção total mundial, quando comparada com apenas 9% em 1980.


33

Os acidentes como os de Three Mile Island nos Estados Unidos e de Chernobyl na Ucrânia e os problemas associados à armazenagem do combustível radioactivo gasto fizeram parar a expansão das instalações nucleares em muitos países do mundo. Este preconceito anti-nuclear tem sido muito forte nos Estados Unidos, onde não foi construída nenhuma nova instalação nuclear desde a década dos 70. Ao mesmo tempo, países como a França continuam a depender da energia nuclear para o grosso do seu fornecimento de electricidade (até 75-80% em França).

Nos últimos anos, as preocupações relativas à mudança climática e às emissões de gases de estufa fizeram com que a indústria de energia nuclear entrasse num período de renascimento. Os combustíveis fósseis, incluindo o gás natural, emitem dióxido de carbono, que é apontado como o gás de estufa mais nocivamente activo na mudança climática. Muitos actores preferem as tecnologias renováveis, mas, apesar de décadas de programas de incentivos, a contribuição das tecnologias renováveis e outras alternativas (geotérmica, eólica, solar, biomassa, etc.) representa apenas 4% da produção total de electricidade como se pode ver no gráfico. A geração a partir das tecnologias renováveis aumentou de 31 mil milhões de kWh, em 1980, para 334 mil milhões de kWh, em 2004.

Actualmente, muita gente começa a compreender o que os profissionais da indústria já sabiam há muito tempo, ou seja, que não é possível satisfazer as necessidades das economias em crescimento com estas tecnologias renováveis. Faltam-lhes as economias de escala e, sobretudo, podem sofrer de interrupções.

Todavia, a produção por combustível revela uma variação considerável pelas diferentes regiões do mundo. Na América do Norte, o carvão é a maior fonte utilizada na geração de electricidade (49% do total), já no Canadá, a energia hidroeléctrica representa 59% do total de electricidade gerada e, no México, tem-se como principais fontes os derivados de petróleo e o gás natural (69% do total).

Em termos mundiais a produção de energia nuclear aumentou a sua contribuição de 11%, em 1980, à custa da produção térmica e hídrica convencional, a qual representava 69% e 20% da produção total em 1980. Como no resto do mundo, os geradores, principalmente produtores de energia mercantil, têm preferido o gás natural na última década. Isto ajudou a estabilizar a contribuição da produção térmica. Mas, particularmente nos Estados Unidos, a crescente utilização de gás natural para a produção de electricidade contribuiu para a subida de preço do gás natural, o que em seguida conduziu à destruição da procura de gás em muitas indústrias e tornou a produção a gás menos lucrativa do que esperado originalmente.

Entre 1980 e 2004, a Europa Ocidental conheceu também uma mudança semelhante das fontes de produção, passando da convencional e da hídrica para uma baseada na energia nuclear, cuja contribuição aumentou


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de 12% para 28%, e na energia renovável, cuja contribuição foi de 27%, em 2007. A quota-parte da produção térmica convencional na produção total baixou de 64% para 53% e a contribuição da produção hídrica baixou de 23% para 15%.

Desde a última década que o gás natural era utilizado extensivamente e assim tem prosseguido nos presente período, mas prevê-se uma futura estabilização da mesma. Por exemplo, o Reino Unido substituiu quase toda a sua capacidade de produção a carvão por uma outra assente no gás. Em consequência, a contribuição das unidades térmicas aumentou um pouco, na realidade, desde os finais da década dos 90. Apesar de todos os programas de incentivos na Europa, as tecnologias renováveis representam apenas 3-4% da produção. Claramente, com o ênfase acrescido dado à mudança climática e ao compromisso assumido no Protocolo de Quioto, a Europa Ocidental tem estado a aumentar o uso das tecnologias renováveis, como a eólica, porém, estas tecnologias representam ainda uma percentagem relativamente pequena da capacidade total.

O rápido crescimento económico na Ásia desde a década 90 conduziu a um aumento significativo da capacidade de geração de energia. A região sempre dependeu dos combustíveis fósseis, com 72% da produção provindo das instalações térmicas convencionais em 1980. Esta contribuição aumentou para 77% nos últimos anos, altura em que mais carvão e de gás natural alimentaram a expansão da capacidade energética. No Japão, as maiores fontes energéticas são o Gás Natural, a Energia Nuclear e o Carvão, onde as duas primeiras fontes representam uma parcela de 51% da geração e a última tem uma parcela de 31%.

A única região onde a produção hidroeléctrica parece ter aumentado é a Europa Oriental e a ex-URSS. Porém, o incremento da contribuição hidroeléctrica de 13% para 17% desde 1980 deveu-se parcialmente ao colapso económico da região nos anos 90, o que resultou na queda da produção de petróleo e gás. Foi igualmente mais proveitoso para Rússia honrar as suas obrigações relativas às exportações de gás natural para Europa do que utilizar o gás para produzir electricidade no país. Por consequência, a produção da fonte térmica convencional desceu de 1.037 mil milhões de kWh em 1980 para 835 mil milhões de kWh em 1999, resultando num declínio da contribuição destes combustíveis de 80% para 64%. Uma outra razão deste declínio é a expansão da produção nuclear de 6% para 18%.

Nas américas Central e do Sul, a energia hidroeléctrica continua a dominar contribuindo com 67% na produção de electricidade. No Brasil, país que pertence ao grupo dos 5 maiores produtores de energia nessa região, a energia hidroeléctrica representa 87% do total da geração de electricidade.

No Médio Oriente e África, praticamente quase toda a electricidade é produzida em instalações térmicas convencionais, ou seja 97% no Médio


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Oriente e 80% em África. A segunda maior fonte de produção de electricidade em África são as instalações hidroeléctricas que representam 17% da produção total. É muito provável que, futuramente, se utilize mais gás natural em África com a descoberta de novos recursos em África do Oeste e do Norte. A África possui, igualmente, um potencial significativo para a construção de uma nova capacidade hídrica e há planos para uma capacidade de vários MW no continente. Ao contrário das unidades tratadoras de gás natural, serão necessários largas somas de dinheiro para concretizar os grandes projectos hidroeléctricos aventados.

PARTE 2


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PETRÓLEO E GÁS

Capítulo 3

PETRÓLEO E

GÁS EM ANGOLA

“Estar na OPEP e ser o membro que mais incrementou a sua produção em 2007/2008 faz Angola assumir algumas responsabilidades e, uma delas, é ter de manter um bom rácio Reservas/Produção, se possível, melhor que o actual de cerca de 20 anos.”

José OLIVEIRA


37

Reservas e Recursos

As reservas de petróleo de Angola – provadas e prováveis – estavam

no inicio de 2010 avaliadas pela SONANGOL em cerca de 12,6 mil milhões de barris (Bb), volume que coloca o país na terceira posição no continente africano, logo antes da Argélia com 12,2 Bb, já que os dois primeiros lugares são da Líbia com 44,3Bb e da Nigéria com 37,2 Bb segundo dados da BP Statistical Review 2010. A nível mundial Angola ocupa a 16ª posição detendo 1% das Reservas mundiais.

O rácio reservas/produção, à média de 1,8 milhões de barris/dia de 2009, é de 20 anos, mas sabendo-se que a produção angolana está a aumentar e vai atingir, em 2012, 2,2 milhões de barris/dia (b/d), a sua tendência é baixar, excepto se as descobertas anuais continuarem a cobrir os volumes produzidos anualmente como em 2005 e 2006. Uma das diferenças entre Angola e os principais países africanos com elevadas reservas de petróleo é que a esmagadora maioria das descobertas angolanas, é no mar, ao contrário dos dois países da Africa do Norte e mesmo da Nigéria que tem reservas apreciáveis em terra. Mas a maior particularidade de Angola é que a maioria das reservas – mais de 10 mil


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milhões de barris – estão em águas profundas e/ou ultra profundas, ou seja, em zonas do mar com mais de 300 metros de coluna de água.

Este facto coloca Angola entre os quatro primeiros países do Mundo – ao lado do Brasil, da Nigéria e dos Estados Unidos – com maiores reservas de petróleo em águas profundas e ultra-profundas, descobertas no nosso caso na Bacia do Congo uma das mais prolificas do Mundo.

Em termos de potencial petrolífero não descoberto, embora a pesquisa em terra e em águas rasas possa ainda vir a revelar algumas surpresas, todos os estudos prospectivos apontam as águas profundas – aguardando-se agora a comprovacão do potencial do pré-sal - como a área de maiores recursos que a exploração irá transformar em futuras reservas.

Estas foram estimadas, em meados da década de 1990, num estudo efectuado por uma empresa norueguesa para a SONANGOL, em cerca de 91,5 mil milhões de barris – Original Oil in Place (OOIP) – dos quais cerca de 68% ainda estavam por descobrir. Por seu lado, em 2000, as estimativas dos Serviços Geológicos dos Estados Unidos (USGS) apontavam para Angola um potencial a descobrir de 14 mil milhões de barris de reservas. Como desde então se descobriram já cerca de 8 mil milhões de barris de reservas, a confirmar-se aquela estimativa teríamos apenas mais 6 mil milhões de barris para descobrir.

As estimativas da SONANGOL são mais optimistas, considerando, em 2003, que os recursos petrolíferos de Angola, de norte a sul, passíveis de serem transformados em reservas, são de 30 a 45 mil milhões de barris. Se nos lembrarmos que em 1991 o optimismo da SONANGOL previa a descoberta de campos gigantes nas águas profundas – o que foi demonstrado alguns anos depois no bloco 15 (nomeadamente com os campos de HUNGO e KISSANJE) e no bloco 17 (GIRASSOL e DÁLIA) podemos admitir que o potencial petrolífero angolano por descobrir a fim de ser transformado em reservas se situa entre os 6 mil milhões de barris, previstos pelo USGS e os 45 mil milhões estimados pela SONANGOL.

Talvez mais importante que os valores atribuídos aos recursos petrolíferos por descobrir, pelas várias instituições especializadas, seja a atracção que Angola exerce às companhias de petróleo, bem patente nos elevados bónus pagos pelos blocos das águas profundas. A IHS Energy atribuiu a Angola o 5º lugar mundial, num índice de 113 países que balanceia o sucesso da pesquisa com as condições fiscais e os factores políticos do país. A média da quantidade de petróleo descoberto em cada furo de pesquisa, entre 1995 e 2004, bem como a taxa de sucesso na pesquisa em águas profundas estiveram sempre, segundo a IHS, acima da média mundial e, em alguns anos, Angola atingiu níveis de sucesso de 60, 70 e 80%, quando o resto do mundo anda entre os 30 e 50%. Em relação ao gás natural os recursos angolanos não têm a mesma importância que os petrolíferos e a maior parte das reservas é de gás associado ao petróleo pelo que, devido à falta de obrigatoriedade de


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reinjeccão enquanto não se encontravam formas económicas da sua utilização, foi até há poucos anos em parte queimado. Com o arranque da produção em águas profundas o Ministério dos Petróleos passou a obrigar as companhias a reinjectar o gás associado para mais tarde ser usado no complexo de LNG que está em construcao no Soyo.

As reservas de gás natural certificadas em Angola pela empresa Gaffney, Cline & Associated, em 2004, são de 4 Tcf, (1012 pés cúbicos) as prováveis de 9,5 Tcf e as possíveis de 25 Tcf. Com o desenvolvimento do Projecto Angola LNG estão a dinamizar-se acções para descobrir mais gás natural e pensa-se que as reservas provadas irão rapidamente ultrapassar os 10 Tcf, com base nas avaliações dos campos de gás dos blocos 1 e 2 – um poço de avaliação no campo de gás e condensados do QUILUMA já aumentou as reserva iniciais – e no gás associado das descobertas de petróleo dos últimos anos. Pesquisa

A actividade de pesquisa de 2006 a 2009 inclusivé deu origem a 42

descobertas distribuídas pelos blocos de águas profundas e ultra profundas. Durante o ano de 2009 a aquisição de linhas sísmicas 2D atingiu 816

km, a versão 3D, utensílio essencial para se encontrar petróleo, totalizou 4.657 km2, e a versão 4D, importante para se seguir o comportamento dos campos em producao, elevou-se a 748 km2.

A assinatura, em Novembro de 2006, de novos Contratos de Partilha de Produção (CPPs) para os blocos 1, 5, 6 e 8/06, nas águas rasas e 23 e 26/06 e o remanescente dos blocos 15, 17 e 18/06, nas águas profundas, fez afluir ao país novas companhias operadoras tais como ENI, PETROBRAS, TULLOW, VAALCO e MAERSK, e possibilita que a pesquisa petrolífera se mantenha bastante dinâmica nos próximos anos, já que os primeiros cinco anos de cada contrato constituem o período por excelência para se encontrar novos campos de petróleo. Associadas aos novos operadores de cada bloco entraram também na pesquisa de petróleo em Angola companhias de pequena dimensão, tanto estrangeiras como a PARTEX e a INTER OIL, como nacionais como a PRODOIL, INICIAL Oil & GAS e GEMA.

A complementar a extensão da pesquisa, de norte a sul do país, tanto em terra como no mar, recorde-se que os blocos das águas rasas 2, 3 e 4/05 todos operados pela SONANGOL P&P estão também em período de pesquisa, prevendo-se a perfuração de alguns prospectos e em 2009 iniciou a pesquisa no bloco norte do onshore de Cabinda, também operado pela


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SONANGOL P&P, tendo o Bloco Sul de Cabinda, operado pela PLUSPETROL efectuado já uma boa descoberta.

Em 2009 a SONANGOL assinou Contratos de Risco com a COBALTO Oil para a pesquisa nos blocos 9 e 21 onde se vai explorar as formações do pré-sal.

Ressalte-se que a suspensão «sine-die» em 2008 do Concurso Internacional para colocar em pesquisa cerca de uma dezena de blocos marítimos angolanos originou uma baixa da actividade de pesquisa no país o que não é saudável para quem quer manter um nível de producão à volta dos dois milhões de barris/dia por alguns anos. Aliás o MINPET e a SONANGOL estão conscientes deste problema e por isso é bem provável que em 2011 haja um concurso internacional para colocar blocos em pesquisa.

Recorde-se que o Ministério dos Petróleos dividiu em 2006 a parte terrestre da Bacia do Kwanza em 23 blocos de cerca de 1000 km2 cada e criou 5 novos blocos nas águas ultra profundas – numerados de 46 a 50 – e situados a oeste dos blocos 31 a 33 na Bacia do Congo. Algumas destas áreas serão postas a concurso internacional nos próximos anos para manter a actividade de pesquisa necessária à manutenção do nível das reservas.

Os blocos em terra da Bacia do Kwanza serão em parte destinados às novas empresas privadas nacionais que se queiram dedicar à pesquisa petrolífera mas que não têm experiência e/ou capital suficiente para se aventurarem no mar.

As descobertas que vêm sendo feitas ao longo destes últimos anos e as que se sucederão vão dar origem ao petróleo que se irá produzir na próxima década. Investimentos de Desenvolvimento

Após a descoberta dum campo de petróleo e/ou de vários

relativamente próximos uns dos outros, a sua colocação em produção engloba uma actividade que em gíria petrolífera se chama “desenvolvimento

PETROLEO - A QUALIDADE DAS RAMAS ANGOLANAS

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00

Teor de Enxofre (%)

KT

HGKS

XKGR

NB

PL

CB

API

Fonte:-REVISTA ENERGIA


41

de reservas” a qual constitui a parte mais dispendiosa da indústria de produção de petróleo que em terra ou em águas rasas obriga a investimentos de dezenas e/ou centenas de milhões de dólares, mas que em águas profundas ou ultra profundas ultrapassa sempre a marca de mil milhões de dólares, excepto raros casos quando se vai utilizar estruturas próximas já existentes.

Angola tem em marcha quatro grandes projectos de desenvolvimento, todos em águas profundas - PAZ FLOR e CLOV no bloco 17 outro no bloco 18 e o PSVM no bloco 31.

Apesar de serem desenvolvimentos sem inovações tecnológicas, à

excepção do PAZFLOR que terá separação submarina, os custos serão cerca do dobro do que custaria se tivesse sido executado há cinco anos, diferença que põe bem em evidência que em paralelo com a subida dos preços de petróleo têm subido os custos de todo o tipo de serviços – em especial da perfuração dos poços quer sejam de pesquisa, produção ou injecção – e equipamentos necessários à sua produção. Em Angola, entre 2005 e 2006, os custos de perfuração de poços de desenvolvimento em offshore aumentaram em média 30%. Só em 2009/10 os custos de perfuração baixaram um pouco, entre 15 a 20%. A desvalorização cambial do dólar em relação ao Euro de mais de 30% – em finais de 2002 o dólar e o Euro tinham valor igual mas em Dezembro de 2006 já era preciso um dólar e trinta e dois cêntimos para adquirir um Euro e que agora em 2010 se repete – é também um dos factores que muito pesa no aumento de preços dos projectos petrolíferos, pois a Europa é um grande fornecedor de equipamentos e serviços para a industria petrolífera.

Em termos de investimento de desenvolvimento o FPSO DÁLIA que arrancou a 15 de Dezembro de 2006 e o FPSO G.PLUTONIO que iniciou a produção em 2007 não foram muito afectados com as subidas, devendo rondar, quando finalizados, entre os US$ 3,5/4.0 mil milhões, até porque os principais contratos para a sua implementação foram aprovados nos anos 2003/4. O mesmo já não se poderá dizer do PAZ FLOR que apresenta toda uma série de inovações tecnológicas, algumas das quais se vão aplicar pela primeira vez fora da Noruega, como as bombas multifásicas para trabalhar, se necessário, com elevada percentagem de gás associado e a separação/injecção de água com equipamentos colocados no fundo do mar. A maioria dos projectos em curso está baseada em navios de produção e armazenagem, conhecidos pela sigla inglesa FPSO construídos de raiz para o efeito- PAZFLOR e CLOV - em estaleiros da Coreia do Sul ou adaptados de petroleiros – Ex PSVM.

O Projecto do Bloco 18 é para produzir dois campos – PLATINA e CHUMBO – que pela distância a que se encontram não podem ser conectados com o FPSO GRANDE PLUTÓNIO. As primeiras estimativas de custos do FPSO PSVM para o primeiro desenvolvimento do Bloco 31


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apontavam para quase US$ 8 mil milhões, o dobro do GIRASSOL ou do DÁLIA apesar destes dois FPSO (s) terem o dobro da capacidade de produção que é de 250.000 b/d.

Fonte:Minpet, 2010

(a)- Inclui Braspetro, Petrogal, Naftalin, Naftagas, Ajoco, Ajex, Svenska e Ranger oil (CNR); (b)– Com a

produção do GIRASSOL após Dezembro 2001 inclui também BP,STATOIL e HYDRO Produção

Angola completou em 2006 meio século de produção de petróleo – a primeira descoberta foi o campo de Benfica nos arredores de Luanda em Julho de 1955 e a produção arrancou no ano seguinte – embora só se tenha tornado auto-suficiente em ramas para a Refinaria de Luanda após a descoberta do campo de TOBIAS em 1961 na região de Cabo Ledo a sul do Rio Kwanza. Desde o primeiro barril produzido em Julho de 1956 e o final de Dezembro de 2006 Angola produziu cerca de 6,1 mil milhões de barris.

O ritmo a que a produção foi crescendo foi lento nos primeiros tempos pelo que o país só alcançou a média de 250.000 barris/dia em 1986 – com as ramas leves e doces PALANCA do bloco 3/80 – ou seja trinta anos após o arranque inicial.

No entanto seis anos depois já estava a produzir acima dos 500.000 b/d para ultrapassar a média dum milhão de barris dia em Agosto de 2004 com o início da produção do KIZOMBA A, no bloco 15. Agora a um ritmo de crescimento muito mais acelerado a marca de 1.500.000 b/d foi alcançada dois anos e meio depois, em Janeiro de 2007, com a entrada em produção do petróleo pesado – 23º API – do DALIA, no bloco 17.

Estes últimos anos de crescimento elevado da produção invertem também duas situações em que o país viveu durante muitos anos. Em Janeiro de 2004 a produção das águas rasas e profundas de Cabinda passam a constituir menos de 50% do total nacional, sendo tendência a médio prazo que elas venham a estabilizar-se em cerca de um quarto. Em Outubro do mesmo ano Angola passa a produzir mais nos seus blocos de águas profundas – em especial dos blocos 15 e 17 – do que nos das águas rasas, situação que se irá manter no futuro.


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Em simultâneo, embora várias ramas angolanas das águas profundas não sejam pesadas – GIRASSOL com 32º API e o bloco 14 tem até óleo leve – a tendência da densidade média ponderada do petróleo angolano é para diminuir, aproximando-se dos 30º API, em linha com a densidade média mundial, tornando-se portanto ligeiramente mais pesado do que anteriormente, embora com teor médio de enxofre baixo.

A diversidade de grandes companhias que o país atraiu para a sua indústria petrolífera, faz com que nenhuma das “majors” tenha hoje uma posição dominante na sua qualidade de operadora. Em Junho de 2007, as três maiores companhias operadoras em Angola – CHEVRON, EXXON e TOTAL – produziam à volta de 500.000 b/d cada uma. A próxima “major” com destaque na produção de petróleo, a par das três existentes será a BP. Em vésperas de atingir uma produção de 100.000 b/d está a SONANGOL P&P, que é o braço operador da companhia nacional actuando nos blocos de águas rasas 2, 3 e 4/05.

Angola, com estas novas produções, em menos de quatro anos, quase duplicará a sua produção e, em 2008, já tinha atingido os 1.900,.000 b/d que se espera poder vir a manter por alguns anos, substituindo as reservas produzidas por novas descobertas. Assinale-se, no entanto, que só com as descobertas feitas até meados de 2007, Angola vai ter novas produções que se vão iniciar faseadamente até 2016, nomeadamente a partir de vários campos de águas ultra profundas, dos blocos 31 e 32, operados respectivamente pela BP e pela TOTAL.

Comércio Internacional

Embora tenha iniciado a produção de petróleo nos anos 50 só doze anos mais tarde, em 1968, é que Angola começou a exportar a partir da produção do mar de Cabinda operado pela Cabgoc, na época filial da companhia americana GULF Oil. Dez anos depois, em 1978, já depois da independência, a SONANGOL estreou-se no mercado internacional, primeiro usando um agente, a empresa Marc Rich, e, em 1983, iniciando as vendas directamente aos seus clientes através do seu escritório de Londres. Em finais de 1997 a SONANGOL criou uma filial em Houston para acompanhar mais de perto os utilizadores americanos das suas ramas e em Abril de 2005 abriu a filial de Singapura para servir os seus inúmeros clientes asiáticos.


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Fonte: MinPet, 2010

O principal mercado das exportações angolanas, tal como dos outros

países da costa ocidental africana, produtores de ramas leves e/ou doces, foi até há poucos anos o dos Estados Unidos. Apesar de no final dos anos 90 já se vislumbrar a futura importância do mercado asiático – em 2000 os países asiáticos importaram dos países do Golfo da Guiné, incluindo Angola, à media de 1.000.000 de b/d – ela só se concretizou nos últimos anos. Em 2003, por exemplo, dum total de 254.000 b/d de ramas Cabinda cerca de 50% foi vendida para a Ásia e essa percentagem foi aumentando até 2006, ano em que atingiu 68%, a maioria para a China (49%) seguida de Taiwan com 14,5%. Os Estados Unidos que foram durante 30 anos os principais utilizadores das ramas Cabinda em 2005 já tinham descido para 72.000 b/d e no ano seguinte para 53.000 b/d.

A análise dos dados globais mostra que em 2004 os países da Ásia compraram cerca de metade das exportações de petróleo angolano e nos dois anos seguintes cerca de 45% do total. Fazendo a separação pela variedade de ramas angolanas pode dizer-se que os asiáticos, ao longo dos três últimos anos foram os maiores compradores de ramas Cabinda, Palanca, Kuito e Nemba (2006). Os Estados Unidos no mesmo período foram os maiores importadores de ramas Girassol (2004), Nemba (2005) e Kissanje e Hungo (2006).

ANGOLA-Diferencial das ramas versus Brent (US$/bbl)

RAMAS Mínimo Máximo Dif. Ponderado

CABINDA -3,25 0,45 -1,12

PALANCA -1,92 1,9 0,42

NEMBA -2,03 1,45 -0,37


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Organizando os dados apenas pelos dois países que mais petróleo importam de Angola temos os Estados Unidos em primeiro lugar com 450.000 b/d e 513.000 b/d e a China em segundo com 359.000 b/d e 482.000 b/d, nos anos de 2005 e 2006, respectivamente. Assinale-se ainda que Angola foi o principal fornecedor da China, em 2006, ao passo

que ocupou no mesmo ano a sétima posição em relação aos Estados Unidos. A mesma analise para 2009 dá um nível médio de exportações de

petróleo bruto para a ASIA de 900,000 b/d, quase um navio/dia, a maioria dos quais para a CHINA, seguida da INDIA e de TAIWAN. E no primeiro semestre de 2010 o nível das exportações, estava apenas ligeiramente mais baixo, rondando os 850,000 b/d para o continente asiático.

Agrupando as exportações de petróleo pela seu volume/qualidade, em termos aproximados, Angola exportou em 2009 cerca de 285.000 b/d de ramas leves e doces – NEMBA (225k) e PALANCA – à volta de 950.000 b/d de petróleo médio e doce – CABINDA (180k), GIRASSOL (220k), KISSANJE (205k), PLUTONIO (157k) e MONDO & SAXI (95k/cada) e por último cerca de 505.000 b/d de ramas pesadas – HUNGO (195k) e DALIA (240k), GIMBOA (13.5k) e/ou acidas KUITO (57k).

Em termos de companhias exportadoras, a SONANGOL ocupa o primeiro lugar desde 1978, vendendo, em 2009, mais de 641.000 b/d, seguida da EXXON, TOTAL, CHEVRON e ENI.

Comparando os diferenciais médios das ramas angolanas entre os valores obtidos em 2006 – ver Tabela Angola –Diferenciais das Ramas versus Brent- e os valores obtidos no 3 e 4 trimestres de 2009 - Ver Tabela ANGOLA – Preços e Dierenciais médios em 2009 – constata-se que a diminuição das exportações de petróleo pesado da OPEP ,devido aos cortes de produção e o aumento das exportações para a Ásia diminuíram consideravelmente os descontos das ramas angolanas em relação ao preço de referencia que é o Brent.

KUITO -15,1 -1,51 -5,51

GIRASSOL -2,24 1,07 -0,6

XIKOMBA -2,65 0,5 -0,68

HUNGO -4,95 -0,5 -1,89

KISSANJE -3,73 0,4 -0,98

DÁLIA -7,6 -0,3 -2,73

GIMBOA -3,45 -0,05 -1,98

MONDO -5,4 -0,15 -1,94

PLUTÔNIO -4,23 0,4 -1,5

SAXI BATUQUE -3,75 0,25 -1,21

Fonte: MinPet, 2010


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Fonte: MinPet

Após Julho 2005 Angola passou também a ser um exportador de BUTANOS e PROPANOS extraídos do campo de gás e condenados de SANHA, no bloco 0, através do LPG-FPSO Sanha ao ritmo de cerca de 20,000 b/d. O mesmo campo produz ainda cerca de 20,000 b/d de Condensados que são misturados com as ramas Cabinda para exportação. Antes do arranque do complexo do Sanha a Associação de Cabinda exportava cerca de 2.500 b/d de LPG não segregado. Refinação e Mercado Interno

A Refinaria de Luanda, inaugurada em 1958, com capacidade para

tratar inicialmente 100.000 Toneladas/ano, foi sucessivamente aumentada para atingir, já após a Independência, cerca de 1.700.000 T/ano. Esta refinaria começou por processar ramas do Kwanza, mais tarde das produções de terra e mar de Soyo e, a partir de meados dos anos 1990, passou a ser abastecida apenas com ramas PALANCA, uma das de maior qualidade no país, que constituem a origem dos combustíveis vendidos no mercado interno que por insuficientes são complementados com importações.

O mercado interno de combustíveis que cresceu de um milhão de toneladas/ano, em 1998, para quase dois milhões/tons/ano, em 2006 e cerca de 3,7 Mt em 2009, é tradicionalmente um importador de produtos leves – gasolina e gasoile. Nos últimos quatro trimestres de Julho de 2006 até Junho de 2007 o país importou, por trimestre, uma média de 200.000 tons de gasoile e 60.000 tons de gasolina, quantidade que subiu para cerca de 1 Mt de gasolina, 0.8 Mt de gasoile e 0.5 Mt de JET A1 em 2009. A configuração simples da Refinaria de Luanda – hydro-skimming – produz uma apreciável


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quantidade de fuel óleo de baixo teor de enxofre que é exportado a uma média mensal de 50.000 toneladas.

Durante muitos anos e até recentemente, Angola foi também um importador de LPG para o mercado interno porque a produção da refinaria e de Cabinda totalizando no seu máximo cerca de 60.000 tons/ano não chegavam para o consumo. Em 2005, com a entrada em produção do LPG-FPSO SANHA, no bloco 0, o país passou a ser auto-suficiente apesar do consumo do gás de cozinha ter atingido 164.600 tons/ano, em 2009, um dos mais elevados da África subsariana.

A nível do mercado interno de combustíveis os desafios que se põem, nos próximos anos, são o aumento da capacidade de refinação, do número de bombas de gasolina e estacões de serviço e da armazenagem secundária, todos insuficientes para o consumo. Modernizar e aumentar a Refinaria de Luanda e/ou construir a nova Refinaria do Lobito são a solução para a auto-suficiência do país em combustíveis, com a única diferença de que a primeira opção é muito mais económica do que a construção da nova refinaria – destinada à exportação – mesmo levando em conta a necessidade de se melhorar substancialmente a qualidade das nossa gasolina/gasoile, primeiro para as normas da SADC e depois para próximo das Americanas e Europeias.

O outro grande desafio diz respeito ao aumento dos preços de venda da gasolina/gasoile que são subsidiados e custam hoje mais de três mil milhões de dólares/ano ao Orçamento Geral do Estado (OGE) com tendência sempre a subir em paralelo com os preços do petróleo e o aumento do consumo. Angola tem vendido estes últimos anos os dois combustíveis mais consumidos a preços inferiores ao do petróleo bruto, apesar de estar a importar uma grande parte a preços superiores. Notas Finais

Em relação ao sector petrolífero em 2006 – ano em análise neste

relatório embora com vários complementos para se ter uma melhor perspectiva das actividades de petróleo e gás natural do país – foram tomadas algumas decisões importantes que terão impacto num futuro próximo. A adesão de Angola à OPEP – efectiva desde 2007 – o arranque no terreno do Projecto ANGOLA LNG, a decisão da SONANGOL partir sozinha para a construção da Refinaria do Lobito , cujo Projecto entro já em engenharia de detalhe e o inicio das actividades para se aumentar a zona


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económica exclusiva para as 300 milhas náuticas. Estas decisões justificam alguns comentários.

O ANGOLA LNG que terá o início com apenas um trem de 5 milhões de toneladas/ano em 2012 é um dos projectos em curso mais importantes no sector petrolífero porque constitui a única forma de rentabilizar o gás associado à produção de petróleo. Desenvolvido pela SONANGOL (22,8%) e a CHEVRON (36,4%), como líderes, tem associados a TOTAL, BP e a ENI, cada com 13,6%. A ENI adquiriu da SONANGOL a antiga participação da EXXON que à última da hora declinou participar no projecto. A empresa americana BECTHEL é o construtor principal do ANGOLA LNG que usará tecnologia da CONOCO PHILLIPS conhecida pelo nome de “processo cascata” e o investimento global rondará os US$ 10 mil milhões se englobarmos os 7 navios especiais (US$2 mil milhões) e a rede de pipelines necessária para levar o gás dos diferentes blocos para o SOYO (US$1,5 mil milhões).

Em Fevereiro de 2007, a SONANGOL anunciou que continuaria sozinha com o Projecto da nova Refinaria do Lobito porque não tinha sido possível chegar a acordo com a SINOPEC, seu parceiro no projecto, para construir uma refinaria de elevada complexidade/flexibilidade de forma a poder produzir o máximo possível de gasolina, gasoile e jet dentro das especificações Americanas e Europeias e de acordo com o mercado. Tratando-se duma refinaria destinada principalmente à exportação com 200.000 b/d de capacidade de processamento – cerca de 4 vezes mais do que a de Luanda – as características definidas pela SONANGOL, com apoio de consultores, são o elemento principal para a rentabilidade do projecto mesmo sendo o tipo de refinaria que maiores investimentos requer. De qualquer forma a SONANGOL tem a porta aberta para as companhias de petróleo que futuramente se queiram associar ao projecto.

A extensão da Zona Económica Exclusiva para as 300 milhas marítimas – o limite actual é de 200 milhas – possível agora ao abrigo da Convenção dos Direitos do Mar das Nações Unidas (UNCLOS) se o país submeter a necessária avaliação feita por entidades especializadas, tem um interesse especial, entre outros, devido ao potencial petrolífero das nossas águas ultra profundas e por isso Angola está a trabalhar no dossier a cumprir perante a UNCLOS.

Estar na OPEP e ser o membro que mais incrementou a sua produção em 2007/2008 faz Angola assumir algumas responsabilidades e uma delas é ter de manter um bom rácio Reservas/Produção se possível melhor que o nosso de cerca de 20 anos. É verdade que o país tem ainda uma vasta área com potencial petrolífero para ser pesquisado mas o mais importante para Angola é manter os cerca 2 Mb/d de produção que alcançará em 2011 pelo maior espaço de tempo possível mesmo que venha a manter uma taxa de descobertas elevada no futuro.


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Em Angola – dentro do sector petrolífero – e no estrangeiro muitos especialistas pensam que não vai ser fácil manter por muito tempo o nível de 2 Mb/d de produção, não o aumentando, se as taxas de descoberta se mantiverem altas porque o articulado do Contrato Angolano de Partilha de Produção está estruturado para o rápido desenvolvimento dos campos de petróleo encontrados. Sendo o contrato o resultado de negociações entre a SONANGOL e as companhias petrolíferas muitos observadores pensam que pode ser encontrada uma solução negociada favorável para ambas as partes envolvidas se houver vontade politica.

Capítulo 4

REFINAÇÃO E MERCADO INTERNO

RELATÓRIO ENERGIA EM ANGOLA 2010 CEIC/UCAN

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Introdução

Não obstante todas as actividades de midstream e downstream estarem abertas a participação do sector privado desde 2000, nos termos do Decreto nº 37/00, com excepção da actividade de refinação que só deixou de ser uma actividade restrita ao Estado em 2009 com o Decreto nº 36/09, poucos

“Mais de metade do consumo interno de derivado foi de gasóleo, em 2009. Este significativo peso do gasóleo já vem dos anos anteriores e reflete a importância dos automóveis a gasóleo no sistema de transportes do país, e da crescente utilização, por parte das empresas e particulares, de motores a diesel para autogeração de electricidade”

Emílio LONDA

RELATÓRIO ENERGIA EM ANGOLA/2010 CEIC/UCAN

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agentes privados têm participado nestas fazes da cadeia de valor do sector petrolífero. Angola-Participantes na Cadeia de Valor.

Como vemos na figura acima, nos segmentos de aprovisionamento e de refinação temos a participação da Associação do Bloco 0 (Topping plant), enquanto no segmento de distribuição e marketing a Sonangalp, a Pumangol e os outros agentes privados controlam apenas uma pequena parcela do mercado. Como consequência, a maior parte das transacções da cadeia de valor acontece dentro do grupo Sonangol que funciona num regime de quase monopólio. Refinação

A Refinaria de Luanda é a maior unidade de refinação de Angola6. É detida em 97%7 pela Sonangol Refinaria, empresa do grupo Sonangol E.P pertencendo os restantes 3% a pequenos accionistas. Esta unidade de refinação está equipada com tecnologia Hydroskimming8 e tem capacidade nominal de processar 65 000 barris de petróleo por dia (b/d) 9.

6 A Refinaria de Luanda foi construída em 1956 pela companhia belga Fina, tendo sido inaugurada em 1958, então com capacidade para tratar 2 000 barris de petróleo por dia (bppd). 7 Esta percentagem resultou da soma dos 36% que já pertenciam a Sonangol e dos 61% comprados a petrolífera francesa Total, em Maio de 2007. 8 Uma refinaria hydroskimming é caracterizada por estar equipada com um processo de destilação atmosférica, reforma de naptha e um necessário uso de processos de tratamento. É mais complexa que uma topping Plant que simplesmente separa o petróleo bruto nos seus constituintes por destilação, produzindo naptha, mas não gasolina. 9 Está programado para os próximos anos o aumento da capacidade da Refinaria de Luanda para 100 000 barris por dia e a

construção de uma refinaria em Lobito (província de Benguela) com a capacidade de processar 240 000 barris por dia. Esta refinaria que será construída sob projecto e direcção da empresa americana Kellogg Brown & Root (KBR) está orçada em 6,4 mil milhões de dólares.


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A Sonangol Logística, empresa totalmente detida pela Sonangol E.P., é a que procede ao aprovisionamento da Refinaria de Luanda.

Em Malongo10 existe uma pequena unidade de refinação simples (uma Topping Plant) pertencente a Associaçãoo do Bloco 0 (Associação de Cabinda) e operada pela Cabinda Gulf Oil Company (subsidiária da Chevron), com a capacidade nominal de processar 12 000 b/d. Esta unidade, cujos principais produtos são o gasóleo e o Jet Fuel, foi concebida para satisfazer as necessidades operacionais do Bloco 0 sendo o excedente “entregue” à Sonangol Distribuidora para a comercialização na província de Cabinda. O petróleo bruto processado nesta unidade provem do bloco 0.

Na mesma província, dentro da base de operações do Malongo, existe um pequeno aproveitamento de gás associado que provém da produção de petroleo, usado para produzir GPL, numa média de 150 barris por dia para o mercado local.

Em 2005 entrou em produção uma unidade FPSO – floating, production, storage and off-loading vessel –, o SANHA, que produz condensados e separa o butano e o propano do gas, possibilitando assim ao país satisfazer grande parte da procura de LPG. Embora estando enquadrada no upstream, o Sanha tem possibilitado satisfazer grande parte do consumo de LPG. O SANHA é igualmente operado pela Cabinda Gulf Oil Company e está localizado nas águas rasas de Cabinda (Bloco 0).

Em 2009 a Refinaria de Luanda processou, em média, 37.172 b/d, o que corresponde a um ligeiro aumento de 0,6% relativamente ao ano anterior, e a manutenção de uma taxa de utilização de 57%.

O petróleo bruto processado nesta unidade de refinação provém da actividade petrolífera interna. Em 2009, 90% do petróleo bruto processado proveio do campo Palanca (correspondendo a um aumento de dois pontos percentuais relativamente a 2008), e 5% do campo Canuku, ambos situados no Bloco 3, pertencente totalmente à Sonangol. O restante proveio do campo Kuito, situado no Bloco 14, operado pela Chevron (31% do bloco), tendo a Sonangol uma participação de 20% do bloco11.

A Refinaria de Luanda produziu, em média diária, 35 485 barris de produtos por dia, que, dado o volume processado corresponde a um ganho do processo de refinação de -4,5%, e um descrescimento de 0,4% relativamente ao ano anterior. Mais de 63% deste total correspondeu a produção de combustiveis médios e pesados (gasóleo, fuel oil e asfalto), devido ao estado de degradação da refinaria, bem como da tecnologia de que é equipada12.

10 Malongo é uma base de apoio logístico às actividades dos Blocos 0 e 14 (Ver, Anexo 3) que se situa na província de Cabinda. 11 A Galp Energia participa neste bloco com 9%, enquanto a ENI e a Total detêm, cada, 20%. 12

Devido a necessidade de manutenção da refinaria de Luanda, efectuou-se, no mês de Maio de 2010, um shot down geral.


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Fonte: MinPet, 2010.

Segundo o Relatório do Ministério dos Petróleos, a queda significativa

na produção de gasolina entre 2008 e 2009 deveu-se a problemas na unidade de produção de gasolina, Platforming.

Assim, o Mix de produção está cada vez mais em desacordo com o mix de consumo que é caracterizado por um predomínio do gasóleo e da gasolina, e pela inexistência de consumo de fuel oil e nafta. Esse desajustamento traduz-se em significativas perdas comerciais, dado que os produtos exportados têm um inferior valor de mercado comparativamente aos importados. Esta situação que tende a prolongar-se no tempo, encontrará no arranque da Refinaria de Lobito e/ou no aumento e modernização da Refinaria de Luanda uma grande oportunidade de superação.


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Fonte: MinPet, 2010

Considerando o preço médio de exporação do petróleo angolano (à

luz do conceito de custo de oportunidade), cada barril processado na refinaria de Luanda custou 60,62 dólares. Considerando custos de O&M de 12% e uma magem de lucro de 5%, sabe-se que, à saída da refinaria cada barril foi vendido a 71,29 dólares.

Devido a simplicidade da sua tecnología a Topping Plant de cabinda produz, em média, 2.000 b/d de derivados, sendo que, o resíduo é exportado como petróleo bruto. Logística e Distribuição

Constituem actividades de logística aquelas que garantem o aprovisionamento de petróleo bruto à refinaria, o armazenamento de petróleo e derivados e o transporte primário até à entrega à distribuidora. Por sua vez, a distribuidora garante o transporte até aos postos de venda onde efectua a venda directa aos consumidores finais, ou entrega a terceiros que efectuam a venda aos consumidores finais.

Em conjunto com o segmento da distribuição, a logística tem uma capacidade de armazenagem ligeiramente acima de 600 mil m3, sendo que, 47% desta capacidade é terrestre e a restante flutuante. Desta capacidade,


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337 196 m3 estão alocados à Refinaria de Luanda para o armazenamento de petróleo bruto e derivados.

O sector está a implementar o Plano Diector de Armazenagem (PDA) que visa ampliar a capacidade de armazenagem em terra de combustíveis e lubrificantes para fazer face à procura corrente e à necessidade de constituição de reservas estratégicas. No entanto, a taxa de execução dos 65. 750 m3 de capacidade adicional planeados para 2009, foi apenas de 38%. Dentro deste programa tem particular importância a construção do Parque dos Mulenvos orçado em mais de 54,3 milhões de dólares e o Novo Parque de Armazenamento de Lubango, orçado em 68,7 milhões de dólares.

No final do processo o incremento na eficiência vai depender dos novos rácios de rotação das existências e os meios de abastecimento dos tanques de armazenagem.

Considerando uma margem sobre o custo de aquisição do segmento de logística de 30% e para o segmento de distribuição de 10% do custo de aquisição à refinaria, e considerando ainda a margem de comercialização definida para cada derivado (25% para o GPL, 12,5% para a gasolina e 15% para o gasóleo), o preço final do barril de cada derivado produzido na Refinaria de Luanda é dada pelo gráfico abaixo.

Fonte: Cálculos do CEIC.

Exportações

As exportações de derivados de petróleo em 2009 ascenderam a 8.7

milhões de barris. Entre os principais produtos exportados encontramos o fuel-oil, a Nafta, o Butano e o Propano que, juntos, representaram 97% das exportações de derivados. O volume de exportações caíu 4%


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comparativamente ao ano anterior devido, essencialmente, ao aumento do consumo interno de derivados (11,8%) e à diminuição da produção da Refinaria de Luanda (-0,4%).


Depois de, em 2008, o GPL, produzido no SANHA, ter aumentado de

importância nas exportações verificou-se em 2009 um recuperar da importância do fuel oil.

O fuel-oil continua a ser o principal derivado de exportação devido ao facto da Refinaria de Luanda apresentar baixa capacidade tecnológica para a obtenção de derivados mais leves a partir deste. Por outro lado, a inexistência de indústrias pesadas no país, faz com que este combustível não seja consumido internamente. O seu baixo valor comercial representa elevadas perdas de oportunidade para a economia angolana.

Os principais destinos de exportação de fuel-oil têm sido os EUA (82% em 2009), a China e a Holanda (9% para cada). Os demais derivados têm tido como destino a Coreia, o Equador, o Japão, o Brasil, a Suécia e Portugal.

Importações

O consumo doméstico de derivados, em 2009, ascendeu a cerca de 73. 545 b/d, mais 11% do valor registado em 2008. Dada a limitação existente na capacidade de produção de produtos leves pelas unidades de refinação do país, a procura de gasolina, de gasóleo e jet-A1 tem sido satisfeita pela via das importações.


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A estrutura das importações tem sofrido uma significativa alteração.

Como se vê no gráfico acima, a importância da gasolina e do Jet-A1 nas importações tem aumentado em contrapartida da diminuição da importância do gasóleo. O aumento da importação de gasolina deve-se a diminuição da produção de gasolina verificada na refinaria de Luanda e da constituição de stocks de Jet-A1.

O principal país de origem da gasolina importada de Angola foi a Tunísia (27%), Holanda (20%), Costa de Marfin (16%) e França (10%). No caso do gasóleo importou-se da India (52%), Togo (21%), EUA (14%) e Nigéria (3%). O Jet A1 foi importado da Costa de Marfin (43%), Libéria (29%), Holanda (18%) e Benin (10%). Comercialização

Como referido atrás, o consumo doméstico de derivados, em 2009, ascendeu a cerca de 73 545 b/d, o que representou um aumento de 11% do valor registado em 2008.

Mais de metade do consumo interno, em 2009, de derivado foi de gasóleo. Este significativo peso do gasóleo já vem dos anos anteriores e reflete a importância dos automóveis a gasóleo no sistema de transportes do país, da crescente utilização, por parte das empresas e particulares, de motores a diesel para autogeração de electricidade.


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Com o objectivo de incrementar a capacidade de venda de produtos

petrolíferos está a ser implementado um Plano de Desenvolvimento da Rede de Distribuição (PDR) que consiste na construção de mais de 700 postos de abastecimento em cinco anos, e a reabilitação de outros. Contribuirão para esta expansão a Sonangol, a Sonangalp, a Pumangol e outras empresas que queiram emtrar no sector.

Em 2009, a taxa de execução da construção dos 51 postos planificados foi de 24%. Antes disso, em 2008, foram construídos 15 novos postos de abastecimento. Depois de serem reabilitados 8 postos em 2008, dos postos planificados para reabilitar em 2009, apenas foi executado 1.

Esses derivados foram vendidos ao consumidor final a um preço regulado, fixo e uniforme para todo o território. Os preços em Kwanzas apresentados na tabela abaixo vigoravam desde 2005 e a sua conversão a dólares americanos corresponde a taxa de câmbio média de 2009 (79.29 Akz = 1 Usd).

Preço interno de derivados sujeitos à regulação (litro)

Kwanzas Dólares Gasolina 40.00 0.50 Gasóleo 29.00 0.36

GPL 37.00 0.46 Petróleo 26.00 0.32 Fuel leve 21.00 0.26

Fuel pesado 14.50 0.18 Asfalto 13.50 0.17


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Dada a diferença entre o preço regulado e o preço final, resultante da consideração das margens de refinação, logística, distribuição e comercialização bem como dos custos de O&M da refinação, o Governo concede às Sonangol um volume, já significativo, de subsídios.

Fonte: Cálculos do CEIC.

Em 2008, os subsídios aos derivados atingiu um valor histórico de

cerca de 2,7 mil milhões de dólares13. Tal como o gráfico acima ilustra, o valor dos subsídios concedidos desde 2004 ascenderam os 8,6 mil milhões de dólares. A tomada de consciênciado do custo de oportunidade dos subsídios, dos custos de eficiência que implicam ao sistema e dos seus efeitos adversos sobre a distribuição de rendimentos levou o Executivo a aprovar a Resolução 105/2009, de 19 de Novembro, referente a estratégia de liberalização do sector dos combustíveis. Na sequência, no dia 30 de Agosto de 2010 foi anunciado o aumento do preço “ao consumidor” da gasolina de 40 para 60 Kwanzas/litro (incremento de 50%) e o do gasóleo de 29 para 40 Kwanzas (incremento de 33%). A liberalização do sector

Na história do sector petrolífero angolano as actividades de downstream sempre foram significativamente intervencionadas pelo Estado, mesmo quando não havia uma justificação económica. Esta intervenção que consiste no controlo do preço de venda ao consumidor final, no controlo das margem a praticar e em restrições à entrada de potenciais agentes, tem

13

Os subsídios estimados não incluem a parte correspondente aos custos com impostos, ou seja, na verdade, os subsídios

pagos pelo Governo à Sonangol Distribuidora para compensar as vendas a desconto que realiza são maiores que os aqui

apresentados.


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causado ineficiências na oferta, irracionalidade no consumo e um crescente custo de oportunidade para as finanças públicas. Assim, está em curso um processo de liberalização do sector, cujo “conceito” ainda não está muito claro.

Questiona-se se a liberalização será ao nível de acesso às actividades da cadeia de valor. No entanto, como referido atrás, quase todas as actividades da cadeia de valor estão abertas à participação do sector privado desde o ano de 2000. É neste contexto que vemos empresas como a Pumangol a exercer a sua actividade, ou ainda, se divulga a entrada de uma empresa privada no sector da refinação que vai construir a sua fábrica no Soyo.

Questiona-se se a liberalização será no sentido de liberalização do preço ao consumidor final. No entanto, segundo a entrevista que o Ministro dos Petróleos concedeu a revista Economia e Mercados em Setembro deste ano, no quadro da “liberalização”, será fixado um preço máximo de venda ao consumidor final a ser pratico em todo território nacional, sendo que, as empresas passaram a ter a liberdade de vender os derivados a um preço inferior (para o referido Ministro, desta forma estará garantida a concorrencia entre as empresas). No entanto, a concorrencia por preços pode ser questionada sempre que estes estiverem muito próximo aos custos médios ou existirem possibilidades de conluio entre as empresas, ou ainda, no caso de existirem economias de escala. Em qualquer um destas situações, o modelo do preço máximo funcionará igual ao modelo do preço fixo.

A liberalização vai abrangir as margens? Se sim, estas terão um limite máximo ou serão determinados pela concorrência? Tendo um limite máximo, serão determinadas por uma entidade reguladora? Que critérios vão orientar as decisões da entidade reguladora em termos dos preços e das margens? Qual será o grau de independência da entidade reguladora? Estas e outras questões devem ser respondidas a fim de uma participação mais produtiva da sociedade na definição de um modelo institucional para o sector.

Relativamente ao modelo que está a ser adoptado para eliminar os subsídios, levantam-se questões ligadas a sua sustentabilidade, visto que a simples alteração do preço fixado não evita que elevados subsídios ressurjam à medida que o preço do barril no mercado internacional aumenta, a existênciaa ou não de instrumentos que farão chegar os excedentes dos subsídios aos grupos mais fragilizados, bem como os mecanismos de discriminação que permitirão evitar desvios de subsídios que serão mantidos para sector agrícola, pesqueiro e dos transportes, tal como proposto por várias instituições, incluindo o Ministério dos Petróleos.

Por fim, importa lembrar que, tanto o facto da margem comercial aplicada ao gasóleo ser maior que a aplicada à gasolina, como o facto do preço do gasóleo ser significativamente inferior ao da gosolina (diferentemente do que acontece na maior parte dos países) causa distorções


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indesejáveis na disponibilidade e consumo destes dois produtos, de certa forma, substituíveis. Resumo

A maior unidade de refinação do país continuou a dar provas de ineficiência, em 2009, ao reduzir o peso dos produtos leves no total da sua produção, não obstante o aumento do peso de imputs proveniente de ramas mais leves. Esta incapacidade de abastecer o mercado interno obrigou a importação de mais de metade do consumo interno de derivados.

A manutenção do actual modelo de regulação do sector continua a determinar uma distribuição ineficiênte dos derivados, bem como, a afectação de elevadas somas monetárias em forma de subsídios a preços.

É necessário que se acelere o processo de construção das novas unidades de refinação e que se reforme, através de um processo inclusivo, o actual modelo de fixação de margens e preço de venda ao consumidor fina


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Capítulo 5

PETRÓLEO E GÁS EM ÁFRICA

“A capacidade de refinação em África aumentou de cerca de dois milhões de barris/dia, em 1980, para cerca de 3,3 milhões de barris/dia, em 2005; porém, a contribuição da refinação africana no mundo está ainda abaixo dos 4%”

Gurcan GULEN


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Introdução

A procura mundial de hidrocarbonetos continua a crescer a um ritmo saudável, incentivada sobretudo pelo rápido crescimento das economias emergentes lideradas pela China e pela Índia. Apesar de se verificar uma variabilidade significativa de um ano para outro, o crescimento da oferta, entre 1997 e 2007, foi mais rápido para o gás natural (3-4%) do que para o petróleo (1-2%).

No entanto, apesar de tecnicamente existirem condições para uma maior oferta, existem muitos factores que a restringe. A crescente concentração das principais reservas comprovadas de petróleo bruto no Médio Oriente e das reservas comprovadas de gás natural na Rússia e no Médio Oriente, continua a suscitar preocupações em muitos países importadores que querem assegurar as futuras provisões destas fontes de energia tanto quanto possível. Em muitos países pertencentes a estas duas regiões, a participação privada nas actividades de prospecção e desenvolvimento de recursos de hidrocarbonetos – Upstream – é limitada, em resultado de mecanismos fiscais que restringem os retornos para os investidores em níveis não aceitáveis pelos mercados internacionais de capitais. Em outros países, particularmente no Médio Oriente, a participação do sector privado, simplesmente, não é permitida. A recente tendência de “nacionalização” no sector, inspirada pelo Presidente Venezuelano Hugo Chavez, está a restringir, igualmente, as oportunidades das companhias internacionais na América Latina.

Na América do Norte (nos Estados Unidos, em particular) e na Europa, a indústria de hidrocarbonetos está amadurecida. Na maioria dos casos, os campos petrolíferos de maior dimensão foram descobertos há muito tempo. Portanto, estas regiões são menos atraentes para grandes investimentos. Além disso, em muitos países, os regulamentos ou preocupações ambientais restringem as áreas onde se pode desenvolver a prospecção. Por exemplo, o Congresso dos E. U. A. tem tido moratórias desde a década 80 que impedem as companhias petrolíferas e de gás de realizar actividades de prospecção e desenvolvimento no offshore do Atlântico, Pacífico e na região costeira oriental do Golfo do México. Existem também restrições nas Montanhas Rochosas e no Alasca.

Por motivos idênticos, é difícil desenvolver projectos em muitas áreas sensíveis do planeta, tais como, nas florestas da Amazónia na América Latina e nas áreas costeiras onde é desenvolvida actividade pesqueira,


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devido aos regulamentos nacionais ou internacionais e à oposição local ou internacional oferecida pelas comunidades e pelas organizações não-governamentais. A oposição baseia-se numa mistura de preocupações relativas aos impactos ambiental, social, cultural e económico dos projectos. Os processos mais modernos de desenvolvimento de projectos podem minimizar o impacto ambiental, mas a gestão das relações com as comunidades e a garantia de benefícios económicos para as populações continuam a ser um desafio14.

Num ambiente em que aumenta a procura e diminuem as oportunidades de investimento, África emergiu como um território atraente para investimentos na pesquisa e produção. Os membros Africanos da OPEP, tais como Argélia, Líbia e Nigéria, são bem conhecidos pelo seu potencial de hidrocarbonetos, porém, têm sido constrangidos por diversos factores. Por exemplo, os investimentos na Líbia eram limitados pelas sanções que incidiram sobre este país durante vários anos, enquanto que a Nigéria permaneceu muito longe dos mercados mundiais relativamente aos investimentos em gás natural. Ultimamente, esta situação tem estado a mudar em resultado do levantamento das sanções contra a Líbia, de uma crescente procura mundial de GNL e do desejo da Nigéria de reduzir a queima de gás associado. O resultado tem sido a atracção de elevados e importantes investimentos na pesquisa e produção, e na capacidade de liquefacção de gás.

Talvez, de uma maneira mais marcante, desde os meados de 90, outros países africanos atraíram também investimentos consideráveis. Entre os produtores mais novos figuram a Guiné Equatorial, Chade, São Tomé e Príncipe e Sudão. A seguir à Nigéria, a Guiné Equatorial, em 2007, e Angola, em 2012, vão tornar-se exportadores de gás natural liquefacto (GNL).

Actualmente, África representa 15 porcento das exportações de petróleo e mais de 35 porcento das exportações de gás natural (sobretudo GNL) no mundo. Não obstante estes desenvolvimentos recentes, o petróleo e gás de África continua, na sua maior parte, insuficientemente explorada, mesmo quando consideramos apenas produtores reconhecidos, tais como, Argélia, Líbia, Nigéria e Angola.

14

A oposição local aos grandes projectos de infra-estruturas não está limitada à indústria de petróleo e gás a montante. As estradas, minas, centrais eléctricas, oleodutos, refinarias e instalações semelhantes devem, todos, lidar com esta nova realidade.


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Por exemplo, apenas um punhado de poços de prospecção foi perfurado na faixa marítima argelina. A maior parte dos campos de gás não-associado na Nigéria estão por ser desenvolvidos15. Os recursos do Chade continuaram inacessíveis até à conclusão do oleoduto Chade – Camarões em 2004. O Mali, o Níger e a República Centro Africana não foram suficientemente prospectados para avaliar o seu potencial de recursos. Estes países estão estagnados e os seus mercados internos são muito pequenos. Todavia, companhias mais pequenas estão a assumir os riscos de pesquisar os hidrocarbonetos nesses países. Qualquer descoberta significativa poderá encorajar estes países e os investidores a acompanhar de muito perto as vias de escoamento, tais como, o oleoduto Chade – Camarões e o Gasoduto Transariano.

À medida que os países melhorarem os seus ambientes de investimento, através de melhor governação e de melhores instituições, os investimentos surgirão. Em especial, os regimes fiscais a montante têm que estar em concordância com as expectativas de abundância de recursos e com a fase de desenvolvimento destes recursos. Por exemplo, não é razoável que países com pouca história de pesquisa e desenvolvimento e dados geológicos escassos, demandem taxas de retorno tão altas quanto as demandadas pelos países detentores de um historial reconhecido como a Nigéria, Angola e Argélia. A abordagem mais aceitável seria ajustar gradualmente os termos fiscais, à medida que se demonstra o potencial de produção.

A indústria de petróleo e gás no continente continua virada para a exportação, pois, os mercados locais são ainda pequenos e, sobretudo, distorcidos pelos subsídios que conduzem à adulteração e à venda de produtos petrolíferos no mercado negro. Na maioria dos países, as redes internas de oleodutos, produtos de petróleo e gasodutos são mínimas, as instalações de refinação e distribuição são obsoletas e funcionam deficientemente. Por consequência, os países ricos em recursos não conseguem gerar e captar todo o valor inerente aos seus recursos

15

As estimativas variam significativamente, mas diz-se que a Nigéria dispõe de 180 triliões de pés cúbicos (Tcf) de reservas de gás natural.

Figure 1 - Share of Africa in Global Oil

0%

3%

6%

9%

12%

15%

Source: EIA and BP

Reserves Production

Consumption Exports

Refining capacity Refinery throughput


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petrolíferos, bem como o potencial enquanto fonte de crescimento económico.

As infra-estruturas de gás natural são as mais limitadas. Não existem, em muitos países, redes de distribuição de gás natural, o que limita o acesso da maioria dos consumidores de gás. Por falta da necessidade de aquecimento residencial na maioria dos países de África Subsariana, o desenvolvimento de redes extensivas de distribuição apresenta-se desnecessária, mas o gás pode ser utilizado para a produção de electricidade, empreendimentos industriais e objectivos comerciais, se for instalado um sistema devidamente dimensionado de condutas. O Gasoduto da África do Oeste (WAGP) e os desenvolvimentos na Nigéria são bons exemplos. Contudo, o Gana, o Benin e o Togo deverão iniciar a construção de centrais eléctricas e redes de condutas a fim de maximizar o seu benefício do gás da WAGP.

Por outro lado, a combinação de produtos refinados de baixa qualidade e frotas de veículos obsoletas, conduzem a altas emissões de poluição, tornando o ambiente urbano uma ameaça a saúde pública.

As secções seguintes contêm dados respeitantes às cadeias de valor do petróleo e gás natural. Os dados indicam, similarmente, a crescente importância de África como fornecedor de hidrocarbonetos e a relativa insignificância dos mercados e indústrias internos.

O Petróleo bruto

Africa desempenha um importante papel no mercado petrolífero global. O continente representa nove porcento das reservas, 12 porcento da produção e 15 porcento das exportações. Em contraste, os países africanos consomem um pouco acima de três porcento do petróleo mundial. Comparativamente à sua produção de petróleo, o continente possui uma capacidade de refinação relativamente pequena, representando apenas cerca de quatro porcento da capacidade de refinação total do mundo. Os débitos das refinarias são ainda muito inferiores, tornando a utilização das refinarias africanas uma das mais baixas do mundo, porque elas operam um pouco acima de 70 porcento, enquanto a média mundial está acima de 86 porcento. As ineficiências operacionais e as incompatibilidades entre a lista de produtos das refinarias e a procura nos mercados que servem constituem as principais razões da baixa utilização de capacidade.

Uma das principais causas do desequilíbrio entre a capacidade de produção do continente e sua baixa capacidade de refinação é o baixo nível de desenvolvimento económico e de industrialização em África. A procura


67

de produtos petrolíferos é mais baixa do que na maioria das outras regiões do mundo, pois o continente consome apenas cerca de 3,4% do petróleo mundial (Figura 1). Metade do consumo ocorre apenas em três países, nomeadamente, Argélia, Egipto e África do Sul. A falta de políticas de preço sensíveis ao mercado, os subsídios e as ineficiências nas refinarias estatais são outras razões de falta de investimento no sector a jusante (Downstream). O contrabando, devido aos preços subsidiados, a adulteração e a comercialização no mercado negro constituem problemas comuns em todo o continente. Por consequência, até os grandes produtores como a Nigéria, podem tornar-se dependentes das importações de produtos petrolíferos pelo menos temporariamente.

A parte da África nas reservas petrolíferas mundiais era de cerca de nove porcento em 1980 e mantem-se com base nas estimativas de reservas comprovadas de Janeiro de 2007. (vide capítulo 2 sobre Tendências dos Mercados Energéticos Mundiais). Todavia, esta comparação oculta a queda para seis porcento no princípio dos anos 90 e a importância da recente expansão de investimentos no continente. Entre Janeiro de 2003 e Janeiro de 2007, as estimativas das reservas comprovadas aumentaram de menos de 80 mil milhões de barris para mais de 110 mil milhões de barris (Figura 2). A maior parte deste aumento foi realizada na Nigéria e Líbia que, em conjunto, representam 68 porcento das reservas do continente. Angola e Argélia, os dois maiores detentores de reservas de petróleo bruto seguintes representam, respectivamente, 11 porcento e 7 porcento, respectivamente.

Embora as suas reservas sejam insignificantes no presente momento, a Guiné Equatorial, o Chade e o Sudão conheceram descobertas significativas nos últimos anos e oferecem possibilidades de descobertas posteriores. Em particular, a estimativa de reservas do Sudão decuplicou para cinco mil milhões de barris de Janeiro de 2006 a Janeiro de 2007. No entanto, o Sudão continua a ser politicamente controverso. As sanções internacionais, como reação às atrocidades de Darfur podem travar o desenvolvimento acelerado do sector petrolífero do país. Em contrapartida, o levantamento das sanções contra a Líbia renovou o interesse dos investidores neste país rico em hidrocarbonetos. O fim da guerra civil em Angola e a descoberta de grandes campos na Guiné Equatorial aumentaram a atracção destes países para investimentos na pesquisa e produção.


68

A crescente importância do petróleo africano no mundo tornou-se mais evidente nos recentes aumentos de produção de petróleo de vários países do continente (Figura 3). Ao longo dos anos 90, África representava cerca de 10 porcento da produção mundial. Recentemente, esta contribuição tem estado a aumentar e ultrapassou 12 porcento em 2005. Além da Nigéria, da Argélia e da Líbia (os três maiores produtores), Angola, Sudão, Guiné Equatorial e Chade aumentaram as suas contribuições. Entre 2000 e 2005, Africa aumentou as suas exportações em cerca de dois milhões de barris/dia (ou seja, 25 porcento), um aumento em que Angola contribuiu com cerca de 500.000 b/d. Angola representa cerca de 13 porcento da produção Africana.

Devido à instabilidade no Delta do Níger, parte da produção da Nigéria foi interrompida em 2006 e esta situação persiste em 2007. As estatísticas reveladas na Figura 3 dão conta de um declínio de 120.000 b/d na produção média de 2005 a 2006. No princípio de 2007, as publicações da indústria relataram que até uma produção de 300.000 b/d podia ser encerrada. Em 2006, Angola e Líbia conseguiram mais do que compensar a produção reduzida da Nigéria, aumentando a sua produção em cerca de 250.000 b/d. Juntamente com Angola e Líbia, outros países continuarão a aumentar a sua produção e, assim, a cobrir qualquer queda de produção da Nigéria durante os próximos anos.

Apesar dos problemas do Delta do Níger estarem a levantar preocupações quanto à capacidade do maior exportador de aumentar a sua capacidade de produção, a África do Oeste emergiu claramente como um grande fornecedor de petróleo e GNL ao mundo. A quota da região passou, de cerca de sete porcento em 2007, para nove porcento em 2006. Não obstante as suas flutuações no passado, o recente parece ser possivelmente sustentado por se basear em vários países e não na Nigéria sozinha. À

Figure 2 - Oil Reserves in Africa

(billion barrels)

0

20

40

60

80

100

120

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

Source: EIA based on Oil & Gas Journal

Libya Nigeria Algeria

Angola Other

Other includes: Sudan, Egypt,

Gabon, Congo (Brazzaville),

Chad, Equatorial Guinea,

Cameroon, Tunisia, Congo

(Kinshasa), Cote D'Ivoire,

Mauritania, Ghana, South

Africa, Benin, Morocco and

Ethiopia.


69

Nigéria juntou-se a Guiné Equatorial em 2007 nas exportações de GNL. As exportações do GNL da Nigéria representam quase nove porcento do comércio mundial de GNL.

A implementação de tecnologias avançadas e de projectos de produção criativa em águas profundas do Golfo da Guiné e mais a sul em Angola responde, em grande medida, pela emergência da região como um grande fornecedor de hidrocarbonetos ao mundo. Estas descobertas de hidrocarbonetos na faixa marítima motivam as companhias petrolíferas a investirem mais. São Tomé e Príncipe já beneficiou deste aumento de interesse. O antigo membro da OPEP, Gabão, iniciou um processo de revisão dos seus sistemas fiscais para tirar partido desta onda de investimentos na região. A recém-anunciada descoberta de petróleo na plataforma continental do Gana provocou agitação no país. As potencialidades da plataforma continental em redor de África são grandes cobrindo uma larga gama de países, da Tanzânia e de Moçambique na costa oriental à Mauritânia, a Marrocos e à Namíbia na costa ocidental. É certo que nem todas estas

Figure 3 - Oil production (1,000 b/d)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

1965

1969

1973

1977

1981

1985

1989

1993

1997

2001

2005

Source: BP Statitical Review of World Energy 2007

Nigeria Algeria Libya

Angola Egypt Other

Other includes: Sudan,

Equatorial Guinea, Congo

(Brazzaville), Gabon, Chad,

Tunisia, Cameroon and

several other small


70

situações se traduzirão em projectos bastante grandes, contudo, a importância da região para os fornecimentos mundiais de hidrocarbonetos foi confirmada quando os Estados Unidos criaram o Comando para Africa (AFRICOM), a fim de coordenar o apoio do Governo dos Estados Unidos em todo o continente, e começaram a ajudar os países da África do Oeste a prevenir actos potenciais de contrabando, pirataria e terrorismo, que podem influenciar as exportações da região.

A capacidade de refinação em Africa aumentou de cerca de dois milhões de b/d em 1980 para cerca de 3,3 milhões de b/d em 2005; porém a contribuição da refinação africana no mundo está ainda abaixo de quatro porcento. Surgiu uma soberba oportunidade nos anos 90, quando os Estados Unidos e a Europa reduziram o seu excesso de capacidade construída na euforia dos anos 70 e o colapso da União Soviética retirou vários milhões de barris/dia de capacidade do mercado. A Ásia, a China em particular, e o Médio Oriente programaram as expansões das suas refinarias para os finais dos anos 90 e os princípios de 2000, por isso, em 2005 estas duas regiões tinham o dobro da capacidade de refinação que tinham nos anos 80 (Tabela 1). Na maioria dos casos, estas refinarias têm a capacidade de tratar ramas mais pesadas e mais ácidas e, assim, desfrutam de altas margens de lucro.

Por outro lado, a África alberga 46 refinarias das cerca de 700 no mundo sendo maioritariamente unidades de destilação (Tabela 2). Grande parte desta capacidade está localizada nos países produtores do Norte de África e na África do Sul. Excepto a Nigéria, nenhum outro grande produtor no resto do continente investiu tanto na capacidade de refinação. As refinarias africanas figuram entre as menos eficientes do mundo, porque a utilização da capacidade existente baixou para menos de 70 porcento nos anos recentes, numa altura em que a média mundial era de cerca de 86 porcento. As refinarias são administradas por companhias estatais ineficientes, para além disso, são velhas e carecem de manutenção. O baixo preço de venda dos produtos não proporciona incentivos para aumentar a

Tabela 1 – Capacidade de Refinação 1965-2004 (milhões de baris por dia)

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

North America 11.9 14.8 18.1 22.0 18.6 19.2 18.6 19.9 20.7 South & Central America 3.6 4.8 6.9 7.4 5.8 6.0 6.2 6.5 6.8

Europe 8.7 15.9 22.1 22.7 17.1 16.4 16.2 16.4 25.0

FSU 4.5 6.1 8.4 11.4 12.3 12.3 10.3 9.0 Middle East 1.7 2.5 3.1 3.8 4.3 5.0 5.7 6.4 7.2

Africa 0.6 0.7 1.2 2.0 2.4 2.7 2.8 3.0 3.3 China 0.2 0.6 1.2 1.8 2.2 2.9 4.0 5.4 6.6 India 0.2 0.4 0.6 0.6 0.9 1.1 1.1 2.2 2.6

Other Asia 3.2 5.6 9.0 10.0 9.5 9.4 12.1 13.8 13.6

Total Refining Capacity 34.5 51.3 70.7 81.6 73.1 74.8 76.9 82.0 85.7

Total Oil Consumption 31.3 46.1 55.0 61.8 59.0 66.3 69.3 75.8 82.5

Source: BP Statistical Review of World Energy 2007.


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eficiência ou proceder à manutenção adequada das instalações. Em muitos países mais pequenos, o desejo de possuírem as suas próprias refinarias limita a envergadura da produção resultante e, em consequência disso, estes países não chegam a obter os benefícios proporcionais às economias de escala. Ao mesmo tempo, os países Africanos, sobretudo aqueles que conheceram um grande afluxo de caixa nos últimos anos devido aos preços de petróleo, continuam a importar veículos antigos, grandes e pouco económicos no consumo de combustível que exercem uma pressão acrescida sobre as infra-estruturas de refinação e distribuição existentes.

Em geral, os exportadores africanos não têm seguido uma estratégia de construção de refinarias orientadas para a exportação, ao contrário disso, o petróleo tem sido exportado em bruto. Alguns países, como Singapura, constituíram-se em centros de refinação, mesmo sem ter reservas significativas ou produção de petróleo. Algumas empresas de grande dimensão, na Índia, tais como “Reliance Industries” estão a seguir uma política semelhante, construindo refinarias viradas apenas para as exportações, além das outras destinadas a servir os mercados internos. Os produtores da Africa do Norte parecem ter feito progresso na exportação de uma parte considerável da sua riqueza petrolífera em forma de produtos de

Tabela 2 – 2005 Capacidade de refinação de petróleo bruto em África (1.000 b/d)

Number of Refineries

Crude Oil Distillation

Catalytic Cracking

Thermal Cracking

Reforming

Egypt 9 726 0 0 62

South Africa 4 490 109 61 94

Algeria 4 450 0 0 89

Nigeria 4 439 83 0 70

Libya 5 380 0 0 20

Morocco 2 155 5 0 24

Sudan 3 122 0 0 2

Kenya 1 86 0 0 8

Cote d'Ivoire 1 65 0 0 13

Ghana 1 45 14 0 65

Cameroon 1 42 0 0 7

Angola 1 39 0 0 2

Tunisia 1 34 0 0 3

Senegal 1 27 0 0 2

Zambia 1 24 0 0 5

Congo (Brazzaville) 1 21 0 0 2

Gabon 1 17 0 7 1

Liberia 1 15 0 0 2

Madagascar 1 15 0 6 2

Tanzania 1 15 0 3 3

Eritrea 1 15 0 0 1

Sierra Leone 1 10 0 0 0

Africa Total 46 3,230 210 77 478

World Total 691 82,795 14,706 6,147 11,449

Africa’s Share 6.7% 3.9% 1.4% 1.3% 4.2%

Source: EIA


72

valor acrescentado, em vez de petróleo bruto apenas (Tabela 3). Em 2006, os produtores de petróleo da África do Norte exportaram 608.000 barris/dia de produtos contra 2,5 milhões de barris/dia de petróleo bruto. Por outras palavras, as exportações de produtos foram equivalentes a aproximadamente 25 porcento das exportações de petróleo bruto. Em contraste, os produtores da África do Oeste exportaram somente 167.000 b/d de produtos, o que é equivalente a apenas quatro porcento das exportações de petróleo bruto que, com 4,2 milhões de barris/dia eram

significativamente superiores às da África do Norte.

Todavia, existe a oportunidade de os produtores da Africa do Oeste seguirem o exemplo da Africa do Norte, investindo estrategicamente na capacidade de refinação. Considerando que a maior parte das ramas oeste-africanas são doces (baixo teor em enxofre) e

leves (grau API de 30 graus ou mais), estas ramas são muito apreciadas no mercado mundial e nas refinarias. Muitas das novas refinarias estão dotadas de “hydrocrackers” e “cockers”, que lhes permitem tratar ramas mais pesadas, porque muitas destas ramas são vendidas no mercado mundial. As refinarias africanas com acesso a ramas locais leves podem ter a capacidade de extrair um valor mais alto dos seus recursos petrolíferos, exportando mais produtos refinados ao invés de petróleo bruto. Porém, isto passaria pela racionalização do preço de produtos nos mercados internos, construindo refinarias de raiz modernas, modernizando as refinarias existentes e melhorando a sua eficiência num ambiente comercialmente viável. Por enquanto, o continente continua a ser essencialmente um exportador de petróleo bruto, exportando mais de sete milhões de barris/dia em 2006.

O Gás Natural

A África tem desempenhado um papel cada vez mais importante no mercado mundial de gás natural. O continente alberga somente cerca de oito porcento das reservas mundiais comprovadas de gás natural e a sua produção representa uma pequena parte (5,9 porcento). Apesar disso, as exportações de África são significativas. As exportações por gasodutos da Argélia, da Líbia e do Egipto representam mais de oito porcento desse sector do comércio global. Realmente, no domínio de GNL, as exportações de

Table 3 – 2006 oil imports and exports (1,000 b/d)

Crude

imports Product imports

Crude exports

Product exports

North Africa

179 169 2,462 608

West Africa

58 186 4,191 167

East & Southern

Africa 548 117 249 17

Source: BP Statistical Review of World Energy 2007


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África representam quase um quarto do comércio mundial de GNL (Figura 4).

Tem-se registado ultimamente um aumento de GNL no mundo, incentivado pelo crescimento da procura nos Estados Unidos, bem como na Europa e na Ásia.

As companhias, dispondo de recursos de gás encalhados no Golfo da Guine (sobretudo gás associado que anteriormente era queimado), aproveitaram este crescimento e desenvolveram instalações de liquefacção na Nigéria, na Guiné Equatorial e em Angola. Os regulamentos da Nigéria destinados à redução da queima providenciaram outro ímpeto ao desenvolvimento de projectos de GNL, bem como de usos domésticos de gás, tal como a produção de electricidade. Nesta região, uma unidade maior de GNL entrará em produção num futuro próximo.

Figure 4 - Share of Afr ica in Global Gas

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Source: BP based on Cedigaz

Reserves Production

Consumption Pipeline Exports

LNG Exports

A Chevron e a Sonangol estão a construir um complexo de liquefacção em Angola; tal como na Nigéria, este projecto visa igualmente monetizar o gás associado que seria antes queimado. A instalação terá uma capacidade inicial de produzir 5 milhões de toneladas de GNL por ano.

Quanto mais a procura de gás aumente na Nigéria e nos mercados de exportação, tanto mais provável é que naquele país se encontrem reservas de gás comprovadas.

Por exemplo, o Gasoduto da Africa do Oeste (WAGP) levará mais gás da Nigéria para o Benin, o Togo e o Gana.


74

Table 4 – 2006 natural gas trade (bcm)

Algeria Egypt Libya Nigeria

Pipe LNG Pipe LNG Pipe LNG Pipe LNG

Italy 24.46 3.00 0.10 7.69

Portugal 2.10 1.97

Slovenia 0.44

Spain 8.62 2.80 4.80 0.72 7.10

Tunisia 1.30

Jordan 1.93

Belgium 3.35 0.25 0.16

France 7.35 2.30 4.23

Greece 0.45 0.04

Turkey 4.60 1.12

UK 2.00 0.96

USA 0.49 3.60 1.62

Japan 0.24 0.80 0.22

S. Korea 0.32 1.25 0.16

Taiwan 0.16 0.38

Mexico 0.16 0.54

India 0.08 0.55 0.08

Total 36.92 24.68 1.93 14.97 7.69 0.72 17.58

Source: Cedigaz as reported by the BP Statistical Review of World Energy 2007.

Os atrasos verificados na construção adiaram a data inicial de entrega de gás para o primeiro trimestre de 2008, contrariamente à data original de Dezembro de 2006. Isto pode ter sido um mal que veio por bem, na medida em que os países beneficiários estão a caminhar lentamente para finalização dos quadros reguladores que maximizarão o valor do gás, utilizando-o para fins de produção de electricidade e industriais, em termos mais flexíveis. A região está confrontada com sérias carências energéticas, e os países individualmente estão a examinar muitas soluções temporárias, tais como os pequenos geradores a diesel ou duplos e projectos de gestão da procura. As grandes centrais eléctricas de ciclo combinado a gás coordenadas regionalmente poderão transportar electricidade a qualquer área da África do Oeste através da rede regional preconizada pela Associação (Pool) Energético da África do Oeste (WAPP). Como os mercados individuais são relativamente pequenos, particularmente em países como Benin e Togo, estes tipos de abordagens regionais têm o potencial de gerarem economias de escala dimensionadas, atrair investimentos com facilidade e a custos baixos para todos.

Um grande projecto, o Gasoduto Transariano (TSGP) da Nigéria para Argélia, está em estudo; a concretizar-se, este projecto poderá levar até 30 mil milhões de metros cúbicos para o mercado Europeu através das conexões dos gasodutos existentes e de futuros para Espanha e para Itália. Porém, o país já atraiu um grande investimento na capacidade de liquefacção, deste modo, cerca de US$14 mil milhões terão sido investidos em três projectos de GNL quando forem concluídos num futuro próximo. Fazem parte destes projectos a expansão da Nigéria LNG (NLNG) para 22


75

milhões de toneladas/ano, 11 milhões de toneladas para a unidade de OK LNG (com potencial para 33 milhões de toneladas) e o projecto Brass LNG.

A Nigéria prevê, igualmente, desenvolver o seu mercado interno de gás natural através da produção de electricidade, usos industriais em produtos petroquímicos, fertilizantes, aço e alumínio, entre outros. Durante vários anos, a produção de gás associado na Nigéria era queimada por falta de mercados interno e de exportação. Os projectos de GNL e dos gasodutos oferecem um grande potencial de exportação, porém, actualmente os países consideram o gás natural como sendo igualmente um motor de crescimento económico interno. O clima tropical e a ausência de concentração urbana na maior parte de África tornam o desenvolvimento de um mercado residencial improvável, mas a produção de electricidade e os usos industriais são promissores. Mas, hoje em dia, o continente representa apenas 2,6 porcento do consumo mundial de gás natural, sendo dois terços deste representados pela Argélia e pelo Egipto. A produção de electricidade na Côte de Ivoire, algum uso industrial interno e a produção de electricidade na Nigéria representam, em grande parte, o resto.

Apesar de o gás natural ter sido descoberto primeiro em Moçambique em 1961, as operações comerciais só tiveram início em 2004 por falta de mercado. Foi então construída uma conduta para abastecer o complexo petroquímico e de carvão – para-líquidos da Sasol na África do Sul. Estes empreendimentos estão a alimentar o fornecimento de gás para as indústrias locais em Moçambique (por exemplo, fundição de alumínio). Em 2007, a empresa dos transportes públicos na cidade capital – Maputo – introduziu autocarros a gás natural comprimido (GNC) não só para criar mercados adicionais de gás natural doméstico, mas também para reduzir o custo de produtos petrolíferos importados. Estes desenvolvimentos do mercado encorajaram o incremento de actividades de prospecção, que aumentarão provavelmente as reservas de gás de Moçambique, avaliadas actualmente em 125 mil milhões de metros cúbicos (bcm).

A Tanzânia conseguiu, igualmente, monetizar as suas pequenas reservas (50-60 bcm) com a produção de electricidade em 2004. Mais tarde, cerca de 18 utilizadores industriais deixarão de utilizar os combustíveis líquidos passando para o gás natural. A Companhia Petrolífera Tanzaniana (Tanzania Petroleum Development Corporation) está a construir actualmente uma rede de distribuição em Dar es Salaam para assegurar a distribuição de gás natural a 15.000 famílias. O projecto será desenvolvido por fases e juntamente com a passagem para o GNC no sector dos transportes.

Apesar da pequenez das suas reservas e dos mercados, Moçambique e Tanzânia conseguiram, igualmente, desenvolver as suas reservas de gás graças a um grande projecto âncora, tal como uma central eléctrica ou uma unidade petroquímica. Uma vez que o desenvolvimento


76

inicial do campo e as primeiras linhas de transporte foram financiados na base destes projectos, era mais fácil para as indústrias sair dos combustíveis líquidos para o gás natural. Os elevados preços de petróleo ditaram definitivamente a decisão de os grandes utilizadores realizarem esta viragem. Hoje, tornou-se igualmente possível abranger os utilizadores residenciais e comerciais e utilizar o GNC, pelo menos, no sector dos transportes públicos. Tal abordagem pode ser repetida noutros países, incluindo Angola.

A Argélia é, de longe, o maior exportador de gás natural em Africa (Tabela 4). A sua proximidade dos mercados Europeus viabiliza as exportações por gasoduto, mas a Argélia era também um dos líderes no negócio mundial de GNL. Todavia, a produção argelina estagnou nos últimos dez anos. Com o incremento da produção no Egipto e na Nigéria, estes dois países vieram compensar em grande medida a estabilização da produção na Argélia (Figura 6). O crescimento da produção na Nigéria e no Egipto deve-se fundamentalmente às exportações de GNL.

Em 2007 apenas há um punhado de países com reservas significativas de gás em Africa. (Ver Figura 5). Entre estes, a Nigéria e o Egipto ampliaram significativamente as suas reservas nos últimos anos. Outros países, incluindo Angola, Camarões, Congo (Brazzaville), Côte D’Ivoire, Guiné Equatorial, Gabão, Moçambique, Tanzânia, Namíbia, Ruanda e Sudão viram igualmente as suas reservas e a produção de gás natural aumentar, embora a um nível muito inferior ao da Nigéria. Quanto a muitos destes novos intervenientes, as estimativas de reservas são pouco fiáveis. Por exemplo, Cedigaz, Oil & Gás Journal e World Oil avaliam as reservas de gás de Angola em cerca de 270 bcm (9,5 tpc), 57 bcm (2 tpc) e 114

bcm (4 tpc), respectivamente.

Com uma enorme quantidade de gás a ser associada ao petróleo e apenas uma curta história de prospecção, é de se esperar pela incerteza no respeitante às estimativas das reservas.

Contudo, a actividade

petrolífera e a

Figure 6 - Gas production (bcm)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002


Algeria Egypt Nigeria Libya Other


77

produção de GNL implicam a presença de grandes reservatórios de gás no Golfo da Guiné e em Angola. As recentes descobertas na região parecem estar a aumentar o nível de interesse nos países vizinhos, tais como São Tomé e Príncipe, Gana, Gabão, Camarões e Côte d’Ivoire. O desenvolvimento de mercados de gás na África Austral está a atrair investimento para actividades de prospecção em Moçambique, Namibia e Tanzânia. Na África do Norte, espera-se que o Egipto acrescente mais reservas na medida em que vários projectos de gasodutos e exportações de GNL vão aproximando-se da realidade. Depois do recém levantamento de sanções contra a Líbia, a crescente actividade de prospecção aumentará ainda mais as reservas daquele país.

Gás para Líquidos

Como se viu nos exemplos da Nigéria, de Moçambique e da Tanzânia, o desenvolvimento de mercados internos de gás natural gira em torno dos volumes de base a serem estabelecidos por grandes utilizadores, tais como centrais eléctricas ou instalações petroquímicas, ou ainda indústrias capazes de utilizar o gás natural como matéria-prima, tais como as fábricas de amónia e metanol. Uma outra abordagem é a de construir instalações capazes de extrair produtos líquidos, como o diesel, do gás natural através de processos químicos, tal como Fischer Tropsch, que leva os nomes de dois cientistas Alemães que inventaram o processo em 1923. Os alemães e os japoneses utilizaram o processo na Segunda Guerra Mundial para produzir combustíveis para os transportes a partir do carvão gaseificado e a África do Sul tem-no utilizado desde que as Nações Unidas impuseram sanções contra o apartheid no que diz respeito às importações de petróleo nos anos 60. Entretanto, a economia de gás-para-líquidos (GTL) não era competitiva até que, recentemente, o preço do petróleo se manteve continuamente alto e apareceram no mundo recursos de gás natural mais baratos.

Consequentemente, grandes instalações estão a ser construídas no Médio Oriente, na África Ocidental e Ásia – Pacífico. A produção de GTL continua na África do Sul no complexo de Mossel Bay. A unidade tem capacidade de 22.500 baris de produtos petrolíferos por dia. A Sasol explora a unidade de Secunda desde 1982; a unidade gaseifica o carvão antes de extrair os líquidos e tem uma capacidade de 150.000 b/d. A Shell construiu a primeira unidade de GTL completamente comercial, com capacidade de 12.500 b/d em Bintulu, Malásia, em 1993. Hoje, existem cerca de 30 unidades operacionais e maioritariamente comerciais um pouco por todo o mundo e aproximadamente 15 projectos-piloto. Sasol e Chevron constituíram uma empresa mista (joint-venture) para construir instalações de GTL no mundo. Os projectos que se encontram em várias fases de construção incluem a


78

instalação, no lugar dos Escravos na Nigéria, uma outra instalação na Austrália, ambas com capacidade de 33.000 b/d e uma outra ainda no Qatar.

Nos últimos anos, Qatar emergiu como capital do mundo em GTL. Por exemplo, a ExxonMobil está a construir uma fábrica de aproximadamente 160.000 b/d; o projecto Pearl da Shell terá uma capacidade de 140.000 b/d; o projecto Oryx da Sasol tem uma capacidade de 35.000 b/d, mas será ampliada pela JV Sasol-Chevron. Se todos estes projectos entrarem em produção até 2010, como previsto, a capacidade mundial de GTL situar-se-á acima de um milhão de barris/dia. Todavia, muitos projectos estão a ser cancelados ou adiados, incluindo grandes projectos, tal como o complexo fabril de 180.000 b/d proposto pela ConocoPhillips ao Qatar. A maioria dos projectos foi afectada pela subida dos custos, causada por escassez geral de materiais, de equipamento, de competência de engenharia, de design e de mão-de-obra qualificada nos mercados mundiais. Historicamente, as instalações de GTL custam cerca de $50.000 por barril de capacidade instalada, o que converte a maioria dos projectos alistados acima em investimentos de vários mil milhões de dólares. As companhias foram encorajadas pela experiência adquirida na indústria de GTL, o que reduziu ambos, o capital e os custos operacionais das instalações de GTL, estimando-se que os investimentos baixem para US$20.000 por barril de capacidade. Esta expectativa está ainda por se materializar, por esse motivo alguns projectos foram cancelados e outros conheceram atrasos e excesso de custos.

Apesar disso, o GTL pode constituir uma opção significativa para os países africanos com reservas de gás natural relativamente pequenas. As instalações de GTL mais pequenas podem ajudar a monetizar estas reservas e produzir diesel e outros produtos. O “diesel” obtido do processo GTL arde de modo mais limpo porque contém naturalmente menos enxofre e outros poluentes. Este diesel pode ser utilizado nos automóveis existentes com pouca ou sem modificação. Assim, esta modalidade ajudará a reduzir a saída de divisas para importar combustíveis líquidos e ajudará a diminuir a poluição do ar urbano. E, para além do mais, essa possibilidade pode ser uma opção melhor do que a de utilizar o gás natural como GNC, visto esta passar pela conversão dos automóveis e pela construção de postos de enchimento de GNC, o que depende da existência de uma rede de condutas de distribuição. Mesmo Bangladesh, que apoiou a indústria de GNC durante uma década, está a examinar a construção de instalações de GTL para extrair mais valor dos seus recursos de gás natural.


79

Capítulo 6

GEOSTRATÉGIA DO PETRÓLEO AFRICANO

“As tendências estão a mudar. (...) Só

entre 2005 e 2006, as exportações da

África Ocidental para a China

aumentaram 30%, e para outros países da

Àsia do Pacífico aumentaram 13%.

Perspectiva-se que este indicador

continue a aumentar com a cada vez

maior presença das companhias e

Governos asiáticos em África”

Gurcan GULEN


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Introdução

Os mercados do petróleo sempre estiveram influenciados pelas flutuações geopolíticas. Ao longo do século XX, os países posicionaram-se de forma a terem acesso aos recursos do petróleo em todo o mundo. Em diferentes graus uma luta similar apresentou-se também para outros recursos naturais tais como o cobre, o ouro, a prata, os diamantes ou ainda mais recentemente para o gás natural. Mas o petróleo tem sido mais importante para as economias do que a maior parte dos outros recursos. Hoje o petróleo continua a ser o combustível crítico para tornar uma economia móvel; a transportação por terra, pelo ar e por mar não seria possível sem os combustíveis derivados do petróleo bruto. Neste momento, há sérios esforços no sentido da redução da procura de gasolina e de diesel para a transportação terrestre, através da reconversão dos motores, pelo aumento da eficiência dos veículos (milhas por galão ou km por litro), substituindo-o por combustíveis alternativos tais como o etanol ou o gás comprimido (CNG) e até mesmo pela reintrodução dos veículos eléctricos. Contudo, nenhuma destas tecnologias é completamente nova. Em variadas escalas elas têm sido experimentadas e estão correntemente a ser utilizadas em numerosos mercados, em todo o mundo. Nomeadamente, as suas quotas de mercado permanecem limitadas, visto que o sistema de distribuição de combustível não está implantado ou os consumidores estão relutantes em mudar os seus hábitos ou uma combinação de factores quer hedonísticos quer logísticos.

Muitos acreditam que as condições são diferentes nos dias de hoje. O preço do petróleo tem estado próximo dos máximos históricos, em termos reais, e não parece sofrer um declínio acentuado devido ao agravamento dos problemas geopolíticos e à melhoria da coesão verificado dentro da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Ao mesmo tempo, os problemas concernentes às mudanças climáticas levaram a que muitas autoridades nacionais, regionais e internacionais restringissem as emissões de carbono, com impacto directo nos transportes alimentados com derivados de petróleo. Ainda assim, levará algum tempo para que as tecnologias alternativas tenham um impacto considerável no mercado do petróleo. Enquanto estes debates continuam, a procura de combustíveis de transportes persiste em crescer, especialmente nos mercados emergentes liderados pelas populosas China e Índia. Nos países desenvolvidos existem mais do que 500 veículos por 1000 habitantes (mais de 800 nos EUA); na China e na Índia há menos de 25 veículos por 1000 habitantes, mas dados


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recentes da venda de carros indicam uma rápida ascensão na propriedade automóvel nestes países, assim como em muitas outras economias em desenvolvimento. O aumento da demanda de combustíveis para transportes é a mais importante razão para o crescimento da procura de petróleo.

Ao mesmo tempo, o excedente de capacidade de produção é muito baixo. Por exemplo, a Arábia Saudita costumava ter uma capacidade excedentária de produção de entre 1-2 milhões de barris/dia, os quais o Reino podia usar para aliviar o mercado da pressão dos picos de preços. A falta de investimentos no sector de pesquisa e produção e o aumento da procura na última década reduziram a capacidade de produção que podia estar disponível para tal alternativa. Além disso, há uma enorme tendência de “nacionalização” no lado da oferta do sector do petróleo. Esta propensão manifesta-se em variados modos e em diferentes graus em todo o mundo. Na Venezuela e na Bolívia, os governos parecem seguir a mais tradicional abordagem das companhias estatais e/ou o Estado nacionalizando os investimentos privados; na Rússia, o Governo parece preferir reforçar os gigantes nacionais tais como o Gazprom e o Rosneft ou impor regulamentos e restrições legais às companhias privadas. O Médio Oriente tem sido um lugar difícil para os investidores privados desde a onda de privatizações dos anos 70; por exemplo, não há operadores privados na pesquisa e produção na Arábia Saudita, que detém, grosso modo, 1/5 das reservas provadas de petróleo, excepto para o gás natural.

Resumindo, o mercado global de petróleo é escasso e a concorrência para aceder aos recursos é cada vez mais severa. Em tal ambiente, é talvez não surpreendente que as companhias nacionais ou semi – nacionais (ou previamente estatais) oriundas da China, Índia e Rússia estejam a tornar-se globalmente activas na procura de reservas ou outras oportunidades de investimento ao longo da valiosa corrente do petróleo. Para a Rússia, com os seus próprios vastos recursos de petróleo e gás, a derivação para uma expansão global torna-se estratégica.

Africa atrai muito investimento, daqueles relativamente novos intervenientes internacionais, juntamente com as tradicionais grandes companhias. Ainda que Africa ofereça relativamente um leque de zonas com potencial mas pouco pesquisadas, as suas companhias nacionais ou governos não embarcaram na tendência da nacionalização. Pelo contrário, convidam os investidores internacionais com regimes fiscais relativamente atractivos. Existem muitos aspectos que permanecem, tais como o risco político e a inadequação do quadro institucional, que limitam o desenvolvimento do mercado local e a expansão do investimento no mercado de produtos, mas o investimento em pesquisa e produção em muitos países é globalmente competitivo. Como tal, a indústria africana de petróleo provavelmente continu ará a atrair investidores de todos os tipos e


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dimensões de todo o mundo. A concorrência económica para os recursos do petróleo será enriquecida com questões politicas, tais como o papel da China em Darfur e a venda de armas russas na Argélia.

Exportações Africanas

Africa tem estado a aumentar as suas exportações de petróleo nos últimos anos, especialmente a Africa Ocidental. No fim dos anos 80 e início dos anos 90, as exportações de petróleo africano incidiram em 16-17 por cento do total das exportações. Aquela percentagem caiu para 13 por cento em 2002 mas agora está de novo próxima dos 16 por cento (Figura 1). Historicamente o Norte de África tem sido o líder e o relativamente estável fornecedor de petróleo bruto do continente. Desde o início dos anos 90, contudo, as quotas de exportação da Africa do Norte no mercado internacional de petróleo têm vindo regularmente a sofrer um declínio. As exportações da África Ocidental alcançaram as da Africa do Norte em 1994 atingindo 2,6 milhões de barris/dia. As exportações da Africa Ocidental saltaram de 3,2 milhões de barris/dia em 2000-2002 para 4,4 milhões de barris/dia em 2005, atingindo a quota da região no mercado global do petróleo cerca de 9 por cento. O desenvolvimento de perfurações em águas profundas no Golfo da Guiné e adicionalmente no sul em Angola elevaram o perfil da região no mercado mundial do petróleo.

O fim da guerra civil em Angola em 2002 originou o boom nos investimentos no sector petrolífero. A produção em Angola aumentou significativamente, de cerca de 700.000 barris/dia no fim dos anos 90 para fechar em 1,5 milhões de barris/dia em 2006.Espera-se que a produção angolana ultrapasse os 2 milhões de barris/dia brevemente. As maiores descobertas na Guiné Equatorial, desde os finais dos anos 90, também despertaram interesse nos países circundantes, incluindo os recém chegados, tais como São Tomé e Príncipe e os produtores em declínio como o Gabão. Houve um recente anúncio sobre uma descoberta de petróleo no Gana, onde nunca antes alguma produção significativa de petróleo e de gás tinha ocorrido. As oportunidades, ao largo da costa no Golfo da Guiné, parecem permanecer atractivas ainda por algum tempo. Há ainda um crescente interesse na exploração ao largo da costa na Mauritânia, Namíbia, Moçambique e Tanzânia, entre outros.


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Africa tem sido uma fonte estratégica de petróleo para os Estados Unidos e a Europa durante algum tempo mas está a tornar-se também um importante fornecedor para a região da Ásia Pacifico, principalmente a China (Tabela 1). Historicamente o Norte de Africa expediu a maior parte das suas exportações de petróleo maioritariamente para os Estados Unidos. Embora o petróleo seja visível e os petroleiros possam transportá-lo para qualquer parte do mundo, os custos em termos monetários e de tempo são factores importantes que devem ser considerados. O transporte em oleodutos para pequenas distâncias pode ser mais atractivo; as exportações do Canadá para os Estados Unidos e as importações da Rússia e de outras antigas repúblicas soviéticas para a Europa dão-nos bons exemplos. Analogamente os exportadores Norte Africanos acharam o mercado próximo europeu mais rentável. Também, as companhias europeias têm estado mais presentes na Argélia, Líbia e Egipto do que as companhias não europeias. Em contraste, as maiores companhias provenientes dos Estados Unidos investiram mais fortemente na Africa Ocidental do que outras.

Figure 1 - Exports from Africa

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006


Yr-

Yr

Change

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Share

in T

rade

NA yr-yr

WA yr-yr

WA share

NA share


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As tendências estão a mudar. Os investimentos chineses em Africa conduziram ao incremento das importações de petróleo da África Ocidental (Nigéria e Angola principalmente) e da Africa Oriental (Sudão). Só entre 2005 e 2006, as exportações a partir da Africa Ocidental para a China aumentaram em cerca de 170.000 b/dia, ou cerca de 30 por cento. As exportações para outros países na região da Ásia Pacifico também aumentaram significativamente, em cerca de 100.000 b/dia ou grosso modo 13 por cento. Estima-se que estas propensões continuem com o aumento do envolvimento das companhias e do governo chineses.

Tabela 1 – 2005 Trocas Comerciais (mil barris/dia)

Para

EUA

Canada

México

S. & C. América

Europa

Africa

Australasia

China

Japão

Outra Ásia

Pacifico

Resto do

Mundo

Total

A partir de

EUA - 154 211 323 242 15 - 8 84 73 19 1129

Canada 2172 - 2 4 17 - - - 6 - - 2201

México 1647 34 - 135 211 2 - - - 32 4 2065

S. & C. América

2868 109 44 - 309 21 - 107 2 68 - 3528

Europa 1100 444 50 48 - 270 - 12 6 125 94 2149

FSU 473 - 2 60 5811 10 - 398 47 72 202 7076

Médio Oriente 2345 143 10 157 3144 752 113 1360 4269 7466 63 19821

Norte de Africa 547 169 6 115 1959 83 4 64 2 109 12 3070

Africa Ocidental

1943 40 - 169 696 88 4 574 60 765 18 4358

Oriental & Sul Africa

- - - - 26 - - 135 80 25 - 266

14 - - - - - - 25 65 117 - 222

China 32 2 - 33 4 2 8 - 47 289 8 427

Japão - - - - 8 - 8 69 - 21 - 107

Outros Ásia Pacifico

170 4 2 6 128 15 545 626 511 301 10 2318

Não Identificados*

214 111 - 6 706 - 39 6 44 44 - 1169

Total Importações

13525 1210 328 1056 13261 1258 722 3384 5225 9507 431 49906

Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006

* Inclui mudanças na quantidade de petróleo em movimento, movimentos não mostrados de outro modo, não identificados usos militares etc.


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Investimento Chinês

Em 2000 as companhias chinesas investiram somente no Sudão. Elas eram activas principalmente na pesquisa e produção, mas tinham também um pé na refinação. Hoje, as companhias chinesas estão envolvidas nas actividades de pesquisa e produção em cerca de 20 países em Africa, cobrindo todo o continente (ver Mapa). Eles têm também interesses na refinação em 6 países; apenas no Egipto, a conveniência na actividade de refinação não está ligada ao investimento em pesquisa e produção. As negociações continuam em muitos outros países incluindo o Senegal e o Uganda.

O interesse da China em África não está limitado à indústria do petróleo e do gás; é, em vez disso, uma abordagem integrada de acesso a outros recursos minerais e ao estabelecimento de oportunidades económicas de investimento noutros segmentos das economias africanas. O apoio do governo chinês é forte e demonstrado através de visitas oficiais de alto nível e o Fórum de Cooperação China – África (FOCAC) realizou-se em Pequim em Novembro de 2006. O presidente chinês prometeu duplicar a ajuda, de 2006 até 2009, e adicionalmente providenciar US$3 biliões de empréstimos preferenciais e US$2 biliões em créditos à exportação, e ainda o estabelecimento de um fundo de US$5 biliões, com o fim de incentivar o investimento em África pelas empresas chinesas. A China, prometeu também treinar centenas de profissionais africanos e transferir as práticas e as tecnologias agrícolas. O presidente Hu Jintao, mais tarde, fez uma tournée por 8 países, incluindo Angola, em Fevereiro de 2007. Estima-se que, mais do que 800 companhias provenientes da China estão activas em África, tendo investido entre US$12 a US$13 biliões desde 1999, e que o comércio entre Africa e a China representa US$55 biliões.

Contudo, há já reacções na forma como os chineses estão a investir em África. Muitos países estão preocupados pelo uso de mão-de-obra chinesa nos projectos de construção de infra-estruturas, em vez da criação local de emprego. O uso de equipamento e de suprimentos chineses também foi alvo de preocupação; algumas vezes os componentes chineses são incompatíveis com o sistema existente (por exemplo, transformadores e outros para a

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transmissão e distribuição de electricidade) ou de baixa qualidade (por exemplo, não compatíveis com ISO standards). Nas indústrias extractivas, tais como as de minas e as de petróleo, as companhias chinesas são acusadas de ultrapassar restrições internacionais na corrupção e em emergentes padrões sociais e de impacto ambiental. A maior parte das companhias ocidentais estão neste momento sendo monitorizadas por ONGs e pelos seus próprios governos; O Banco Mundial não aceita projectos que não obedeçam aos seus próprios parâmetros relativos a estas questões. Há um crescendo na pressão sobre a China, no sentido de usar a sua influência no Sudão de forma a parar as atrocidades em Darfur.

A União Africana está neste momento a desenvolver uma estratégia de engajamento da China e de outras economias emergentes tais como a Índia, o Brasil e a Turquia, que têm estado cada vez mais a olhar para Africa, para encontrar novos mercados e oportunidades de investimento. A União Africana acredita que uma acção coordenada pelos países membros nas relações com a China e outros investidores poderia ajudar a desenvolver as melhores práticas pelos investidores, no que diz respeito à transferência de tecnologia, ao emprego da mão de obra local, à expansão dos negócios nacionais e à defesa das comunidades locais e do ambiente. A União Africana desempenhará este papel de coordenação através dos procedimentos FOCAC, esperando aumentar o poder negocial do continente para tratar com tantos e ao mesmo tempo novos intervenientes, tais como a China. Um dos mais importantes objectivos parece ser o do aperfeiçoamento do valor acrescentado ligado às indústrias em vez da simples exportação de recursos naturais extraídos pelas companhias chinesas ou outras (ver capítulo intitulado Petróleo e Gás em África relativo à discussão de como a indústria de refinação pode acrescentar valor aos recursos do petróleo do continente).

Estratégias Futuras

No seu World Energy Outlook 2006 (WEO), a Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que a maior parte do incremento na procura será atingido através do aumento da produção pelos países da OPEP, especialmente aqueles do Médio Oriente. Baseia-se isto na assumpção do facto de que estes países e a OPEP estarão com vontade de expandir a sua produção, e também eles mesmos investir em novas explorações e projectos de desenvolvimento ou convidar novas companhias. Desde que estes países deram largamente prova das suas reservas e de alguns dos mais baixos custos de produção, é natural que os investidores persigam estas oportunidades em mercados competitivos sem riscos políticos. Mas, o mercado do petróleo não é nem competitivo nem sem riscos políticos. Em anos recentes o Médio Oriente tornou-se ainda mais arriscado com a guerra


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no Iraque, com o afastamento do Irão devido ao seu projecto nuclear e o risco terrorista na infra-estrutura petrolífera saudita.

Não obstante, é necessário examinar o cenário de referência no WEO 2006. A AIE espera que a procura de petróleo16 cresça para 99 milhões de barris/dia em 2015 e para 116 milhões de barris/dia em 2030, de 84 milhões de barris/dia em 2005. Mais do que 70% deste aumento virá de países em desenvolvimento, cujo consumo se espera cresça mediamente 2,5 por cento por ano contra um crescimento do consumo de 0,6 por cento nos países da OCDE (Organização para a Cooperação Económica e o Desenvolvimento). O sector dos transportes contará em cerca de 63% no aumento da procura. No seu International Energy Outlook 2007, a Energy Information Administration (EIA) espera quase as mesmas tendências. Por volta de 2030 a procura de petróleo é esperada ultrapassar 117 milhões de barris/dia, com 77% do crescimento a ocorrer nos países não OCDE17 e ocorrendo dois terços do crescimento no sector dos transportes.

Do lado do abastecimento, ambos IEA e AIE esperam aumentar a concentração de um pequeno número de fornecedores, primeiramente dentro da OPEP. A quota de produção da OPEP no fornecimento global é esperada aumentar de 40 por cento em 2005 para 48 por cento em 2030 (o mesmo para ambas AIE e IEA). Os fornecimentos chegam sobretudo de fontes de petróleo convencionais mas as não-convencionais tais como as areias betuminosas também desempenham um papel, fornecendo cerca de 8% do petróleo mundial em 2030. O comércio inter-regional aumentará de 40 milhões de barris/dia em 2005 para 63 milhões de barris/dia em 2030, com os exportadores do Médio Oriente responsáveis pelo maior incremento nas exportações, de 20 milhões de barris/dia (50%) para 35 milhões barris/dia (56%).

5As previsões incluem líquidos tais como gás natural liquido, líquidos a partir do gás e/ou do carvão.

Os produtos petrolíferos contam numa percentagem muito grande. 17

Diferentemente da EIA, a AIE trata os países em transição (Rússia e outras antigas economias

soviéticas) e países em desenvolvimento juntos como não – OCDE. Quando somados os dados do

IEA para os países em desenvolvimento e em transição dão o mesmo resultado que os da EIA.


88

Os fornecimentos africanos aumentarão de 8,8 milhões de barris/dia em 2005 para 11,6 milhões de barris/dia em 2030, sobretudo a partir da África subsariana. Mas em termos de quotas de África no fornecimento global, estes números traduzem-se num decréscimo de 10,5 por cento para um pouco menos do que 10%.A produção dos países africanos não-OPEP aumenta de 3,5 milhões de barris/dia em 2005 para 5 milhões de barris/dia; Os membros da OPEP (Argélia, Líbia e Nigéria) aumentaram a sua produção de 5,3 milhões de barris/dia para 6,6 milhões de barris/dia (actualmente espera-se que a produção da Argélia diminua). Na estimativa da IEA, Angola e o Congo são os únicos países com uma expansão significativa da produção nos países não-OPEP. Agora que Angola se tornou um país membro da OPEP, a maior parte do incremento no fornecimento de petróleo em África virá dos membros da OPEP.

A Agência Internacional de Energia é mais agressiva nos países africanos membros da OPEP esperando que a sua produção atinja os 14 milhões de barris/dia até 2030 (Tabela 2). A diferença é especialmente notável para a Argélia e a Nigéria. O IEA não fornece uma estimativa para Angola no WEO 2006 mas estima que o resto da África Subsariana contribua com 4,3 milhões de barris de petróleo/dia em 2030; dado que o Congo, o Chade e o Sudão parecem também aumentar a sua produção, a Agência

Internacional de Energia talvez não assuma que Angola produza 4 milhões de barris/dia. Considerando um intervalo de produção entre 2 a 4 milhões de barris/dia para Angola na Tabela 2, podemos verificar que a AIE espera mais 3,6 a 5,6 milhões barris/dia de produção dos países membros da OPEP em 2030 do que a IEA.A discrepância de expectativas entre o IEA e a AIE, no respeitante à capacidade de produção para os países africanos, provavelmente reflecte diferenças na avaliação das incertezas associadas à imaturidade dos recursos de base ou das condições politicas (incluindo os

Tabela 2 – Produção dos Países

Africanos da OPEP

(milhões barris/dia)

IEA AIE

Argélia 0.7 3.1

Líbia 2.7 1.9

Nigéria 3.2 5.2

Angola 2.0-4.0 4.0

TOTAL 8.6-10.6 14.2

Figura 2- Investimentos por Sector

65% 67%

15% 12%4% 7%16% 14%

2001-05 2006-10

Fonte: WEO 2006, IEAE&D OutrosLNG Refinação


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regimes fiscais) ou ambos, nestes pais.18 A líbia tem 39 biliões de barris de reservas provadas, comparáveis com 36 biliões de barris na Nigéria e 12 biliões de barris na Argélia. Ainda, a AIE espera que a produção da Líbia permaneça razoavelmente constante. Embora as sanções à Líbia tenham sido levantadas, a AIE não se apresenta tão confiante quanto a IEA que o país seja capaz de atrair o nível de investimento para incrementar a sua capacidade de produção. As expectativas das duas Agências parecem ser contrárias em relação à Argélia.

Desafios de Investimento

Os fornecimentos adicionais, discutidos acima, não estarão disponíveis a não ser que montantes significativos de investimento tenham lugar. Apesar do recente interesse em África, o futuro fluxo de investimentos no sector petrolífero do continente não pode ser garantido. A economia mundial e a economia do petróleo estão ambas sujeitas a choques inesperados, que podem ser geopolíticos assim como tecnológicos. A diminuição de reservas em muitos campos existentes é significativa; não apenas estes campos necessitam de maior nível de recuperação secundária mas também novos recursos têm de ser desenvolvidos. A IEA estima que US$ 4.3 triliões (US$ 164 biliões por ano) em termos reais (US$2005) serão necessários para a pesquisa e produção para manter a produção nos campos existentes e explorar e desenvolver novos recursos. Esta estimativa assume que o investimento terá lugar em áreas onde os custos de desenvolvimento serão baixos, tais como as do Médio Oriente. De nenhuma maneira este fluxo pode ser garantido dado que, em anos recentes, a média do sector foi de cerca de 100 biliões por ano, ao longo de toda a cadeia de valor do petróleo. Em anos recentes, os custos aumentaram devido à escassez de material, equipamento e de pessoal qualificado, mas ainda que juntando a isto o custo de inflação, será um desafio atingir US$64 biliões adicionais por ano e sustentá-los nos anos que virão. Levará algum tempo para fazer ajustamentos nos factores de mercado, para haver um impacto. Entretanto, o investimento será mais caro e o preço do petróleo terá que se manter alto para justificar estes investimentos.

18

Estas incertezas são capturadas em vários cenários desenvolvidos por ambos AIE e IEA.


90

Baseado numa pesquisa aos projectos de investimento de curto prazo das companhias (em curso e planeados), o IEA calcula US$2.1 triliões a serem investidos entre 2006 e 2010 comparados com os US$1,4 triliões que foram investidos entre 2001 e 2005 (Figura 2). O mais alto valor futuro reflecte incrementos em custos de material, equipamento e pessoal e possivelmente atrasos associados com a diminuição destes factores de produção. Estes números cobrem as cadeias de valor quer do petróleo quer do gás natural. Dois terços do investimento irão acontecer na pesquisa e produção, traduzidos numa média de US$ 280 biliões por ano entre 2006 e 2010 para o petróleo e desenvolvimento e exploração natural (E&D). O custo da inflação entre 2000 e 2005 está estimado em 65 %. Ajustando o valor da pesquisa e produção para esta inflação, podemos obter uma estimativa de investimento nestas duas actividades em termos reais: US$171Biliões. Isto é apenas US$164 biliões acima do requerido para pesquisa e produção de petróleo. Dado que a pesquisa e produção de gás natural está a atrair muito investimento para fornecer o mercado de gás natural liquefeito (LNG), o investimento em pesquisa e produção de petróleo não é tão significativo na carteira de investimento do curto prazo das companhias quanto a solicitação de crescimento da procura necessitaria.

De acordo com a IEA, Africa estará recebendo uma porção expressiva de investimento em pesquisa e produção em 2010. Cerca de US$25 biliões estão já sendo investidos e outros US$10-15 biliões estão planeados. As economias em transição à volta do Mar Cáspio e da Rússia atrairão a maior parte dos novos investimentos para novos campos de petróleo. Ainda que o Médio Oriente deva receber apenas cerca de US$20 biliões, o baixo custo de desenvolvimento na região permite que uma significativa percentagem do incremento da produção se realize nesta região. Investimentos na OCDE-América do Norte cobrem principalmente as areias betuminosas do Canadá e o petróleo das águas profundas do Golfo do México.

Figura 3 - Investimentos em Novos

Campos de Petróleo e de Gás 2006-

2010

0 10 20 30 40 50 60 70

OCDE E

urop

a

Amer

ica

Latin

a

OCDE P

acifico

Asia

Méd

io O

rient

e

OCDE N

. Am

ericaAfri

ca

Ec.Tra

nsição

Fonte: WEO 2006, IEA

Aprovado Planeado


91

A Importância Estratégica do Petróleo Africano

Africa irá jogar um papel estratégico no mercado mundial de petróleo, pelo menos no futuro próximo. Embora as quotas de produção de petróleo em África não sejam muito grandes, o continente está a atrair muitos dos actuais fluxos de investimento (Figura 3) e daí providenciando aumentos nos barris de que o mundo necessita (Figura 1). A maior parte dos investimentos ocorreram ao largo da costa na África Ocidental. O investimento continuará a fluir enquanto os projectos em águas profundas se mantiverem atractivos. Os países africanos oferecem acessos aos hidrocarbonetos, diferentemente da Arábia Saudita ou do México, e providenciam condições fiscais que permitem às companhias internacionais realizar uma taxa média de retorno de 15% dos seus investimentos. O número de companhias internacionais, com recursos financeiros, que podem lidar com riscos tecnológicos de projectos em águas profundas é limitado. À medida que os países hóspedes continuam a oferecer acesso e condições fiscais competitivas, estas companhias devem continuar a investir nestes grandes projectos.

A concorrência a partir das companhias chinesas e outras não deve ter impacto nestes programas, uma vez que lhes falta sobretudo tecnologia e experiência para investir em projectos em águas profundas. A China é conduzida pelo desejo de assegurar fornecimentos de matérias-primas para sustentar o crescimento da sua economia. As companhias chinesas são activas através do continente em projectos de várias dimensões. Elas podem, de facto, ajudar no desenvolvimento de pequenas reservas, que de outro modo, não seriam atractivas para outras companhias.

Contudo, existe um risco significativo. Se o governo anfitrião falhar no investimento dos seus rendimentos do petróleo nas suas economias, de forma a prover serviços básicos, tais como saúde e educação e na diversificação dos sectores económicos, a sociedade no seu todo pode não sentir os benefícios deste recurso nacional. Os benefícios para as comunidades locais devem ser justos e tangíveis, incluindo a protecção ambiental. De outro modo, mais cedo ou mais tarde, os problemas do Delta do Níger serão repetidos noutro lado. Já as tentativas de golpe de estado na Guiné Equatorial e o uso pelo Governo do Chade dos rendimentos do petróleo em desrespeito das restrições no quadro do oleoduto Chade – Camarões levantou preocupações de que, mais uma vez, os benefícios da extracção deste valioso recurso serão mal dirigidos. Há agora maiores esforços na Nigéria para construir infra-estruturas de gás natural e de electricidade, de forma a arrancar a actividade económica com baixo – custo e energia fiável. Mas é difícil fixar um sistema que tem sido sequestrado pela corrupção durante muito tempo. Os países que estão justamente


92

acumulando os rendimentos do petróleo podem evitar estas dificuldades sendo transparentes na gestão dos rendimentos do petróleo.


93

Capítulo 7

O PREÇO DO PETRÓLEO...E O PETRÓLEO!

“(...) No final de 2008 o preço do Brent

atingiu quase 150 usd/barril. Gastaram-se

rios de tinta para tentar explicar as razões

deste aumento.Falou-se na ameaça chinesa

e indiana, da queda das reservas de petróleo

no mundo, de cenários geopolíticos, ....

Ignorou-se, porém, uma simples verdade

crua e dramática: o valor de 150

dólares/barril que, em Junho, foi utilizada

para negociar a mercadoria chamada

petróleo, não nasce do mercado desta

mercadoria, não é o resultado da

combinação entre procura e oferta deste

produto mercantil. É portanto inútil tentar

explicar a sua dinâmica utilizabdo modelos

relacionados ao mercado dos consumos e

das produções energéticas ”

Salvatore CAROLLO

Introdução

Já há anos assistimos a uma tendência do preço do petróleo que abalou todos os modelos de análise clássica. Frente a uma oferta constantemente superior à procura, vimos o preço do petróleo subir com continuidade.

Analistas e economistas exercitaram-se para dar fantasiosas explicações de um fenómeno aparentemente inexplicável. No geral foram mencionados acidentes (tufões na América), tensões no Médio Oriente (tempero universal do mercado petrolífero) e principalmente o aparecimento da ameaça chinesa/indiana (o inimigo longínquo), que estaria a devorar cotas crescentes do petróleo disponível.

Nestas análises falta totalmente a identificação das causas reais, muito próximas a nós, que estão na base de tudo.

A primeira é a falta de uma política energética que, a partir da crise de Chernobil, tivesse sido capaz de conjugar o crescimento da procura energética com a nova sensibilidade ambiental. A evolução das normas ambientais das últimas décadas criou severos (mas imprescindíveis) vínculos para a indústria energética, e para a petrolífera em particular, mas sem incentivar os sujeitos interessados a realizar os investimentos necessários para dispor de energias e produtos “limpos”.

O resultado destes processos divergentes foi a diminuição de disponibilidade de produtos acabados “comercializáveis” nos países industrializados do Ocidente. Vieram a faltar nos mercados gasolinas e gasóleos “limpos”. Citando os grandes números, nos Estados Unidos vieram a faltar aproximadamente 50 milhões de toneladas/ano de gasolinas e na Europa aproximadamente 40 milhões/ano de gasóleo.

Para cobrir estes “buracos” foram activados processos de importação de outras áreas geográficas, “arrebatando” obviamente aqueles produtos dos consumidores locais, ou impondo a eles aqueles preços crescentes que os consumidores dos países “fortes” podiam pagar para açambarcar os produtos em falta.

Basta dar uma olhada aos jornais para ver as limitações impostas aos automobilistas dos países do Médio Oriente (Irão, Egipto etc.), ou da inteira África Ocidental.

O défice destes produtos acabados de alta qualidade foi o suporte da alta dos preços do petróleo, principalmente das qualidades mais leves como aqueles do Mar do Norte. Algo de semelhante ao que ocorreria se, por alguma estranha


95

razão, fosse introduzida uma norma que só permitisse a comercialização de peças de carne bovina de maior valor (lombo, acém, pojadouro): o preço destas carnes subiria, mas subiria também o preço da vaca.

Obviamente a pergunta é: qual é o nível de preço que deveria ter atingido o preço do petróleo se tivesse sido pressionado exclusivamente pelos desequilíbrios da procura e da oferta de gasolina e gasóleo?

A resposta, teoricamente difícil, é na prática muito simples. Visto que o fenómeno repetiu-se de forma constante nos últimos anos, o preço deveria situar-se abaixo do limiar dos 80 $/b, com oscilações sazonais em baixa até 40/50 $/b.

De onde vêm, então, os preços do verão passado de quase 150 $/b? E porque os gabinetes de estudo das maiores instituições financeiras mundiais anunciavam, no final da primavera, aumentos até 250 $/b?

É preciso penetrar em profundidade na sequência das crises financeiras dos últimos meses para encontrar modelos de interpretação capazes de nos fornecer respostas aceitáveis.

O preço do petróleo, a nível mundial, não está mais ancorado ao valor de um petróleo bruto físico desde Dezembro de 1988, quando a Arábia Saudita resolveu não fixar mais autonomamente o preço do seu petróleo bruto Arabian Light, mas de indexá-lo ao valor do chamado Brent.

Quando se fala de “preço do petróleo” a referência é a cotação do Brent. O Brent é um petróleo bruto produzido no Mar do Norte considerado o benchmark (referência do mercado) para os petróleos brutos de proveniência europeia e africana: a referência, ao em vez, no continente americano é o West Texas Intermediate (WTI) e o Dubai e/ou Tapis no Extremo Oriente.

Aquilo que chamamos Brent é associado, na linguagem comum dos artigos de imprensa, a um tipo de petróleo bruto produzido no Mar do Norte. Ao se falar do preço do Brent, portanto, é comum pensar que aquele seja o preço de um barril daquele tipo de petróleo bruto.

A realidade é absolutamente outra. O Brent é um contrato da bolsa petrolífera (I.C.E. = Intercontinental

Commodities Exchange) que pode ser adquirido ou vendido por qualquer um através de um intermediário financeiro, como qualquer outro título na bolsa.

Este mercado financeiro específico compartilha com o mercado petrolífero, afora o nome ambíguo do Brent, o facto histórico de ter nascido como suporte para as actividades de trading das companhias petrolíferas. O Brent era utilizado para efectuar as operações de cobertura do risco contra as oscilações dos preços do petróleo.

A partir do início dos anos 2000 o mercado dos Futures do petróleo afastou-se quase totalmente da sua natureza originária, tornando-se um mercado com vocação puramente financeira. Todos os analistas que tentaram explicar o movimento do preço do petróleo bruto na base da evolução da relação entre


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procura e oferta física de petróleo falharam, simplesmente porque o vínculo entre mercado financeiro e mercado petrolífero se tornou cada vez mais instável.

O Brent (de papel, financeiro) já é comprado simplesmente como uma acção de investimento ou de especulação financeira, para proteger capitais, abrigando-os num porto seguro por um determinado período, e deste modo impulsiona a onda especulativa, que altera um mercado que, do contrário, seria estável.

Para melhor compreender a dimensão do fenómeno, creio que seja oportuno dar uma olhada aos números deste negócio, praticamente desconhecido aos que se queixam do preço da gasolina.

Durante o ano 2008, contra uma produção mundial de petróleo de 87 milhões de barris por dia, foram comercializados cerca de 20 milhões de barris/dia.

O resto, cerca de 67 milhões de barris/dia, não é comercializado nos mercados internacionais, porque é consumido directamente nos países produtores.

Se tomarmos como referência uma avaliação feita em meados de Setembro de 2008, podemos calcular facilmente que o valor da massa monetária movimentada pelas aquisições e vendas de petróleo físico comercializado foi por volta dos 423 bilhões de dólares.

Se todo o petróleo produzido (87 milhões de b/d) tivesse sido movimentado, a massa monetária em jogo teria sido, no mesmo lapso de Janeiro a Setembro, de aproximadamente 1.691 bilhões de dólares.

O jogo da procura e da oferta de petróleo a nível mundial situa-se dentro destes valores.

Se examinarmos o que foi negociado nos mercados das bolsas teremos um quadro completamente diferente, com valores imensamente mais elevados.

Durante o ano 2008, sempre até meados de Setembro, no mercado dos futures (Nymex e ICE) foram negociados cerca de 15 mil bilhões de dólares, ou seja 35 vezes mais que as quantidades físicas efectivamente negociadas nos mercados, e cerca de 10 vezes mais que a inteira produção mundial de petróleo.

(dados inerentes ao período Janeiro – Setembro de 2008):

Petróleo físico

produzido Transacções de petróleo físico

Transacções de petróleo equivalente no mercado dos

futures

Volumes (bilhões de barris) 21 5 129

Valor monetário (bilhões de $)

1.691 423 14.963


97

Nos gráficos anexados, é possível observar um andamento de negociação que supera os 100 bilhões de dólares/dia; ou seja, como se no mercado petrolífero tivessem sido produzidos e negociados cerca de 900 milhões de barris por dia de petróleo, e não os 20 milhões efectivamente comercializados ou os 87 milhões produzidos.

Estes 900 milhões de barris por dia, no papel, que nada tem a ver com o mercado petrolífero e com a procura e a oferta de petróleo para consumos energéticos, o que são, e que influência têm no sistema dos preços dos produtos petrolíferos?

Teoricamente o mercado dos futures do Brent havia sido criado para dar estabilidade aos preços do petróleo após as grandes crises petrolíferas dos anos ’70 e ’80. O valor diário do Brent deveria ter permitido maior transparência das transacções e, portanto, uma estabilização de breve/médio período dos preços. De facto nos primeiros anos foi assim.

Transacções diárias dos futures Nymex+ICE

Vs Vendas físicas de petróleo bruto (em BILHÕES de $)

0

50

100

150

200

Jan/08 Feb/08 Mar/08 Apr/08 May/08 Jun/08 Jul/08 Aug/08 Sep/08

BIL

HÕ

ES

de

$

60

80

100

120

140

160

180

200

$/b

bl

Transacções diárias ICE+Nymex [eixo esquerda]

Vendas físicas de petróleo bruto [eixo esquerda]

ICE Brent, preço 1 posição em $/bbl [eixo direita]

A transacção diária em $ é dada pelos preços diários dos futures multiplicados pelo

número de transacções de cada título efectuadas naquele dia.


98

Os volumes de petróleo negociados no mercado dos futures não

ultrapassavam nunca aqueles físicos produzidos e comercializados. O que significa que neste mercado operavam as companhias petrolíferas para “estabilizar” o preço dos seus petróleos brutos através de operações de hedging (protecção contra riscos de operações).

Hoje temos 900 milhões de barris de petróleo equivalente que intervindo num mercado que, não se entende porque, continuamos a chamar “petrolífero”, determinam a verdadeira dinâmica que move o título do Brent que continuamos a chamar, sem razão, preço do petróleo.

Vejamos um exemplo ainda mais concreto: no final de Junho de 2008 o preço do Brent atingiu quase 150 dólares/barril. Gastaram-se rios de tinta para tentar explicar as razões deste aumento. Falou-se da ameaça chinesa e indiana, da queda das reservas de petróleo no mundo, de cenários geopolíticos e muitos outros lugares comuns. Ignorou-se, porém, uma simples verdade crua e dramática: o valor de 150 dólares/barril, que em Junho foi utilizada para negociar a mercadoria chamada petróleo, não nasce do mercado desta mercadoria, não é o resultado da combinação entre procura e oferta deste produto mercantil. É portanto inútil tentar explicar a sua dinâmica utilizando modelos relacionados ao mercado dos consumos e das produções energética

Transacções diárias dos futures (Nymex+ICE)

Vs Vendas físicas de petróleo bruto

(CUMULATIVO 2008)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

Jan/08 Feb/08 Mar/08 Apr/08 May/08 Jun/08 Jul/08 Aug/08 Sep/08

BIL

HÕ

ES

de $

Transacções diárias ICE+Nymex -CUMULATIVO 2008

Vendas físicas de petróleo bruto -CUMULATIVO 2008

A transacção diária em $ é dada pelos preços diários dos futures multiplicados pelo

número de transacções de cada título efectuadas naquele dia


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Transacções dos futures Nymex+ICE

Vs Vendas físicas de petróleo bruto (2008)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

Jan/08 Feb/08 Mar/08 Apr/08 May/08 Jun/08 Jul/08 Aug/08

MIL

HÕ

ES

de B

AR

RIS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

$/b

bl

Transacções ICE + Nymex (bbl) Produção mundial de petróleo brutoVendas físicas de petróleo bruto Brent ICE future (eixo direita)

Durante todo o mês de Junho no mercado petrolífero (aquele verdadeiro, o do petróleo que suja as mãos) foram negociados cerca de 700 milhões de barris de petróleo bruto. No mesmo período no mercado de papel do Brent foram negociados até 20 bilhões de barris equivalentes.

É evidente até demais que esta massa de volumes de papel movida no mercado determinou a direcção e o nível do preço. A realidade física tornou-se uma percentagem insignificante de um todo sobre o qual não tem nenhuma influência.

Quem move então estas massas monetárias no mercado do Brent e porque?

São os próprios bancos e instituições financeiras envolvidas nos escândalos dos últimos meses que, em função das evoluções da crise, “esconderam” trilhões de dólares no “mercado do Brent”, para depois sacá-los quando necessário para constituir a caixa ou para enfrentar a crise emergente. Tudo isso num contexto absolutamente incrível.

Na primavera, quando arrancou a ofensiva dos bancos para o mercado do Brent, os seus gabinetes estudos começaram a criar a expectativa da alta irrefreável dos preços até 250 $/b, de modo a atrair liquidez para este mercado. Economizadores do mundo inteiro tentaram colher esta oportunidade, acelerando a corrida às compras e permitindo aos grandes bancos, no jogo das oscilações do preço, de lucrar margens imensas.


100

Sobre a natureza da crise financeira falou-se muito, e acredito que o fenómeno tenha sido analisado em todos os seus aspectos. O que não se evidencia, porém, é o facto que estes movimentos financeiros se traduzem na manipulação artificiosa desta referência chamada Brent que é adoptada, por uma espécie de convenção internacional, como preço do petróleo. Desta forma os automobilistas do mundo inteiro, sem terem conhecimento, são transformados em doadores coagidos de recursos financeiros destinados à especulação.

Quando se diz que a Europa é tutelada contra a crise induzida pelas dificuldades dos mercados financeiros, ignora-se esta parte do processo, que é significativo e atinge também aqueles que não investem na bolsa.

Pode parecer nostálgica lembrança, mas voltar a falar de um preço do petróleo baseado no petróleo, de um novo acordo entre países produtores e consumidores em que se tome como referência de mercado um cabaz de petróleos brutos físicos de referência, é mesmo um sonho proibido?

É provável que depois de vinte anos, durante os quais o benchmark para o petróleo foi um contrato do mercado dos futures, tenha-se perdido a memória histórica do que significa mercado petrolífero, do papel que neles tinham os sujeitos reais de carne e osso, países produtores e companhias petrolíferas. Hoje continua-se a usar expressões como “países OPEP e não OPEP” apenas como uma cortina de fumo para esconder os verdadeiros fenómenos do mercado e os verdadeiros donos do sistema.

Me vem à mente a fábula de Esopo sobre o cavalo, o javali e o homem. O cavalo vivia feliz numa planície, um pequeno éden. Um dia chegou um javali que começou a deturpar aquele paraíso. O cavalo já não aguentava mais o javali e resolveu pedir ajuda ao homem para que juntos pudessem eliminá-lo. O homem aceitou, e o cavalo deixou-se montar. Perseguiram o javali por toda a planície e finalmente o homem conseguiu matá-lo. Mas quando o cavalo depois de agradecer tentou ir embora, o homem, percebendo o quanto o animal seria útil para ele, amarrou-lhe uma corda no pescoço.

Países produtores e companhias petrolíferas (cavalo) para gerir a turbulência dos preços do petróleo dos anos ’70 (javali), pediram ajuda ao mercado financeiro (homem). Receberam a ajuda, mas veio junto uma corda no pescoço.

A evolução do preço do petróleo

Queríamos analisar agora, mais detalhadamente, alguns aspectos dos fundamentais que serviram de suporte à alta dos preços.

O preço do Brent permaneceu relativamente estável desde a segunda metade dos anos ’80 até 2000, oscilando entre os 10 e os 20 dólares o barril, com uma única excepção, a primeira crise do Golfo (1990).

Por volta do final dos anos ’90 os analistas de mercado consideravam o preço desta commodity como estável e previsível: mesmo os forecast mais altistas não previam, para a década sucessiva, um nível superior aos 20 dólares o barril.

A partir de 2000, o preço do petróleo bruto iniciou uma alta progressiva e contínua, até atingir os quase 150 dólares/barril no verão de 2008.

Brent Dated

0

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40

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80

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1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

$/b

bl

[Platts]

O objectivo deste artigo é analisar esta alta, estudar quais foram os factores

de mercado no passado e avaliar se eles são suficientes para explicar o andamento do preço do petróleo hoje, ou se foram originados fenómenos de mercado inéditos que resultaram nestas evoluções.

Outro factor que será considerado atentamente, por acompanhar em paralelo o forte incremento do preço, é o significativo aumento da sua inconstância. Até o final dos anos ’90 o preço do Brent não variava, de um mês para o sucessivo, mais que 3-4 dólares o barril, enquanto agora observamos diferenças superiores a 20 dólares o barril durante o mesmo mês.


102

Se olharmos a história passada, podemos ver que níveis de inconstância tão elevados pertencem somente aos períodos de guerra, como aquela do Golfo (1991). Quais são, hoje, estas “guerras” ou “tensões” que abalam o mercado petrolífero?

Preço do Brent e Inconstância Intra-mês

0

20

40

60

80

100

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140

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

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$/b

bl

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14

16

18

$/b

bl

Brent [eixo esquerda]

Inconstância [eixo direita]

[Fonte: Platt’s] A procura e a oferta

Quando se deseja analisar economicamente um mercado, a primeira abordagem leva a considerar a procura, a oferta e o consequente equilíbrio.

Este tipo de estudo define-se também de “análise dos fundamentos”. Nos anos passados foi exactamente através da análise dos fundamentos que foi possível explicar os andamentos do mercado petrolífero e prever as possíveis tendências.

O sector é caracterizado, nomeadamente, por um mercado upstream para o petróleo bruto e por diversos mercados dos produtos (downstream): da gasolina até a nafta, do gasóleo ao óleo combustível. E é portanto necessário considerar o equilíbrio entre a procura e a oferta, quer no upstream que no downstream: como é natural, um excesso de procura leva a um aumento do preço, enquanto – ao contrário – uma oferta maior que a procura produz uma diminuição do preço.


103

Para compreender a dinâmica dos preços das últimas duas décadas devemos retroceder até um evento importante que marcou o ponto de partida no crescimento mundial da procura de petróleo bruto: o acidente na central nuclear de Chernobil (1986).

Desde então, os consumos aumentaram de forma exponencial na Ásia

(+140%) e na América do Norte (+63%), onde o consumo por habitante (27,5 barris por ano) permanece igual ao triplo do nível na Europa e a dez vezes aquele do Extremo Oriente.

O forte crescimento da procura, contudo, não é suficiente para explicar o aumento do preço do petróleo bruto. A análise dos factores fundamentais requer inclusive a avaliação da oferta: o que emerge entre 2003 e 2008 (com excepção de 2007) é um oversupply (excesso de oferta) constante de petróleo bruto, que coincide exactamente com a subida em flecha do preço.

Num mercado caracterizado por uma procura que excede a oferta deveríamos ter observado um preço pelo menos constante, abaixo dos 30 $/barril. Mas ocorreu, ao contrário, um aumento até valores recorde de quase 150$/barril. Este fenómeno necessita, portanto, de uma explicação que supere o clássico modelo da procura e da oferta, visto que a simples análise dos factores fundamentais levaria a um paradoxo (oferta superior à procura e um preço crescente).

EVOLUÇÃO DO MERCADO PETROLÍFERO DESDE O ACIDENTE DE CHERNOBIL (1986)

1986 2008 (2008-1986)

Procura Petrolífera Mundial (MM bbl/dia) Dos quais América do Norte

EU Ásia Pacífico

60,0 15,7 12,6 10,4

86,8 25,0 15,3 25,4

26,8 9,3 2,7

15,0

(Fonte: IEA 10 de Junho de 2008)

Produção de Pétroleo Bruto USA (MM bbl/dia)

8,9

5,1

-3,8

(Fonte: AIE Abril de 2008)

Consumo por habitante (bbl/ano)

América do Norte EU

Ásia Pacífico

25,2 12,0 1,6

27,5 8,9 2,6

2,3 -3,1 1,0

Média Mundial 4,3 5,0 0,7


104

Fonte: IEA

Um novo modelo de interpretação

Em muitos relatórios e estudos especializados indica-se o crescente nível de consumo na Ásia, e em particular na China e na Índia, como um dos driver (factores) principais do aumento do preço do petróleo.

O crescimento foi certamente significativo, pois a importação dos petróleos brutos e produtos duplicou desde 2000 na China (dos cerca 1,5 até os 3 milhões de barris por dia) e na Índia (de cerca 1 até 2 milhões de barris por dia).

Estes volumes, contudo, se considerados em relação à procura de petróleo mundial (cerca de 87 milhões de barris por dia), nos revelam que a sua dimensão não é particularmente significativa: as importações de petróleo bruto na China equivalem a 2,9% da procura mundial, enquanto na Índia o nível desce a 2,3%.

E ainda, a qualidade dos petróleos brutos comprados pela China, Índia e outros países da área do Pacífico, é mediamente baixa (crus pesados e sour). Como explicaremos a seguir, o que mais influencia a procura marginal de petróleo, ou seja a procura responsável pelo incremento do preço, é a procura de petróleos brutos leves com pouco súlfur. Consequentemente, um incremento da procura de petróleo bruto heavy-sour - ramas pesadas origina um impacto no preço muito menor em relação a um aumento da procura marginal.


105

Concluindo, os consumos dos países emergentes não são de se considerar um driver(factores) principal do preço do petróleo.


106

Para identificar um novo modelo que explique as últimas evoluções do mercado, é essencial analisar mais a fundo o modelo tradicional (procura e oferta), identificando os motivos pelos quais este modelo não é mais aplicável à situação actual.

De facto, o modelo funda-se numa relação entre procura, oferta e preço, na

qual os primeiros dois elementos representam dados actual, conhecidos, enquanto o terceiro, o preço, é o objecto da previsão.

Este modelo era aplicado correctamente e fornecia resultados plausíveis no passado, quando para cobrir a procura de produtos acabados dispunha-se de uma oferta adequada de todas as qualidades de petróleo bruto requeridas (desde


107

os leves sweet até os pesados sour), e havia sempre à disposição uma production spare capacity – capacidade de produção disponível), para enfrentar os eventuais piques sazonais da procura.

Ao mesmo tempo, o sistema das refinarias também permitia cobrir todos os níveis da procura de produtos durante o ano, com uma boa flexibilidade e com uma capacidade inutilizada substancial, que permitia de enfrentar as situações de emergência (nos Estado Unidos, por exemplo, nos anos ’80 utilizava-se apenas 70% da capacidade de refinaria).

Actualmente a situação é bem diferente. Em particular, a spare capacity das refinarias reduziu-se progressivamente, a ponto que hoje os refinery runs (percentagens de utilização da capacidade de refinação) se estabilizaram por volta de 90%, com pouquíssima flexibilidade. É hoje, portanto, bastante problemático enfrentar um inesperado pico de procura ou uma redução da oferta (shut down), e a utilização extrema das instalações explica o número crescente de acidentes que estão a ocorrer nas refinarias de meio mundo.

Actualmente o sistema das refinarias é, portanto, apenas suficiente para cobrir a procura de produtos, e aumentos – se calhar inesperados – nos pedidos do mercado (mesmo de um só produto) podem criar consequências tangíveis, em particular no preço dos produtos e – com um efeito a cascata – no preço do petróleo bruto e na sua instabilidade (inconstância).

Usaremos uma metáfora: se a procura de lombo de vaca (gasolina) subir em flecha, haverá em todo caso aumento do preço das vacas (petróleo bruto), pois para obter um lombo é necessário matar uma vaca inteira. Consequentemente, sendo produzido também mais acém, pojadouro, alcatra (outros combustíveis) em relação à procura, o preço destas partes diminuiria sensivelmente.


108

No que se refere à oferta de petróleo bruto, ela pode ser reputada ainda superior à procura só em termos absolutos. De facto, se considerarmos algumas qualidades de petróleo bruto singularmente, perceberemos que a spare capacity residual está vinculada quase exclusivamente a petróleos brutos de baixa qualidade, enquanto a oferta de ramas leves e sweet – óptimos na produção de gasolinas, o produto mais procurado no mercado actual – não é suficiente.

Consoante o modelo tradicional da procura e oferta, um excesso de oferta de petróleo bruto deveria ter levado a uma diminuição do seu preço, enquanto – ao contrário – uma procura maior que a oferta deveria ter levado a um incremento do preço.

Esta relação foi geralmente confirmada até 1999, mas desde então – desde que o preço do Brent iniciou sua subida – preço e procura/oferta resultam desvinculados.

Torna-se portanto necessário elaborar outro modelo de análise do mercado petrolífero que, considerando não apenas os volumes totais de procura e oferta, mas também a evolução da qualidade da oferta, diferencie, por exemplo, os petróleos brutos leves e os pesados, os com pouco ou muito súlfur e a qualidade da procura, levando em conta os novos standard (padrões) qualitativos dos produtos nos diferentes Países. O modelo quantitativo

O novo modelo de análise do mercado petrolífero, necessário para explicar o preço do petróleo bruto desde 2000, deve considerar os novos vínculos do sector, nomeadamente:

1. As novas especificações dos produtos; 2. A qualidade da oferta de petróleo bruto; 3. O “gargalo de garrafa” do sector da refinação.

A partir de 2000 entraram em vigor nos Estados Unidos e na Europa uma

série de regulamentações sobre a qualidade dos produtos, da gasolina e do gasóleo em particular.

O Clean Air Act, promulgado nos Estados Unidos em 1990 com o objectivo de reduzir os componentes de poluição emitidos na atmosfera, originou a elevação progressiva dos standards (padrões) qualitativos dos produtos, principalmente a partir de 2000. Em Janeiro daquele ano, por exemplo, foi imposto o limite de 150 ppm de súlfur para as gasolinas nas chamadas “smog areas”; em Dezembro de 2002 foi eliminado o MTBE (um blending component das gasolinas utilizado para incrementar o número de octanos) da gasolina, antes na Califórnia e depois (2006) em todo o território dos Estados Unidos; em 2006 o conteúdo de súlfur foi


109

posteriormente reduzido, a 30 ppm, e foi introduzido o ultra low sulphur diesel (com um máximo de 15 ppm de súlfur) em pelo menos 80% das vendas.

Paralelamente na Europa foram adoptadas medidas semelhantes, com os standards qualitativos denominados Euro I, Euro II, até o actual Euro IV. E ainda, em Janeiro de 2008, o conteúdo máximo de súlfur permitido no gasóleo na Europa foi cortado ao meio, de 0,2% a 0,1%.

Na seguinte tabela temos sintetizados os resultados destas normas e o standard previsto para 2009.

Na mesma época, no resto do mundo também tentou-se reduzir o impacto ambiental das emissões melhorando a qualidade dos produtos. Além do Japão (desde 2003 limite de 50 ppm de súlfur; em 2007 foi introduzido o ultra low sulphur diesel, com 10 ppm), o mesmo ocorreu em muitos países emergentes: no ano 2000 a China eliminou o chumbo da gasolina, em 2005 adoptou o standard Euro II, em 2007 o Euro III, e o Euro IV está previsto para 2010; em Singapura a gasolina sem chumbo tornou-se obrigatória em 1998; nas Filipinas em 2001; na Coreia do Sul desde 2007 é possível se abastecer com ultra low sulphur diesel; em Taiwan o limite de súlfur no diesel actualmente é de 50 ppm e irá descer a 10 ppm em 2009; no

Vietname, onde hoje o limite é de 5000 ppm, será baixado a 500 ppm no final de 2007 e a 50 ppm em 2009.

Uma melhoria das características dos produtos a nível global requer contudo um processo de refinação muito mais complexo: daí a dificuldade das as refinarias em satisfazer a procura actual, que está a crescer não apenas na quantidade, mas sobretudo na qualidade.

É possível, portanto, supor que o preço crescente do petróleo bruto possa encontrar uma primeira e importante explicação na carência dos actuais sistemas de refinação, antes que na simples disponibilidade de petróleo bruto.

E ainda, a origem do problema é de se imputar mais à oferta de produtos de alta qualidade do que à oferta de petróleo bruto.

O que se observou nos últimos anos no sector da refinação foi sobretudo uma diminuição progressiva da spare capacity na utilização das instalações. A análise do que ocorreu nas refinarias dos Estados Unidos é particularmente significativa, pois o mercado americano é certamente o mais importante e representativo.

Carburantes: conteúdo de súlfur GASOLINA (ppm)

2000 2007 2009

USA EU

150 150

30 50(*)

30 0

(*) 10 ppm devem ser disponibilizados desde 2005 e obrigatórios desde 2009 GASÓLEO (ppm)

2000 2007 2009

USA EU

500 350

15(**) 50

15 0

(**) Limite para 80% das vendas Fonte: DOE


110

Enquanto no início dos anos ’80 os refinery runs correspondiam a cerca de 70%, hoje temos uma utilização superior a 90%.

Este fenómeno iniciou exactamente em 1981, quando o sector foi desregulamentado (abandono dos preços controlados e das alocações): a introdução da concorrência de mercado levou, portanto, ao encerramento progressivo de todas as refinarias que não produziam valor económico.

[Fonte: DOE]

Das 324 refinarias activas em 1981

restavam 204 em 1989, com uma perda de capacidade de 3 milhões de barris por dia (dos 18,6 aos 15,7) e o afastamento parcial do sector das major, que conservaram apenas as refinarias mais proveitosas, vendendo as outras e, em todo caso, reduzindo fortemente os investimentos.

E ainda, nos últimos anos, uma série de investimentos adjuntos em instalações “limpas”, necessários para reduzir o impacto ambiental, obrigaram outras refinarias a fecharem, prevendo a impossibilidade de permanecerem concorrenciais a longo prazo.

Em 2007 contavam-se apenas 145 refinarias activas, mas o dado mais significativo é que desde 1976 não foi construída nenhuma nova refinaria nos Estados Unidos.

Number of Refineries Vs Average Refining Capacity

0

20

40

60

80

100

120

140

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

10

00

bb

l/d

ay

0

50

100

150

200

250

300

350

Nu

mb

er

of

refin

erie

s

Average Capacity for a U.S. Refinery

Number of operable refineries

USA,

42.4%

Rest of the

World,

57.6%

Gasoline Demand

Resto do Mundo 57.6%

PROCURA DE GASOLINA


111

Observou-se, em todo caso, que para satisfazer a procura crescente de produtos e contrastar a forte diminuição do número de refinarias, foi incrementada a dimensão média das refinarias americanas e aumentada a capacidade total de refinação (dos 15,0 milhões de barris por dia em 1994, aos 17,4 em 2007). Isso, no entanto, não foi suficiente a cobrir toda a procura, sendo necessário recorrer a um forte aumento das importações de produtos refinados.

A construção de uma nova refinaria nos Estados Unidos ou na Europa é hoje praticamente impossível, quer por motivos ambientais quer pelo “nimby” (not in my back yard): mesmo se fosse reconhecida a necessidade de uma nova refinaria, ninguém estaria disposto a aceitar a sua construção num terreno próximo à própria habitação. Por este motivo torna-se cada vez mais problemático garantir a cobertura da procura de produtos petrolíferos.

O produto petrolífero que origina as maiores tensões entre procura e oferta, e que portanto mais influi no preço do petróleo bruto e na sua inconstância, é certamente a gasolina, seguida pelo gasóleo.

E os Estados Unidos são os maiores consumidores de gasolina: a procura deles é, de facto, superior ao 40% da procura mundial.

Para enfrentar a carência de capacidade de refinação e cobrir a forte e sempre crescente procura de gasolina, os Estados Unidos aumentaram progressivamente a importação.

As dificuldades para satisfazer toda a procura de gasolina nos Estados Unidos, contudo, não são alimentadas apenas pela insuficiência das instalações de refinação, mas também por problemas ligados ao import deste produto.

A Europa exportava nos anos ’90 cerca de 17-20 milhões de toneladas por ano de gasolina para os Estados Unidos, mas não adequada aos novos e mais rígidos parâmetros qualitativos, que reduziram a capacidade de refinação não só no território americano, mas também na Europa, principal fornecedor de gasolina dos Estados Unidos. Na Europa, de facto, uma cota da capacidade de refinação não correspondia mais à nova qualidade da procura (americana, mas também europeia), necessitando de ulteriores investimentos para se adequar aos standards (padrões) impostos pelo mercado.

O actual balanço de produção e consumo de gasolinas nas diversas macro áreas (ver as imagens abaixo) mostra, em todo caso, um forte excedente de gasolinas na Europa, com as suas refinarias a cobrir uma parte importante da procura americana. Garantir as exportações rumo aos Estados Unidos resulta contudo mais difícil hoje, exactamente por causa dos mais severos standards qualitativos; e as estimativas para 2015 não são certamente optimistas, com um excedente na Europa que diminui quase na metade e um défice a nível global que irá duplicar em menos de dez anos.


112

GASOLINE SURPLUS(+)/DEFICIT(-)

2008

-52

+13

+40

-7

-5-5

+7

Balance

+65

-69

- 4

(Million Tons)

+2

+3

Os Estados Unidos, não podendo mais cobrir toda a procura de gasolina no mercado internacional (na Europa principalmente), visto o défice global deste produto, foram obrigados a começar a importar os blending components separadamente, completando a parte final do processo de refinação nos Estados Unidos. Isso multiplicou os custos e exportou a crise da gasolina para a Europa.

Fonte: DOE

Um problema análogo ao acima descrito sobre a gasolina nos Estados

Unidos, apresentou-se com o gasóleo na Europa: nos últimos anos observou-se, de facto, uma progressiva reconversão da frota de automóveis na Europa, com um shift (conversão) dos motores a gasolina para os diesel, que agora superam 50% do total. Consequentemente, a procura de destilados médios cresceu na Europa, desde 2000, em mais de 15% (correspondente a um milhão de barris por dia), enquanto o consumo de boa parte dos outros produtos diminuiu.


113

Actualmente há, portanto, um forte défice de gasóleo na Europa, compensado a nível global pelas produções asiáticas e da FSU. Nos próximos anos, porém, a procura global levará a um défice total consistente, enquanto actualmente o balanço mundial para este produto é igual a zero. E ainda, o facto que as refinarias na Europa tentaram maximizar a produção de gasóleo, reduziu, paralelamente o rendimento de gasolinas, diminuindo assim o excedente necessário para alimentar as exportações para os Estados Unidos.

Mid DISTILLATE DEFICIT/SURPLUS

2008

-38

8

-45

40

-8

12

-7

36

Balance

+98

-98

0

(Million Tons)

2

Pode-se supor, portanto, que um dos principais drivers (factores) do crescente preço do petróleo seja a carência global de gasolinas e gasóleo. Evolução do fluxo do petróleo

Nos anos ’60 e ’70 podia-se observar um fluxo do petróleo bruto muito claro, com as produções do Golfo que chegavam na Europa, onde era feita a refinação, e de lá as gasolinas seguiam rumo aos Estados Unidos, enquanto o gasóleo e o fuel oil permaneciam na Europa. Este ciclo permitia uma optimização global e uma forte eficiência, com um abatimento dos custos de transporte, que na época representavam cerca de 50% do custo final do petróleo bruto.

Nos anos ’90, ao contrário, a disponibilidade das petroleiras tornou-se crítica, quer devido a um forte aumento da procura do Far East (e as maiores distâncias a percorrer ocupando os navios por mais tempo), quer pelas novas


114

regulamentações sobre os standard (padrões) dos navios para reduzir a possibilidade de acidentes e danos ao ambiente.

O fluxo global do petróleo bruto mudou, com uma competição crescente entre as refinarias americanas e aquelas do Extremo Oriente.

Desde 2000 as tensões surgidas nos anos ’90 aumentaram ulteriormente, com importantes consequências. As refinarias asiáticas iniciaram a se concentrar também sobre o trabalho dos petróleos brutos light sweet, aqueles de maior valor e os melhores para a produção das gasolinas, da virgin naphtha e de outros produtos centrais para o mercado, incrementando assim a competição com as refinarias USA.

2000-2010: MAIN OIL FLOW(the control of the new Caspian supply)

1

2

1

34

5

6

7

1.from Gulf to West

2.from N Sea to USA

3.from gulf to F.East

4.from W.Africa to USA

5.from W,Africa to F.East

6.from Caspian to F. East

7.from Caspian to USA

Está a assumir, portanto, fundamental importância o controlo dos fluxos

do Mar Cáspio, que constituem uma das últimas novas grandes produções de petróleos brutos leves e sweet.

Perspectivas futuras

Para os próximos anos as expectativas para o mercado petrolífero não são certamente optimistas, pois com o actual sistema de refinarias não haverá como produzir toda a gasolina requerida pelo mercado americano, enquanto o tema da qualidade dos produtos – principalmente por motivos ambientais – continua a ser um problema global.

Como já mencionado, a situação de mercado tornou-se ainda mais grave nos últimos três anos com a entrada na Europa do standard Euro IV para os carburantes, do gasóleo com 0,1% de súlfur e - nos Estados Unidos – do ultra low sulphur diesel. Isso reduziu ulteriormente a produção líquida de gasolinas de alta qualidade e introduziu o problema do gasóleo.

A atenção deve, portanto, permanecer concentrada nas refinarias; devemos nos perguntar se elas serão capazes de produzir blending components – (componentes de mistura) suficientes para os novos standards de carburantes.

Pelo que se pode intuir hoje, pelos relatórios e pelas previsões de mercado, a relação entre capacidade de refinação e procura de gasolinas está em constante diminuição, quer no que se refere à capacidade de reforming - transformação, quer à de cracking (destilação de petróleo).

E ainda, a nova situação que está a se delinear nestes últimos anos, está levando a uma evolução diferente para os petróleos brutos light sweet (ramas leves) e para aqueles qualitativamente inferiores (middle/heavy sour), como se eles pertencessem a dois mercados distintos.

Assim, enquanto o mercado dos light sweet( ramas leves) – vinculado à gasolina americana – é controlado essencialmente pelas instituições financeiras (Nymex, ICE), o mercado dos heavy sour (Ramas pesadas) depende das cotas produtivas OPEP.

A OPEP (Organização Países Exportadores de Petróleo) constitui um cartel internacional com o objectivo de garantir a estabilidade do preço do petróleo bruto através do controlo da oferta. Considerando que os Países que fazem parte do mesmo produzem conjuntamente cerca de 34% do petróleo produzido globalmente (e esta cota era muito maior no passado), pode-se compreender como uma diminuição da sua produção possa influenciar os preços.

Cabe lembrar, contudo, que boa parte do petróleo bruto OPEP não é light sweet (ramas leves); na realidade, portanto, quando a OPEP anuncia um corte na produção só irá influenciar o mercado heavy sour (ramas pesadas), isto é os diferenciais dos petróleos brutos pesados, mas não aquele dos light sweet (Ramas leves) – que são, de facto, os que determinam o preço oficial do petróleo bruto (Brent, WTI).

Considerando que o preçário dos petróleos brutos é formado por duas componentes, uma base comum (determinada por um marker de mercado, habitualmente o Brent, o WTI ou o Dubai) e um diferencial


116

específico para cada petróleo bruto, nos últimos anos observou-se um afastamento e uma dinâmica diferente para os petróleos brutos heavy sour (Ramas Pesada) em relação aos light sweet (Ramas leves).

Por exemplo, como pode-se ver no gráfico abaixo que descreve o andamento do diferencial de um petróleo bruto heavy sour (Ramas Pesada) em relação ao Brent (que é um light sweet), nos últimos anos, os preços dos petróleos brutos leves desvincularam-se daqueles dos pesados, quer porque o diferencial aumentou, quer porque hoje a inconstância do diferencial é maior.

Arabian Heavy (differential on Brent)

-16

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

Jan-9

7

Jul-

97

Jan-9

8

Jul-

98

Jan-9

9

Jul-

99

Jan-0

0

Jul-

00

Jan-0

1

Jul-

01

Jan-0

2

Jul-

02

Jan-0

3

Jul-

03

Jan-0

4

Jul-

04

Jan-0

5

Jul-

05

Jan-0

6

Jul-

06

Jan-0

7

$/b

bl

ARABIAN HEAVY Vs Brent DTD

Diante dos problemas acima mencionados, a insuficiência da capacidade de refinação em primeiro lugar, parece não haver soluções a breve prazo que possam restabelecer um equilíbrio de mercado.

Só importantes investimentos no down-stream e principalmente no mid-stream do sector petrolífero poderiam mudar a rota actual, garantindo maior estabilidade à oferta e, consequentemente, ao preço de petróleo bruto e dos produtos.

Actualmente, porém, parece não haver investimentos significativos no sector da refinação: na China, por exemplo, os preços dos produtos petrolíferos são controlados pelo Estado, e as refinarias estão a produzir com perdas, devido aos altos preços do petróleo bruto (mesmo se depois a perda lhes é reembolsada), motivo pelo qual possíveis investimentos resultam não convenientes; o grupo americano Tesoro (que refina mais de meio milhão de barris por dia) anulou o projecto de construção de uma nova refinaria em 2006, vistos os custos crescentes; a Kuwait National Petroleum Company adiou outro projecto; em 2006, as previsões do governo dos Estados Unidos falavam de um incremento da capacidade interna de refinação de 1,6


117

milhões de barris por dia até 2011; agora a previsão desceu a um milhão e nenhum projecto concreto foi realmente activado.

Considerando que nos próximos três/cinco anos a capacidade de refinação não crescerá de forma substancial, pode-se prever que os preços do petróleo bruto não irão descer abaixo dos valores actuais. Conclusões

Perante o cenário descrito permanecem, em todo caso, muitas dúvidas e perguntas: existe uma maneira para dar estabilidade ao mercado do petróleo sem investir no sector das refinarias? O que faz, ou o que poderia fazer a OPEP para tentar controlar os preços? Quem pode garantir hoje um controlo sobre as flutuações do preço do petróleo bruto? Não havendo respostas a estas perguntas a única coisa a fazer é tentar minimizar o risco, incrementando os proveitos através do merging (fusão) com outras companhias e a racionalização dos custos, continuando porém a ver o preço do petróleo como uma variável desconhecida.

A este respeito é muito útil, para prever a evolução do sector, considerar os objectivos de cada actor de mercado: os Países produtores querem preços altos e estáveis, target (objectivo) que coincide exactamente com aquele das multinacionais do petróleo; os refinadores desejam margens altas (ou seja uma grande diferença entre o preço dos produtos e o preço do petróleo bruto) e os traders (negociantes) (quer no físico, quer no papel) buscam altos diferenciais e, principalmente, uma forte inconstância sobre a qual especular. Considerando que nenhum dos actores acima mencionados busca uma baixa dos preços, aos níveis dos anos ’90, parece difícil supor que o preço irá mover-se naquela direcção, pelo menos a breve e médio prazo.


118

PARTE 3

ELECTRICIDADE E REGULAÇÃO


119

Capítulo 8

O SECTOR ELÉCTRICO ANGOLANO

“O acesso à energia é indispensável para o desenvolvimento nacional, para a redução da pobreza e para se alcançarem as metas de desenvolvimento do Millenium”

Euclídes de BRITO


120

Introdução

A República de Angola passou por momentos difíceis devido a uma guerra prolongada que teve início aquando da sua independência em 1975 e que só terminou em 2002. A instabilidade político-militar então vivida arruinou a sua economia. Parte das infra-estruturas, incluindo as do sector eléctrico, foi destruída. Em alguns casos, a acentuada degradação deveu-se a falta de recursos, quer financeiros, quer humanos.

Actualmente, apesar dos esforços empreendidos para melhorar a prestação dos seus serviços, a Indústria de Fornecimento de Energia Eléctrica (IFE) continua a enfrentar sérios problemas e constrangimentos. O fornecimento de energia eléctrica não é efectuado com a qualidade e fiabilidade requeridas, as tarifas praticadas não reflectem os custos incorridos, as empresas do sector não operam de acordo com os princípios comerciais, existindo ainda elevadas perdas técnicas e comerciais.

O crescimento da economia teve grande reflexo na procura de electricidade levando à reabilitação e expansão das infra-estruturas de produção, transporte e distribuição e ao consequente aumento da taxa de electrificação. No período compreendido entre 2001 e 2005, a procura de energia eléctrica cresceu em 36%19.

Com o objectivo de criar um ambiente propicio para a participação do sector privado, o Governo de Angola tem estado a levar a cabo um conjunto de reformas que inclui, entre outras, as componentes politica, legal, fiscal e de regulação.

No Sector Eléctrico, as reformas tiveram início em 1996 com a aprovação da Lei Geral de Electricidade (LGE). Em 2002, o Governo aprovou a “Estratégia de Desenvolvimento do Sector Eléctrico Angolano” que contém uma série de iniciativas estratégicas e inclui, igualmente, planos com metas e prioridades definidas para os Programas de Reabilitação e Estabilização de Curto Prazo, assim como, um Plano Estratégico de longo prazo. Devido a alguns constrangimentos, este documento nunca foi implementado na íntegra.

19

É importante referir que, este crescimento é ainda reprimido e caso haja disponibilidade de

potência, a procura aumentará substancialmente. Por exemplo, devido à reduzida fiabilidade no fornecimento

de energia eléctrica, em 2007 estimava-se que, quase 90% das empresas que operam no país, têm geradores

próprios que utilizam em caso de perturbações no sistema.


121

A Estratégia de Desenvolvimento do Sector Eléctrico de 2002 define os seguintes objectivos para o sector:

Garantir o abastecimento seguro e permanente de electricidade, de forma a satisfazer o crescimento da procura;

Garantir o acesso ao serviço de abastecimento de electricidade a um número crescente de cidadãos e comunidades;

Reduzir as assimetrias regionais existentes;

Garantir que o sector eléctrico seja economicamente eficiente e que contribua para o desenvolvimento económico;

Criar condições para promover a participação do investimento privado no sector; e

Garantir a conservação e protecção do ambiente.

Entretanto, várias iniciativas contidas no documento têm sido implementadas, tais como, a criação do Instituto Regulador de Electricidade (IRSE), a revisão e aumento faseado da tarifa praticada na venda de electricidade ou a reabilitação e expansão das infra-estruturas. Depois de um Workshop sobre o Desenvolvimento do Sector Eléctrico, realizado em Outubro de 2004, que apontou a necessidade de se proceder à revisão da estratégia do sector e avaliar qual o melhor modelo da reforma a implementar, foi desenvolvido o Plano Director da Reforma do Sector, elemento reitor das actividades no âmbito da reforma do sector.

Quadro Legal e Institucional

Legislação

A Legislação principal do Sector é a seguinte:

A Lei nº 14A/96, de 31 de Maio (Lei Geral de Electricidade), estabelece um conjunto de princípios gerais que visam a promoção da concorrência nos mercados de produção e distribuição de energia eléctrica, o fomento da iniciativa privada e o incentivo ao abastecimento e uso eficiente de energia eléctrica.

A produção e distribuição de energia eléctrica, ao abrigo da Lei nº 4/02, de 16 de Abril (Sectores Económicos de Reservas Relativas do Estado), podem ser exercidas por empresas ou entidades não integradas no Sector


122

Público mediante um tipo específico de contratos de concessão (BOT, BOOT, etc.);

É admissível, no Sector, a iniciativa privada através de Parcerias Público Privadas, ao abrigo da Lei nº 11/03, de 13 de Maio (Lei de Bases de Investimento Privado).

Governação e Estrutura do Sector

A instituição do Governo responsável pelo sector da electricidade é o Ministério de Energia e Águas (MINEA). O MINEA opera ao abrigo do Decreto - Lei nº 3/00, de 17 de Agosto, que aprova o seu estatuto orgânico e confere-o a responsabilidade pelo desenvolvimento de politicas, planeamento, coordenação, supervisão e fiscalização das actividades relacionadas com o sector.

O Instituto Regulador do Sector Eléctrico (IRSE), criado através do Decreto nº 4/02, tem como funções principais monitorar a implementação da Lei Geral de Electricidade, promover o desenvolvimento do Sistema de Electricidade Público, proteger os interesses dos clientes, bem como os interesses de outros parceiros chave no sector.

A principal entidade responsável pela produção, transporte e distribuição de energia eléctrica em Angola é a Empresa Nacional de Electricidade, ENE – E.P.. Esta empresa pública está presente em 15 das 18 províncias do país. A outra entidade importante no segmento da distribuição é a Empresa de Distribuição de Electricidade, EDEL-E.P., responsável pela distribuição e fornecimento de energia eléctrica na cidade de Luanda. A EDEL-E.P. é a maior cliente da ENE-E.P..

No segmento da produção encontramos ainda o Gabinete de Aproveitamento do Médio Kwanza (GAMEK), criado em 1980, com a responsabilidade de coordenar o desenvolvimento de centrais hidroeléctricas no Médio Kwanza. Este Gabinete é a responsável pela maior unidade de produção de electricidade existente actualmente no país, o Capanda, com 520 MW de capacidade instalada.

Relativamente a centrais a operar em regime de aluguer, destacasse a de Luanda, com 30 MW de capacidade instalada, e a de Cabinda, com 45 MW, ambas pertencentes a Aggreko. Na província da Lunda Norte, a empresa diamantífera, Endiama, é a responsável por várias unidades de produção de electricidade que somam uma capacidade instalada de 15 MW.


123

Na província da Lunda Sul está instalada uma unidade hidroeléctrica com 16 MW de capacidade instalados (Hidrochicapa) resultante de uma parceria entre uma empresa diamantífera russa Alrosa Vneshtroy (60%), e a ENE (40%). Este unidade fornece energia para a cidade do Saurimo e para o exploração diamantífera do Catoca. Nas restantes províncias onde a ENE-E.P. não está presente, os governos locais são responsáveis pela produção e distribuição.

O Sistema Eléctrico Angolano está isolado da rede regional da Pool de Electricidade da África Austral (SAPP). Entretanto, existem ligações em média tensão entre os sistemas da NamPower, da Namíbia, e da ENE-E.P. na província angolana do Cunene que atendem as localidades de Ondjiva, Namacunde, Santa Clara e Oyole, bem como algumas localidades do Kuando Kubango. Existe uma outra ligação entre a SNEL, da RDC, e o sistema eléctrico Angolano na localidade de Noqui, a Norte do país. A ilustração da estrutura da IFE Angolana é apresentada na figura ao lado.

Caracterização do Sector

Presentemente, a energia eléctrica fornecida é de reduzida qualidade e fiabilidade. Existem várias restrições ao fornecimento de energia eléctrica que inibem o desenvolvimento. Entre as principais estão:

o deficit de produção;

a limitação na capacidade das linhas de transporte;

a existência de elevadas perdas técnicas e não técnicas nos sistemas eléctricos;

Estrutura da IFE Angolana

ENE

Sistema Sistema Sistema

Norte Centro Sul

Consumidores

EDEL

ENE

Sistemas

Isolados

Autoridades

Locais

(4 provincias)

Endiama

(Lunda

Norte)

NamPower

(Namibia)


124

a não reflexão nas tarifas os custos efectivos nem sequer os custos operacionais; e

a não interligação dos sistemas eléctricos, o que constitui perdas de oportunidade em termos de economias de escala e do aumento da fiabilidade;

Os encargos com a componente térmica são bastante elevados, o que encarece os custos de produção. Existe escassez de recursos financeiros e reduzido número de pessoal qualificado no sector. O número de trabalhadores também é elevado.

Devido ao carácter de infra-estrutura de capital intensivo, um elevado valor de investimento é necessário para a reabilitação e expansão das infra-estruturas eléctricas. Entretanto, ainda existe uma dependência do Programa de Investimentos Públicos e linhas de crédito para a realização de investimentos.

Na figura ao lado temos representado o ciclo vicioso que caracteriza a IFE de Angola.

A produção

A produção total anual de energia eléctrica no país, em 2007, cifrou-se em

3.293,2 GWh, mais 10,4% do que no ano anterior. Adicionando à energia eléctrica

produzida internamente, 21,4 GWh foram adquiridos da NamPower. Neste ano, do

total da energia eléctrica produzida no país, 51,4% foi produzida pela ENE-E.P.,

enquanto que o restante foi adquirido da Hidroeléctrica de Capanda e da Aggreko

(produtor independente).

Em 2007, na Central Hidroeléctrica de Capanda foram comissionadas mais duas unidades geradoras de 130 MW cada, perfazendo o número de 4, ou seja, 520 MW de potência. O Grupo 3 entrou em serviço em 22 de Abril, enquanto que o Grupo 4 entrou em serviço em 11 de Agosto.

1010

FundosInsuficientes

FundosInsuficientes

Clientesinsatisfeitos

Clientesinsatisfeitos

Baixas ReceitasBaixas

Receitas

BaixosInvestimentos

BaixosInvestimentos

Mau ServiçoMau

Serviço

Baixospagamentos

Baixospagamentos

Ciclo vicioso

Necessidade

de se reverter este quadro

para o ciclo virtuoso


125

Fonte: Ministério da Energia, 2009

Angola – Taxas de incremento da Energia Eléctrica Produzida e da Ponta do Sistema

Fonte: Relatório Anual da ENE-E.P, 2007

Ano Energia (GWh) Taxa de

crescimento (%)

Ponta do Sistema

(MW)

Taxa de crescimento

(%)

1999 1.295 226,0

2000 1.425 10 250,0 11

2001 1.634 15 270,0 8

2002 1.781 9 294,6 9

2003 1.995 12 303,3 3

2004 2.239 12 364,9 20

2005 2.649 18 397,2 9

2006 2.982 13 441,0 11

2007 3.293 10 534,9 21


126

Fonte: ENE, 2009

Segundo dados da Direcção nacional da Energia do Ministério da Energia a capacidade instalada de produção de electricidade era, em 2008, de 1.289 MW, sendo que, 61% desta é hidroeléctrica.

Verifica-se também um elevado grau de desequilíbrio na distribuição regional desta capacidades, agravada pelo fácto dos principais sistemas eléctricos do país não estarem interligados.

O Sistema Norte (SN), que inclúi as províncias do Bengo, Kwanza-Norte, Kwanza-Sul, Luanda e Malange, concentra 72% da capacidade instalada total do país. Os Sistemas Centro (Benguela, Huambo e Bié) e Sul (Huíla, Namibe e Cunene) representam apenas, respectivamente, 9,9% e 7,7% da capacidade instalada total do país. Nas restantes províncias estão instalados sistemas isolados, geridos por empresas privadas ou pelos governos locais20, que somam 9,7% da capacidade instalada no país.

Fonte: ENE, 2009

20

Em 2008, o ENE era proprietária de cerca de 25 MW das centrais a diesel de pequena dimensão dispersa pelos

sistemas isolados.


127

Estes desiquilíbrios são agrados pelo facto de, entre os sistemas isolados, a Lunda-Sul concentrar 64% da capcidade hidroeléctrica instalada, e Cabinda oncentrar 59% da capacidade termoeléctrica instalada.

Desta capacidade instalada, em média, somente 65% está disponível. Esta baixa taxa de disponibilidade é, principalmente, resultado da degradação da Barragem da Matala e das unidades de produção termoeléctrica da província de Luanda.

Notemos por fiim que, a somar à baixa taxa de disponibilidade, verifica-se

uma baixa taxa de utilização na maior parte das unidade de produção do país. Por

exemplo, a Barragem de Capanda, não obstante ter uma capacidade disponível de

520 MW, em média, somente 480 MW são utilizados dadas as flutuações nas

solicitações.

O transporte

Existem três sistemas principais de transpote em Angola. O Norte, que se prolonga do Porto de Luanda em direcção ao Leste, o Centro, que se prolonga do Porto do Lobito em direcção ao Leste e o Sul, que se prolonga do Porto do Namibe na mesma direcção.

A ENE e o GAMEK são os gestores da maior parte das linhas de transporte. Nas províncias não cobertas por estes sistemas o transporte é gerido por empresas ou pelos governos locais, no entanto, estes não funcionam como operadoras do sistema de transporte.

O grau de comunicação entre os diversos centros produtores e consumidores, através destas linhas de transporte é que define e delimita os sistemas energéticos do país. A interligação destes sistemas é um dos maiores (senão o maior) desafios da Indústria de Fornecimento de Electricidade de Angola, visto que permitiria aumentar significativamente a eficiência de funcionamento do sistema, ao permitir

compensações.


128

Angola – Linhas de Transporte da ENE-E.P.

Tensão Comprimento Disponibilidade

Sistema (KV) (KM) (Km) (%)

Norte 220 964,7 964,7 100

Centro 150 581,3 197 33,9

Sul 150 136 136 100

Isolados 60 880,5 372,5 42,3

Total 2.562,5 1.670,2 65,2

Fonte: URI-MINEA, 2009

Nos últimos anos o segmento de transporte está a ser objecto de reforço e expansão. Os principais aspectos deste programa são:

O comissionamento do primeiro sistema de 400 kV instalado em Angola que liga Capanda a Luanda;

A interligação dos sistemas Norte e Centro a 220 kV;

A expansão do sistema norte com a integração da rede do Uíge;

A expansão do sistema centro com a integração de zonas de consumo anteriormente não servidas; e

A ligação de uma nova central hidroeléctrica em N’gove.

Em 2007 foram concluídos os trabalhos de construção da terceira Linha de 220 KV entre Cambambe e Luanda, assim como do projecto de reabilitação da Linha de 220 KV entre Cambambe e a Gabela pertencentes ao Sistema Norte. A nova linha de transporte de 220 KV entre Cambambe -Viana– Cazenga foi energizada a 5 de Dezembro de 2007, enquanto que a linha Cambambe – Gabela entrou em serviço a 25 de Novembro 2007 após trabalhos de reabilitação. A linha de transporte entre N´dalatando – Cambambe foi energizada a 16 de Dezembro 2007.

Em 2007 procedeu-se também a conclusão da construção da nova Subestação do Camama em Luanda Sul, dos trabalhos de expansão das subestações de Viana, Cazenga e Cambambe, a construção da nova subestação de Ondjiva, província do Cunene e a subestação da Gabela.

No Sistema Norte, a subestação do Cazenga foi alvo de uma reabilitação parcial e ampliação da sua capacidade de transformação em 60 MVA. A subestação da Gabela fruto dos trabalhos de reabilitação da linha foi energizada em 25 de Novembro de 2007.


129

Está em curso a reabilitação e modernização das subestações da Catumbela e Kileva e as Subestações da Hidroeléctrica do Biópio e da Térmica de Biópio.

A Subestação do Namibe funciona com grandes limitações devido ao elevado grau de degradação por corrosão face a agressividade do mar.

A linha de transporte de energia eléctrica entre a Gabela e a Kileva em 220 kV iria permitir interligar o Sistema Norte ao Sul. É uma linha com extensão de 242 km e tem prazo de conclusão previsto para o ano 2010. Um outro projecto que está em curso, prevê a instalação de três unidades de 20 MW cada no Gove e a construção da linha de transporte entre o Gove e o Huambo em 220 kV. O processo de concurso está concluído. A Linha de transporte terá uma extensão de 80 km e tem prazo de conclusão previsto para 2010.

Uma nova linha de 220 KV, com 176 km de comprimento, entre Cambambe, Viana e Luanda, esta a ser construída e quase em fase de conclusão. Uma outra linha de 220 KV, com 60 km de comprimento, entre Viana, Luanda Sul e Luanda também esta em fase de construção. Está também em fase de construção a linha de 220 KV entre Capanda e Ndalatando. Para além destes investimentos no transporte, existem outros projectos em consideração que incluem a construção de um quarta linha de 400 KV de Capanda a Luanda.

A distribuição e comercialização

O segmento da distribuição é gerido pela EDEL e pela ENE. A EDEL E.P., é a principal responsável pela distribuição de electricidade de Luanda, uma província com uma extensão que representa 0,18% do território nacional, mas que concentra 65% do consumo de electricidade.

A ENE é a responsável pela distribuição no resto das províncias cobertas pelos principais sistemas. Em Luanda, regra geral, a distribuição está segmentada da seguinte forma: a ENE abastece os grandes consumidores (alta e média tensão), enquanto a EDEL abastece os pequenos consumidores (baixa tensão).

Esta empresa pública opera 57 kms de linhas de alta tensão (60 kv), 365 kms de linhas de baixa tensão (15 kv), 1.850 km de linhas de baixa tensão (0,4 kv), 11 substações, 814 PT’s (públicos) e 1.488 armários de distribuição.

Segundo dados da EDEL divulgados em Agosto de 2010, a sua carteira de clientes cresceu em mais de 82%, entre 2006 e 2009. Se considerarmos que, entre 2004 e 2007, a carteira de clientes da ENE (constituída em 99% por clientes de baixa tensão) cresceu apenas em 48%, podemos concluir que, em termos gerais, o consumo de electricidade tem


130

crescido significativamente nos últimos anos, e que este crescimento tem sido determinado pelo consumo residencial.

Fonte: EDEL, 2010

Angola – Evolução do Número de Clientes da ENE-E.P.

Fonte:Relatório Anual da ENE-E.P., 2007

Paralelamente ao crescimento da carteira de clientes, os índices de cobrança têm vindo a aumentar consideravelmente durante os últimos anos. Excluindo a EDEL-E.P. que é o maior cliente da ENE-E.P., o índice de cobrança que em 2004 era de 65%, cresceu para 67% em 2005, 73% em 2006 e 77% em 2007. Para 2009, a EDEL reporta uma taxa de cobrança de 67,2%.

Embora mantendo uma tendência de crescimento, o desempenho foi negativo quando temos em conta que as metas traçadas pretendiam atingir índices não inferiores a 75% no final de 2006, 81% no final de 2007 e 88% no final de 2008.

A contribuir para o “medíocre” desempenho das cobranças está o facto de cerca de 70% dos clientes corresponderem a contractos de avenças, isto é, não terem o consumo monitorado por contadores.

Na vertente comercial, as empresas do sector têm envidado esforços no sentido de aumentar e melhorar os sistemas de contagem, reduzir as

Número Clientes 2004 2005 2006 2007

Alta Tensão 6 6 13 14

Média Tensão 1.127 1.233 1.367 1.538

Baixa Tensão 109.665 142.698 153.734 162.502

Total 110.798 143.937 155.114 164.054


131

perdas comerciais, reduzir o número de horas de indisponibilidade dos sistemas informáticos de apoio a actividade comercial e melhorar o serviço ao cliente.

As tarifas de energia eléctrica praticadas não obedecem ao princípio de tarifas calculadas com base nos custos marginais de longo prazo, nem sequer cobrem os custos efectivos. Existe um subsídio que o Estado atribui às empresas, mas é insuficiente para cobrir os custos envolvidos, o que dificulta e limita as empresas na realização de investimentos com recursos próprios.

O último incremento tarifário registou-se em Agosto de 2006 através do Decreto Executivo nº 118/06 do Ministério das Finanças, que passou o preço de venda do kWh em baixa tensão para o consumo doméstico para Kz 3,35, o consumo doméstico social para kz 1,16, o consumo doméstico tarifa especial para Kz 4,40, o consumo para indústria para kz 4,40 e o consumo comércio e serviços para kz 4,40. A tarifa social é aplicada aos primeiros 50 kWh/mês de consumo doméstico e somente para os clientes cujo consumo mensal do período a facturar não seja superior a 200 kWh, enquanto que a tarifa especial, é aplicada para consumo doméstico com potência contratada igual ou superior a 9,9 kVA. Houve igualmente revisão nas tarifas de média e alta tensão. A iluminação pública não sofreu alterações.

A subvenção em geral promove o esbanjamento, ineficiência e de uma forma geral, são os que têm posses e/ou negócios que beneficiam das tarifas baixas.

Existem grandes perdas técnicas e não técnicas ou comerciais. Primeiro porque a infra-estrutura em muitos casos carece de investimento. Segundo porque ainda existem vários constrangimentos na medição, contagem, processamento, facturação e cobrança. Existem também fraudes e ligações anárquicas.

Apesar dos esforços das empresas em melhorar os seus indicadores de gestão e da atribuição de subsídios a preços por parte do Estado, as empresas enfrentam sérios problemas de liquidez. Os investimentos realizados são financiados através do Programa de Investimentos Públicos. As empresas têm elevados encargos com pessoal, tarifas que não reflectem os custos e grandes ineficiências. As empresas estão empenhadas em melhorar a sua gestão interna, procedendo a melhorias nos sistemas de gestão comercial, na redução do tempo do ciclo “leitura, facturação e cobrança” (metas para a ENE - período máximo de 60 dias até ao final de 2006, 45 dias até ao final de 2007 e de 30 dias até ao final de 2008).

A ENE está a desenvolver acções no âmbito do programa de redução de perdas comerciais e a proceder a investimentos nas infra-estruturas para reduzir as perdas técnicas. A ENE pretende aumentar o número de clientes


132

numa média de 12.500 clientes por ano e instalar mais de 33.000 sistemas de contagem por ano.

A empresa pretende também desenvolver uma estratégia de aproximação ao cliente e por isso, está a implementar uma cultura de atendimento personalizado ao cliente, maior foco no cliente, de modo a melhorar a prestação do serviço.

Angola – Indiciadores de Gestão do Sector da Electricidade INDICADORES 2006 2007 Var.(%)

Energia produzida - ENE (GWh) 1.378,2 1.693,1 22,8

Energia adquirida Capanda (GWh) 1.584,2 1.600,1 1,0

Energia adquirida HidroChicapa (GWh) 0,0 0,8 #DIV/0!

Energia total produzida no país (GWh) 2.982,1 3.293,2 10,4

Importação da Nampower (GWh) 19,6 21,4 9,2

Energia total facturada (GWh) 2.006,4 2.362,0 17,7

Predas Técnicas e não técnicas (%) 32,7 30,3 -7,3

Potencia hidrica Instalada (MW) 497,7 773,8 55,5

Potancia termica instalada (MW) 332,5 399,8 20,2

Potencia total instalada (MW) 830,2 1.173,6 41,4

Potencia total disponivel (MW) 617,7 872,9 41,3

Disponibilidade (%) 74,4 74,4

Ponta do Sistema (MW) 441,2 535,0 21,3

Extensão total Linhas de Transporte (Km) 2.231,0 2.562,5 14,9

Extensão disponivel (Km) 1.278,0 1.670,2 30,7


Subestações capacidade transf. instalada (MVA) 1316 1344 2,1

Subestações capacidade transf. dispon.(MVA) 1188,5 1316 10,7


Indice de cobrança (%) 77,6 70,8

Total numero de clientes 155.114,0 164.054,0 5,8

Baixa tensão 153.734,0 162.502,0 5,7

Media tensão 1.376,0 1.538,0 12,5

Alta tensão 13,0 14,0 7,7

Total empregados 4.347,0 4.523,0 4,0

Empregados no activo 3.395,0 3.539,0 4,2

Energia produzida por empregado 0,88 0,93 5,9

Vendas por empregado 0,59 0,67 12,9

Ponta do Sistema por empregado 0,13 0,15 16,3

Clientes por empregado 46 46 1

Fonte: Relatório Anual da ENE-E.P., 2007


133

Conclusões

Nesta fase de grandes desafios na economia Angolana é necessário que se tomem medidas, algumas das quais indicamos em seguida:

Melhorar a qualidade e fiabilidade no fornecimento de energia eléctrica, com investimentos de capital intensivo quer na reabilitação, quer na expansão das infra-estruturas;

Criar condições para que as empresas operadoras do sector funcionem segundo os princípios comerciais;

Efectivar a interligação dos sistemas eléctricos, Norte Centro e Sul, assim como o Sistema Nacional ao da SADC é de capital importância porque permitirá o desenvolvimento do potencial hidroeléctrico existente, o aumento da fiabilidade no fornecimento, ganhos em termos de economia de escala, redução de custos de produção e exploração, redução da poluição ambiental, a promoção de projectos de capital intensivo, o desenvolvimento económico e social, a criação de empregos, a redução do consumo de biomassa;

Priorizar o processo de reformas e através da obtenção de meios financeiros e humanos;

Criar o ambiente propício para o envolvimento do sector privado no desenvolvimento das infra-estruturas eléctricas, através de parcerias público/ privadas;

O Regulador deverá jogar um papel importante no desenvolvimento do Sector, por isso é necessário que este seja forte, independente, credível e dinâmico;

Remover as barreiras que inibem o crescimento e desenvolvimento do sector eléctrico estreitando o diálogo entre os vários parceiros chave no sector.

Desenvolver o processo de Separação de Contas na ENE de modo a criar um ambiente de transparência, responsabilização e prestação de contas;

Reformar as tarifas de forma a garantir o retorno do investimento;

Revisão das politicas dos subsídios, porque ela promove ineficiência e beneficia os que mais têm;

Criar o Fundo de Electrificação Rural é de extrema importância para constituir uma fonte de financiamento; e


134

O licenciamento e a política de concessões devem ser revistas e o órgão regulador deve participar das discussões para o efeito.

O acesso à energia é indispensável para o desenvolvimento nacional, para a redução da pobreza e para se alcançarem as metas de desenvolvimento do Millenium. Com a paz deu-se inicio em quase todos os sectores de actividade a projectos de reabilitação e/ou expansão das infra-estruturas. Contudo o país ainda enfrenta enormes desafios e no sector eléctrico um particular ênfase deve continuar a ser dado ao aumento da taxa de electrificação e ao fornecimento contínuo de energia eléctrica.


135

Capítulo 9

REFORMA DO SECTOR ELÉCTRICO EM

ANGOLA

“Numa perspectiva regulamentadora, o

Governo tem tomado posições firmes no

sentido de criar o ambiente propício para o

desenvolvimento do sector e não só. Isso

inclui a promulgação da Lei do Investimento

Privado, da Lei da Privatização e da Lei

Geral da Electricidade. Muito embora a

implementação dessas leis seja de difícil

cumprimento por razões conjunturais, a UIR e

os seus parceiros estão comprometidos em

ultrapassar todo e qualquer obstáculo.”

Félix VIEIRA LOPES


136

Introdução

Os passos principais que deram origem ao estágio corrente de desenvolvimento da reforma do sector eléctrico são os seguintes:

1996 Aprovação da Lei Geral de Electricidade;

2002 Aprovação da Estratégia para o Desenvolvimento do Sector Eléctrico de Angola;

2004 Fórum para o desenvolvimento do Sector de Electricidade de Angola que recomendou a elaboração de um Programa de Reforma do Sector;

2005 Seminário para a discussão do Plano Director da Reforma do Sector Eléctrico (PDR);

2006 Estabelecimento da estrutura reguladora, IRSE 21;

2006 Instauração da Unidade de Reforma do Sector Eléctrico, UIR 22.

A Reforma consiste em:

Mudanças na estrutura da Indústria de Fornecimento de Energia Eléctrica (IFE);

Mudanças nos mecanismos institucionais e de governação da IFE;

Desenvolvimento do quadro Regulador;

Reforma tarifária;

Mobilização de recursos e criação de condições para garantir a fiabilidade financeira das empresas operadoras do Sector;

Electrificação do país;

Desenvolvimento dos recursos humanos.

O Plano Director da Reforma do Sector Eléctrico foi desenvolvido com o contributo dos parceiros chave do Sector Eléctrico.

21

IRSE - Instituto Regulador do Sector Eléctrico 22

UIR - Unidade de Implementação da Reforma


137

Esse utensílio define as iniciativas prioritárias da reforma e as suas acções. Ele serve também como orla de referência para atingir os objectivos traçados.

Com base no PDR e nas recomendações do Relatório sobre a Reorganização da ENE-E.P., o Conselho de Administração desta Empresa decidiu criar a Unidade de Implementação do Processo de Reestruturação Interna (UPRI) para a dinamização e materialização das recomendações sobre o processo de reestruturação e reforma, iniciando pelo projecto de separação das suas actividades estratégicas e contas. A intenção do projecto é:

Criar um ambiente mais comercial;

Criar um ambiente de maior transparência, responsabilização e prestação de contas;

Corresponder melhor aos desafios de uma economia em crescimento;

Melhorar a performance da empresa;

Responder às necessidades da regulação do Sector;

Introduzir ajustamentos organizacionais e modernizar a estrutura operativa;

Criar condições para a separação das actividades de monopólio natural das de concorrência.

A reestruturação da empresa tem como objectivo reorganizar e adequar a Empresa aos novos desafios, reabilitar e expandir as infra-estruturas, melhorar os serviços de comercialização e marketing, criar uma nova cultura empresarial virada ao aumento da eficiência, produtividade, redução de custos, espírito de equipa, motivação, satisfação e dedicação, reorganizar a função Recursos Humanos e garantir a sustentabilidade económico-financeira da Empresa.

A UIR é uma entidade “ad-hoc” responsável pela implementação da reforma com um mandato de 3 a 5 anos, que reporta directamente ao Ministro da Energia e Águas.

Entre os seus directos parceiros conta por um lado com os Ministérios do Planeamento e das Finanças e por outro com as empresas públicas dedicadas à produção, transporte e distribuição de electricidade.

Foi criado o Instituto Regulador do Sector Eléctrico Angolano (IRSE). As suas responsabilidades estão definidas no Decreto 4/02. Este órgão vai monitorar a implementação da Lei Geral de Electricidade (Lei 14, A/96). O Regulador vai também promover a criação e desenvolvimento de Sistema


138

Eléctrico Publico (SEP), assim como proteger os interesses dos consumidores em termos de preços e qualidade no fornecimento.

O Regulador tem as seguintes principais obrigações:

1 Preparar propostas do Regulamento Tarifário, bem como as respectivas actualizações;

2 Preparar propostas para fixação de tarifas e preços e submetê-las ao Conselho Tarifário para parecer;

3 Preparar a proposta do Regulamento da Qualidade de Serviço, bem como as suas alterações;

4 Verificar a integral aplicação do Regulamento de Qualidade de Serviço;

5 Preparar a proposta de Regulamento das Relações Comerciais;

6 Preparar a proposta de Regulamento do Despacho;

7 Fiscalizar o cumprimento do Regulamento do Despacho;

8 Preparar a proposta do Regulamento do Acesso às Redes e às interligações; bem como as suas actualizações, ouvida a entidade concessionaria da Rede Nacional de Transporte (RNT).

Enquanto a motivação para a reestruturação e reforma da indústria de fornecimento de electricidade (IFE) é forte, várias opções existem em termos de formulação e implementação de um programa ambicioso de reforma. Esse programa foi enquadrado no contexto das recomendações do Fórum de 2004, o qual inclui:

O processo de reforma do sector iniciado pela Lei Geral da Electricidade em 1996, com particular ênfase na comercialização das operações do sector, viabilidade dos operadores do sector, implementação de um programa de prioridade de investimentos com enfoque na electrificação e envolvimento mais activo do sector privado;

A análise do corrente modelo monopolista que caracteriza a IFE de Angola, de modo a identificar uma estrutura de indústria mais adequada e mais bem posicionada para responder aos objectivos do governo para o sector;


139

A importância na reorganização do sector de distribuição de electricidade e a normalização das operações comerciais das companhias de distribuição, desse modo contribuindo para o processo de restabelecimento da viabilidade financeira das entidades do sector eléctrico;

A implementação de uma nova estrutura tarifária que garanta a mudança gradual para tarifas que reflictam os custos, durante um período pré definido;

A criação de compromissos para a promoção e aceleração de electrificação através do uso de um novo planeamento e instituições de financiamento como meios chave para atingir objectivos pré definidos;

O comportamento adequado da entidade reguladora para melhorar a gestão das entidades existentes no sector assim como o estabelecimento de um quadro regulador credível para o envolvimento do sector privado na IFE;

A criação de condições e iniciativas para promover o envolvimento activo do sector privado angolano como parte da formação técnica e científica adequada que assegure longevidade sustentável para a IFE;

O reconhecimento das debilidades humanas em termos de formação através do estabelecimento de uma bem estruturada estratégia de desenvolvimento de recursos humanos;

A formulação de uma série de iniciativas e actividades num Plano Director suportado pelo governo, com prazos e responsabilidades bem definidos; e

A garantia dos recursos necessários para implementar o processo de reforma, com os sistemas e processos assegurados de modo a monitorar regularmente o progresso da implementação da reforma.

Pressupostos da Reforma

Para desenvolver e implementar o actual programa de reforma do sector eléctrico há elementos importantes a ter em conta, entre os quais se destacam os seguintes:

Compromisso do governo e liderança;

Licenças e concessões;

Desintegração vertical ou desverticalização;

Disputa e duplicação de funções; e

Constrangimentos em termos de recursos humanos


140

Contudo, outras questões de primordial importância são parte do processo, entre as quais o engajamento do governo e a sua liderança, o surgimento gradativo de um moderno quadro tarifário e o acesso da população à electricidade, que serão cobertos nesse capítulo, cujas fontes de inspiração são os correntes estudos formais sobre o processo de reforma do sector eléctrico de Angola.

Para a discussão do Plano Director, foram definidos três cenários: i) Manutenção do quadro actual; ii) Expansão liderada pelo sector eléctrico; e iii) Reforma acelerada. Esses cenários são expostos em algumas das situações apresentadas ao longo do texto.

Compromisso do Governo e Liderança

Antes de mais, o Governo tem articulado claramente as suas responsabilidades na matéria. Contudo, com um número elevado de instituições envolvidas na governação do sector, a clarificação de responsabilidades para o processo de reforma tem sido decisivo para os resultados frutíferos desejados.

O Governo está a desempenhar um papel decisivo na liderança do desenvolvimento e reforma da IFE a curto e médio prazos, com esforços consideráveis que estão a ser despendidos para demonstrar claramente à população, num relativo curto espaço de tempo, que o país pode ter um desenvolvimento económico e social regular, restaurar o sector de electricidade e aumentar substancialmente a fiabilidade do fornecimento de electricidade.

A instituição líder do sector eléctrico em Angola é o Ministério da Energia e Águas (MINEA) criado em 2000. A sua gestão tem-se alterado ao longo desses poucos anos, com ênfase no revigoramento das suas estruturas operacionais e recrutamento de quadros qualificados.

Numa perspectiva regulamentadora, o Governo tem tomado posições firmes no sentido de criar o ambiente propício para o desenvolvimento do sector e não só. Isso inclui a promulgação da Lei do Investimento Privado, da Lei da Privatização e da Lei Geral da Electricidade. Muito embora a implementação dessas leis seja de difícil cumprimento, por razões conjunturais, a UIR e os seus parceiros estão comprometidos em ultrapassar todo e qualquer obstáculo.

Para que a antevisão do Governo para o sector de electricidade seja materializada, legislação para orientar o processo de reforma encontra-se já organizada, estando no entanto ainda alguma em processo de estruturação. Entre uns e outros destacam-se os seguintes, apresentados na seguinte:


141

ANGOLA – DOCUMENTOS LEGAIS REPRESENTATIVOS

DOCUMENTO

LEGAL

POSICIONAMENTO

LEGISLATIVO

FUNDAMENTO EXIGÊNCIAS CHAVE

1. Lei Geral da Electricidade Lei 14-A/96 da Assembleia Nacional, de 31 de Maio -

(actualmente em processo de revisão).

Lei fundamental para a governação do sector de

electricidade.

Introdução do processo de reforma; Identificação de alguns poderes do GOVERNO; Regime de concessões; Tarifas reguladas.

2. Lei Geral do Ambiente Decreto-lei 5/98. Quadro geral para a protecção do ambiente.

Gestão ambiental; Fundamento para legislação ambiental específica; Ausência de regulação para o sector de electricidade.

3. Empresas Públicas de Electricidade Decretos do Conselho de Ministros de 1998 e 1999.

Instituição da ENE e da EDEL como empresas

públicas

ENE –EP como empresa nacional de electricidade para geração, transmissão e distribuição e EDEL –EP para distribuição.

4. MINEA Decreto-Lei 3/00 do Conselho de Ministros de 17 de Março.

Estabelece o Ministério da Energia e Águas

Expõe autoridade, funções e estrutura orgânica do MINEA.

5. Regulamentos suplementares do Sector

Decretos do Conselho de Ministros 45/01 de 13 de Julho, e Decreto 47/01 de 20 de Julho

respectivamente.

Regulamentos para a distribuição e produção de

electricidade respectivamente.

Regula parâmetros técnicos, concessões e licenças para a distribuição; regula a produção no sistema nacional de electricidade; Outorga ao

Conselho de Ministros poderes para emitir concessões aos produtores públicos e privados.

6. DNE e GEPE Decretos Executivos do MINEA, 72/01 de 11 de

Dezembro e 10/02 de 1 de Março.

Cria regulamentos internos de funções e

responsabilidades.

Cria a DNE dentro do MINEA; Define as áreas funcionais de responsabilidade de planeamento dentro do MINEA.

7. Órgão regulador do Sector Eléctrico Decreto 4/02 do Conselho de Ministros de 12 de Março.

Cria o órgão autónomo de regulação “Instituto

Regulador do Sector Eléctrico” (IRSE).

Supervisão do Sector de Electricidade através da aplicação da Lei Geral de Electricidade, funções e estrutura orgânica do IRSE.

8. Estratégia de Desenvolvimento do Sector de Energia de Angola

Esboço publicado no Diário da República, Série #78, em 1 de

Outubro de 2002.

Apresenta as posições estratégicas para o Sector.

Assuntos estratégicos chave e pontos de vista.

9. Estabelecimento do IRSE Despacho Ministerial no. 8/GAB.MINEA/04); Termos de

Referência para o IRSE.

Aprova a Comissão Instaladora do IRSE.

Define as responsabilidades para o processo do estabelecimento do IRSE, funções em detalhe, as tarefas, organização e provisões orçamentais.


142

Situação das Tarifas de Electricidade

Angola está colocada na terceira posição das tarifas mais baixas na África Austral e Oriental. Essa observação pode ser ilustrada na figura seguir.

Tarifas de Angola num contexto regional

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Zimba

bwe

Zambi

a

ANGO

LA

Mal

awi

Tanza

nia

Ken

ya

South A

fric

a

Lesoth

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Swaz

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Mau

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Bots

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a

Ugan

da

Nam

ibia

Moza

mbiq

ue

Ave

rage

US

Cen

t p

er

kW

h

75 kWh/m

900 kWh/m

900 kWh/m

2500 kWh-

80%

Contudo, algumas das empresas de electricidade da SADC e da África Oriental têm realizado profundas acções de reforma nas suas tarifas de electricidade, particularmente em Moçambique, na Namíbia e no Uganda. O móbil dessas transformações é o de criar condições para que o sector eléctrico funcione devidamente com tarifas capazes de cobrir os custos de operação e manutenção e ainda, manter o sistema e estimular o investimento para atender à crescente procura.

O preço da tarifa em Angola é aproximadamente 45% abaixo do nível médio das tarifas dos países que realizaram reformas tarifárias imparciais. A regra na região é que o preço médio da tarifa deve ser entre os 8 e os 10 cêntimos do dólar americano por kWhpara que seja possível atrair investimento privado significativo para o sector.

A Tabela a seguir, apresenta os preços das tarifas para grupos de consumidores seleccionados em alguns países da SADC e da África Oriental, em 30 de Abril de 2005, em cêntimos do dólar americano por quilowatt – hora.


143

A tarifa média tem crescido lentamente em termos nominais durante os últimos anos, mas não tem sido capaz de acompanhar o rápido aumento dos custos. A tabela baixo ilustra o desenvolvimento nominal e o desenvolvimento real das tarifas no período 2003-2005, ao mesmo tempo que dá a conhecer o nível inflacionário vivido na altura. As barras azuis mostram os ajustamentos tarifários que deveriam ter lugar para preservar a tarifa real face ao rápido crescimento dos custos. A barra vermelha apresenta o nível corrente da tarifa, e a barra verde o desenvolvimento da tarifa média em Angola ajustado à inflação.

TARIFAS DE ELECTRICIDADE POR GRUPO DE CONSUMO NA ÁFRICA AUSTRAL E ORIENTAL (cêntimos de USD/kWh), 2005

PAÍS CONSUMIDOR COMERCIAL

75 kWh/m 900 kWh/m 900 kWh/m 2500 kVA-80% *

Zimbabwe 2,3 10,0 5,7 6,0

Zâmbia 2,9 2,1 3,8 2,1

ANGOLA 3,6 5,9 6,0 3,0

Malawi 4,1 3,4 6,3 3,9

Tanzânia 5,6 8,5 8,5 6,1

Quénia 5,7 10,4 10,7 6,8

África do Sul 6,6 6,3 8,2 2,5

Lesoto 7,1 7,1 11,2 5,0

Suazilândia 8 6,6 8,7 5,1

Ilhas Maurícias 8,6 16,5 19,0 6,8

Botswana 9,4 7,0 7,2 4,7

Uganda 11,6 11,9 11,6 3,5

Namíbia 13,1 9,0 10,4 6,9

Moçambique 13,3 12,3 14,8 5,3

Média regional 7,3 8,4 9,4 4,8

Angola (média) 49,5 % 70,6 % 63,6 % 62,0 %

Angola/Moçambique 27,1 % 48,0 % 40,5 % 56,6 %

* Pico da Procura em kVA/Factor de potência


144

ANGOLA– Inflação versus crescimento da tarifa

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

2003 2004 2005

Ta

riff

s k

wz/k

Wh

ED

EL

Required tariff rate to preserve real value Tariff rate nominal Tariff rate real

A tarifa real é aproximadamente 43% do nível de 2003 e muito embora os preços tenham subido bem em termos de dólares americanos devido ao valor das fortes políticas do GOVERNO relativamente ao Kwanza, a erosão significante do valor real das receitas tarifárias tem contribuído para a presente situação constrangedora das finanças do sector.

É de facto o estágio em que se encontram as tarifas que poderá ter um grande impacto tanto na questão dos subsídios e na habilidade de Angola para atrair capitais privados para o sector.

Contudo, o desenvolvimento da tarifa nominal e da tarifa real em diferentes cenários, se fossem efectivados a partir de 2006, pode ser visto na Figura abaixo. Vale a pena sublinhar que, muito embora a moeda nacional, Kwanza, irolavzou-se em relação ao dólar americano, para se chegar a um custo reflectivo total há a necessidade de incrementar a tarifa em cerca de 400%, com o compromisso de ajustamentos anuais para manter o real valor da tarifa devido ao rápido aumento dos custos.


145

ANGOLA– Desenvolvimento médio da tarifa no período 2003-2010

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Tari

ff r

ate

s r

eta

il K

wz/k

Wh

Tariff rates nominal reform Tariff rates nominal steady/expander

Tariff rate real reform Tariff rate real steady/expander

Muito embora um aumento tão elevado da tarifa seja um acto bastante violento para os consumidores, é importante ter essa meta em perspectiva. Um agregado familiar médio com uma receita mensal de Kz 30.000.00 a 50.000.00 23 e um consumo mensal de 75 kWh teria um aumento de cerca de Kz 820.00 na sua factura, o que significaria uma redução do seu rendimento disponível entre 1 a 4%. A Tabela abaixo, apresenta o impacto da subida das tarifas.

IMPACTO DOS AUMENTOS DAS TARIFAS

TARIFA 75 kWh/MÊS 500 kWh/MÊS 2500 kWh/MÊS

3,59 269 1 795 8 975

14,52 1 089 7 260 35 300

Diferença 820 5 465 26 325

Alguns países, incluindo Angola, têm tarifas baixas para os consumidores de pouca energia eléctrica, para acomodar os mais necessitados do custo total da geração, transporte e distribuição de electricidade. As pessoas de baixa renda que consomem cerca de 75 kWh mensalmente pagam aproximadamente 61% por kWh dos que consomem 500 kWh. A média de consumo mensal em 2005, por residência, foi calculada em aproximadamente 250 kWh.

23

A taxa de câmbio Kwanza/Dólar situou-se entre 70.00 e 75.00 no mês de Junho de 2007.


146

Caso se assuma que metade da electricidade disponível é consumida por clientes que mensalmente não ultrapassem os 75 kWh e que os restantes 50% tenham um consumo superior, as tarifas em Angola podem ser apresentadas da seguinte forma:

TARIFAS SOCIAIS DE ANGOLA

TARIFA 75 kWh/MÊS

250 kWh/MÊS

500 kWh/MÊS

03,59 269 898 1795

11,00 825

14,52 1089 3630 7260

18,00 4500 9000

Com uma tarifa fixada a 61% da tarifa para consumidores acima dos 75 kWh por mês, o ónus dos clientes de baixo consumo é reduzido em cerca de Kz 264.00 mensais, enquanto para as residências de consumo superior a 500 kWh mensais terão uma factura de mais Kz 1 740.00 considerando que cada uma dessas residências tenha de pagar a tarifa total a partir do primeiro kWh consumido.

O Governo faz efectivamente face a três grandes opções para o desenvolvimento desse sector que é basicamente financiado pelos proventos da extracção do petróleo e parcialmente pelos consumidores.

O impacto dos subsídios com base nos cenários que são apresentados é ilustrado na figura abaixo.


147

ANGOLA- Desenvolvimento do subsídio real nos cenários entre 2003 e 2010

Se as tarifas entre 2005 e 2006 fossem aumentadas reduziriam os subsídios do Estado em valores que poderiam variar entre os 4 e 5 biliões de Kwanzas. A continuação da redução dos subsídios entre 2006 e 2010 iria compensar as perdas na transmissão e na distribuição e dariam lugar a melhorias substanciais na qualidade de serviço.

De qualquer modo, é importante referir que para que a inflação seja ajustada, tendo 2003 como ano de referência, o GOVERNO despenderá cerca de 100 biliões de Kwanzas no sector, caso não haja reforma, mas esse valor poderá ser reduzido a 40 biliões se as tarifas forem aumentadas de modo a reflectirem os custos reais, com a devida margem para a manutenção salutar da indústria. Sem a reforma pretendida no sector, a factura governamental para além de 2010, poderá ser a observada na figura a seguir.


148

ANGOLA – Nível agregado dos subsídios nos cenários entre 2003 a 2010

0

20

40

60

80

100

120

Subsidies reform real Subsidies steady real Subsidies expander real

Ag

gre

ga

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ub

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in

fla

tio

n a

dju

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d b

n K

wz

2003-5 2005-10

Nesse momento, o sector de energia consome uma fatia considerável do Orçamento Geral do Estado (OGE). Depois de ajustar as contas para os custos reais, o GOVERNO terá suportado mais de 5% das despesas públicas em subsídios, em 2006, tendo sido dispendido uma percentagem similar em 2005.

ANGOLA – Subsídios percentuais do sector de energia entre 2003 e 2010

0,0 %

1,0 %

2,0 %

3,0 %

4,0 %

5,0 %

6,0 %

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Su

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of

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en

dit

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Subsides % of public expenditure reformer Subsidies % of pubic expenditure steady

Subsidies % of public expenditure expander

Expansão do Acesso à Electricidade

Estima-se que cerca de 70% da população de Angola não tenha acesso à electricidade e que a situação mais preocupante resida nas zonas rurais. Uma mudança radical dessa condição contribuirá substancialmente para o alívio da pobreza, uma vez que o tempo despendido em determinadas


149

tarefas será reduzido com a utilização da electricidade e aproveitado para outras tarefas úteis.

Como parte do processo da reforma será de importância vital o desenvolvimento e expansão urgentíssima de uma política de energias renováveis e uma estratégia de electrificação rural. Nesse momento a Unidade de Implementação da Reforma do Sector Eléctrico, UIR, está já a estudar como pôr em prática a criação de “aldeias solares” em áreas remotas onde a energia eléctrica da rede não poderá chegar num curto espaço de tempo.

O investimento inicial necessário para pôr em prática alguns dos projectos do sector já existentes é estimado em US$543 milhões, ou seja, mais de 40 biliões de Kwanzas. Além disso, como a população cresce a um ritmo entre 1 a 3% ao ano e as expectativas de crescimento económico positivo para os próximos anos, grandes investimentos serão necessários para manter e ultrapassar os correntes níveis de electrificação. Entre os novos empreendimentos em perspectiva merecem destaque novas centrais hidroeléctricas ao longo da bacia do rio Kwanza, a criação do sistema leste, assim como a interligação dos sistemas norte, centro e sul.

A Figura seguinte dá a conhecer a procura estimada, e, 2006, que era necessária para manter os níveis de crescimento de 30% na electrificação e o crescimento da população para além de 2010.

ANGOLA – Procura de electricidade com 30% de crescimento até 2010

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2005 2006 2007 2008 2009 2010

GW

H D

em

an

ded

Base Consumption (2005) Population Growth Economic Growth Increase in Electrification

Como pode ser depreendido da Figura, o crescimento da procura de electricidade em Angola terá sido influenciado por três factores principais:


150

i) O crescimento da população a um ritmo anual de 1.9%;

ii) O crescimento da economia, estimado em 10% anuais nos sectores não petrolíferos; e

iii) A expansão do serviço a um maior segmento da população.

Desse modo, para se poder manter os correntes níveis de electrificação, ao mesmo tempo que se assegura uma qualidade de serviço aceitável, a energia neste momento disponível tem de ser duplicada. Isso implica que um investimento significativo no sector será necessário nos próximos anos. Mesmo mantendo apenas 25% de crescimento, mais de US$1,8 biliões seriam necessários como novo capital de investimento até 2010.

Para aumentar o nível de electrificação para além dos 30% em 2010, mais US$1.2 biliões seriam necessários totalizando o montante em US$3 biliões. Se esse valor tivesse que ser suportado pelo OGE, representaria mais de 5% dos recursos financeiros anuais disponíveis para o país como um todo, e um impacto significativo para além dos custos de operação.

Os planos correntes de investimentos do GOVERNO para o sector são de US$187 milhões anualmente até 2016. Será fácil de deduzir que o investimento público não será suficiente para dar resposta ao crescimento da procura dos consumidores actuais e ao mesmo tempo dar resposta aos planos de electrificação aprovados pelo GOVERNO.

Desse modo, a figura abaixo, apresenta o investimento necessário (utilizando os cenários de manutenção do quadro actual e o de expansão liderada pelo sector público), tendo como referência o investimento da Fase II do Aproveitamento hidroeléctrico de Capanda em 2006.


151

ANGOLA – Necessidades de investimento estimado, utilizando dois cenários

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2005 2006 2007 2008 2009 2010

US

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illio

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0,0 %

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10,0 %

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30,0 %

35,0 %

Perc

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f H

ou

seh

old

s

Steady Scenario Expander Scenario Population Electrified (Steady) Population Electrified (Expander)

Assim, os futuros investimentos do sector poderão provir tanto do GOVERNO como do sector privado, ou ainda com base num arranjo misto dos dois sectores. De qualquer modo, esses investimentos deverão ter como base ou o aumento dos subsídios governamentais ou o pagamento justo das despesas feitas pelos consumidores. Assim, existem três amplas opções para a mobilização de recursos financeiros para que seja possível dar resposta à actual e futura procura de electricidade.

o Manutenção do quadro actual - Como o sector tem estado profundamente dependente dos subsídios governamentais, qualquer expansão futura terá de ser baseada num aumento desses subsídios;

o Reforma do sector público da electricidade - A solução para os problemas causados pela situação actual será a reforma do sector eléctrico através do aumento das tarifas, o melhoramento da eficiência e das decisões de investimentos em termos comerciais. A reforma dos operadores actuais do sector tem à sua frente um longo caminho a percorrer para permitir incentivos comerciais, reduzir o ónus da contribuição financeira do governo e obter os recursos adicionais disponíveis para investimentos.

o Participação do sector privado – Outra opção é a de encorajar o sector privado a investir no sector de electricidade, uma vez que essa opção normalmente contribui para um sector economicamente viável e fiável, principalmente devido a melhorias em termos de eficiência.

Como grande parte da infra-estrutura em Angola foi danificada ou mesmo completamente destruída durante o conflito armado, há dois tipos de investimento necessários de imediato no sector, que são os seguintes:


152

i) A reabilitação das redes existentes e das fontes de geração;

ii) A redução das perdas devido às ligações ilegais e faltas de pagamento.

A reabilitação das linhas existentes, combinadas com o aumento das tarifas poderá ser um óptimo meio para melhorar as receitas do estado a curto prazo. Em muitos casos a reabilitação é menos onerosa do que a construção de novas redes. De qualquer modo é importante que a arrecadação total de receitas potenciais seja estudada e posta em prática.

Para que seja atingido um impacto total nas reformas sugeridas e nos respectivos investimentos, um grande esforço terá de ser feito para transformar os actuais depreciadores da economia nacional em clientes normais que paguem pelos serviços prestados.

Como resultado existirá um mercado mais amplo, o que fará com que o sector possa beneficiar de economias de escala e desse modo reduzir o impacto negativo das tarifas que não reflectem os custos. Como observado acima, essa nova situação irá também consolidar o aumento das receitas resultantes não só do aumento das tarifas mas também da reabilitação das redes.

Finalmente, uma das opções para o aumento de meios financeiros para a melhoria do sector deverá ser através da participação financeira mais activa do sector privado. A Figura 9, abaixo, apresenta alguns dos riscos mais importantes para potenciais investidores no sector de electricidade de Angola.

Factores críticos para investir com sucesso (de acordo com investidores)


153

A figura seguinte identifica o modelo do Banco Mundial para países em desenvolvimento, sem ter em conta o contexto específico do país a ser considerado. Esse comportamento pode efectivamente dar lugar a erros inaceitáveis.

Barreiras ao investimento no sector de electricidade

nos países em desenvolvimento

A análise que se apresenta abaixo, também de autoria do Banco Mundial, sustenta que atrair investimento privado em larga escala ao sector eléctrico a curto e médio prazo não parece representar qualquer desafio. Muito embora alguns investimentos privados, principalmente na indústria extractiva em Angola, tenham sido coroados de êxito, atrair investidores para o sector eléctrico é geralmente mais difícil. Isso é devido a alguns factores a ter em conta, que são os seguintes:

i) Investimentos cujos retornos só são efectivos após um longo período de tempo;

ii) Tarifas com base política e social põem esses investimentos em situação de alto risco;

iii) Aspectos legislativos e políticos fazem com que certos investimentos possam ser nacionalizados, ou terem os impostos alterados, em prejuízo do investidor.

De qualquer modo, em Angola, as cláusulas de qualquer investimento privado aprovado pelo GOVERNO é respeitado à letra. Para obter investimento privado, o qual contribui para os objectivos do governo, mais reformas serão implementadas. A Tabela a seguir, sumariza a actual situação do país.


154

Na coluna onde se apresenta como título “ANGOLA OFERECE”, na tabela acima, deve ter-se em conta que se trata da opinião do Banco Mundial

24

Análise baseada no documento do Banco Mundial intitulado “World Bank’s Doing Business 2006”.

PRIORIDADES DE ACESSO AO INVESTIMENTO PRIVADO

ÁREA ANGOLA OFERECE (24) NA PERSPECTIVA DO INVESTIDOR

1. Situação Tarifária

A tarifa é considerada como o factor mais importante para o sucesso do investimento no sector de electricidade. Angola tem de momento, uma das tarifas mais baixas da região.

Atrair qualquer investidor com as tarifas existentes seria extremamente difícil, se não impossível.

2. Protecção legal ao investidor

Angola beneficia da sua prática de ter um sistema legal que protege os investidores, particularmente no sector petrolífero. Num universo de 155 países o Banco Mundial coloca Angola como número 48. Contudo, Angola situa-se abaixo de países subsaarianos, incluindo a Namíbia e a Zâmbia. Ademais, o Banco Mundial considera Angola um país difícil para negociar contratos.

De momento investimento privado fora do sector petrolífero é limitado e pela sensibilidade dos bens energéticos e contínua política incerta, os investidores verão nisso um alto risco.

3. Governo/

Garantias multilaterais

Angola é membro do MIGA, organização que capacita os investidores a terem seguro contra riscos políticos e não políticos. O MIGA está neste momento envolvido em dois projectos em Angola cujo montante atinge os US$6.4 milhões. Angola está na categoria 7, o que significa que há poucos fundos disponíveis para garantias dos países membros da OCDE.

Correntemente apenas um número muito limitado de garantias multilaterais estão disponíveis, o que não permite protecção significante para os investidores.

4. Disciplina dos consumidores em termos de pagamentos

A disciplina dos consumidores em termos de pagamentos em Angola é fraca, com ligações ilegais e faltas de pagamentos. De acordo com um inquérito realizado por operadores do sector, cerca de 40% dos clientes considerados como maus pagadores foram vistos como um problema em termos de potencial investimento.

Fontes significantes de risco, como em outros países têm experimentado muita resistência ao sector privado.

5. Obrigações contratuais

Em sectores sensíveis tais como o social e o político, como no caso do sector da energia, os investidores devem estar confiantes em assegurar obrigações contratuais. Em Angola são necessários 47 procedimentos e mil dias para o fazer. Investidores internacionais serão provavelmente forçados em acreditar em acordos internacionais, usualmente não testados.

Isso pode ser visto como um sério risco, especialmente se um contrato tem de ser assinado pelo governo (exemplo: contrato de concessão)

6. Decisão clara das regras

Angola está listada como um dos mais difíceis países em termos de falência.

Há sérios problemas administrativos em termos de negócios, mas não apresentam graves riscos ao investidor.

7. Índice de Corrupção

Angola é cotada como um dos países mais corruptos do mundo pela Transparência Internacional.

Isso representa um sério risco para potenciais investidores que poderiam ser sérios parceiros no desenvolvimento do país.


155

(sem comentários) no momento em que o seu estudo foi realizado. Um exemplo claro dos erros dessa instituição é o caso do Aproveitamento Hidroeléctrico de Capanda que na sua concepção foi reprovado por aquela instituição. O que seria o sector de energia de Angola hoje se a central hidroeléctrica de Capanda não tivesse sido construída?

Apesar de algumas dificuldades ainda existentes, Angola é um dos países que mais cresce no mundo em termos económicos. Tendo em conta a seriedade com que o Governo se empenha, há condições promissoras para que os investidores privados tenham o seu lugar garantido no sector eléctrico do país.

A participação do sector privado

Considerando o rápido crescimento da procura de electricidade no país nos últimos anos fruto do crescimento da economia e os recursos energéticos existentes, é importante que o Governo continue a empreender reformas na economia e em particular no sector eléctrico, visando a criação de um ambiente propício ao envolvimento do sector privado nas infra-estruturas.

É importante que se proceda quanto mais cedo possível à reforma do sistema tarifário de electricidade e à introdução de tarifas que reflictam os custos efectivos. Com estes elementos equacionados adequadamente, vários serão os operadores que estarão interessados em tomar parte no desenvolvimento do sector eléctrico quer como produtores independentes através de contratos de concessão BOO – constrói – possui – opera, BOT – constrói – opera – transfere e ROT – reabilita – opera – transfere, quer na distribuição.

Segundo a legislação vigente, é admissível, no Sector, a iniciativa privada através de Parcerias Público Privadas, ao abrigo da Lei 11/03, de 13 de Maio – Lei de Bases de Investimento. A Lei 14A/96 Lei Geral de Electricidade, estabelece um conjunto de princípios gerais que visam a promoção da concorrência nos mercados de produção e distribuição de energia eléctrica e o fomento da iniciativa privada.

A produção e distribuição de energia eléctrica, ao abrigo da Lei 4/02, de 16 de Abril, Sectores Económicos de Reservas Relativas do Estado, podem ser exercidas por empresas ou entidades não integradas no Sector Público mediante contratos de concessão (BOT, BOOT, etc.);

Angola possui um potencial hidroeléctrico considerável que se estima superior a 18 000 MW. Dentre as 48 bacias que o país possui, estão estudadas apenas 6. Dos 18.000 MW, quase 800 foram explorados.


156

Potencial Hidroelectrico e Capacidade Instalada

Bacia Nº Centrais Capacidade Energia garantida Centrais Capacidade Numero

Hidroelectrica Previstas estimada (MW) (GWh) Existentes instalada (MW) Unidades

Lucala 7 980 3785

Kwanza 10 6780 26200 Cambambe 180 4*45

Capanda 520 4*130

Longa 7 1190 4796

Queve 8 3020 11786

Catumbela 15 1679 8783 Lomaum 35 2*10+3*15

Biopio 14,4 4*3,6

Cunene 14 2045 8976 Matala 40,8 13,6*3

Dande Mabubas 17,8 2*3+2*5,9

Outros Luquixe 1,1 2*0,36+1*0,4

Cunje 1,6 3*0,54

Total 61 15.694,0 64.326,0 810,7

As principais bacias de Angola são:

Bacia do Kwanza

Regulação do caudal no Médio Kwanza ate 500 m3/s, viabiliza a construção de mais 7 aproveitamentos hidroeléctricos a jusante, incluindo o aumento da capacidade em Cambambe de 180 para 780 MW. Neste momento foram explorados 700 MW, sendo 520 MW em

Capanda e 180 MW em Cambambe. Esta bacia tem condições excelentes para promover a interligação dos sistemas eléctricos de Angola e a sua ligação à rede Regional. Também tem grandes potencialidades para a irrigação.

Bacia do Cunene

A barragem do Gove sofreu danos durante a guerra e está agora em reabilitação. A sua função principal é regular o caudal do rio Cunene para melhorar o funcionamento dos Aproveitamentos a jusante designadamente Matala e Calueque no Sul de Angola e do Ruacaná na Namíbia;

Esta regulação permitirá também o desenvolvimento de outros empreendimentos a jusante como é o caso do Baynes na fronteira entre os dois países;

A Barragem do Gove será equipada com 3 unidades de 20 MW cada para reforçar a capacidade de geração do

Sistema Centro


157


158

Capítulo 10

ASSOCIAÇÃO DAS EMPRESAS DE

ELECTRICIDADE DA ÁFRICA AUSTRAL

“A Visão da SAPP é facilitar o

desenvolvimento de mercados competitivos de

electricidade em que o consumidor final,

dentro da região da SADC, tenha em última

instância a a possibilidade de opção sobre o

fornecedor preferido de energia eléctrica. (...)

O desafio da SAPP será o de gerir todas as

dificuldades e incertezas previstas que devem

emergir durante o período de transição da

administração de um mercado cooperativo

para a mais competitiva associação

geográfica do mundo”

Lawrence MUSABA


159

Introdução

A Associação das Empresas de Electricidade da África Austral (SAPP)

foi criada em Abril de 1995 no âmbito do tratado da SADC com vista por um lado a optimizar a utilização de recursos energéticos disponíveis entre os países da região e por outro a apoiarem-se mutuamente em períodos de emergência. No momento da criação, os governos da SADC concordaram permitir que fossem as suas empresas electricidade a fazer os acordos necessários que regulam a criação e funcionamento da SAPP. Nesse sentido, a adesão de membro da SAPP ficou restrita às empresas nacionais de electricidade conforme disposição constante do Memorando de Entendimento Inter-Governamental (IGMOU). Entretanto, no Memorando revisto de Fevereiro de 2006, a adesão de membro à associação foi alargada a outras Empresas de Fornecimento de Electricidade.

Existem quatro documentos jurídicos cobrindo direitos e obrigações

dos participantes da SAPP: (i.) Memorando de Entendimento Inter-governamental (IGMOU) que

autoriza as empresas de electricidade a participar na SAPP e fazer contractos, e garante o desempenho financeiro e técnico das empresas de electricidade;

(ii.) Memorando de Entendimento Inter-Empresas (IUMOU) entre as

participantes, definindo a propriedade dos activos e outros direitos, como a disposição que permite a alteração da condição de membro participante para membro operador;

(iii.) Acordo entre membros operadores (ABOM), que determina a

interacção entre as empresas de utilidade pública em relação às responsabilidades de operação em condições normais e de emergência;

(iv.) Directrizes de Operação (OG), que definem a partilha de custos e

responsabilidades funcionais para a operação e manutenção de centrais eléctricas, incluindo as regras de segurança.

A base da SAPP conforme definida no IGMOU é a necessidade de

todos os participantes de:


160

(a) Coordenar e cooperar no planeamento e operação dos seus sistemas de modo a minimizar os custos, ao mesmo tempo em que mantêm a fiabilidade, autonomia e auto-suficiência no nível que desejam;

(b) Recuperação total dos seus custos e partilha equitativa dos

benefícios resultantes, incluindo reduções na capacidade de produção, redução de custos com combustíveis e utilização melhorada da energia hidroeléctrica;

(c) Coordenar e cooperar em acções de planeamento,

desenvolvimento e funcionamento de um mercado regional de electricidade com base em exigências dos Estados Membros da SADC.

O Acordo com o País Anfitrião (HCA) foi assinado a 13 de Março de

2006 entre o Governo do Zimbabué e a SAPP, atribuindo ao Centro de Coordenação o Estatuto Diplomático. Igualmente um Memorando de Entendimento entre a SAPP e a Associação Regional de Reguladores de Electricidade (RERA) sobre a ligação e interacção entre as duas partes foi rubricado em Abril de 2007.

Estrutura da SAPP

Os Ministros e Entidades da SADC são responsáveis por questões de

politicas que normalmente recaem sobre o seu controlo dentro do mecanismo administrativo e legislativo nacional, regulando a relação entre o Governo e as empresas nacionais de electricidade.

Os directores gerais das empresas participantes e um representante do Secretariado da SADC formam o Comité Executivo. O Comité Executivo encaminhará questões como por exemplo, solicitação de adesão como membro de países não membros da SADC e principais questões de politicas

SADC

Comité Executivo

Comité de Gestão

Sub – Comité

de Planeam

ento

Gestão do

Centro de

Coordenação

Centro de Coordenação

Sub – Comité

de Operaçõ

es

Sub-Comite

Ambiental

Sub - Comité

de Mercado

s


161

que podem ser levantadas, aos Ministros de Energia da SADC. Um país que possua mais de uma empresa de electricidade terá de designar qual a empresa que representará esse país no Comité Executivo.

O Comité de Gestão fiscaliza e delibera sobre as recomendações dos Sub-comités e do Conselho de Administração do Centro de Coordenação.

O Sub-comité de Operações é constituído por representantes de empresas de electricidade já interligadas e que efectuam a venda de energia em grande escala. São os chamados Membros operativos, representando presentemente 9 países – Botswana, África do Sul, Zâmbia, Zimbabué, República Democrática do Congo, Lesoto, Moçambique, Namíbia e Suazilândia. As funções dos Comités incluem, a criação e actualização de métodos e padrões que visam avaliar o desempenho técnico, procedimentos de funcionamento, incluindo o funcionamento das obrigações de reserva.

O Sub-Comité de Planeamento estabelece e actualiza os padrões planeamento e fiabilidade, revê planos de geração e transmissão, avalia os softwares e outros instrumentos de planeamento, determina a capacidade de transferência entre os sistemas, etc.

O Sub-Comité Ambiental é constituído de representantes nomeados por cada Membro operador. O Comité desenvolve Directrizes Ambientais a favor da SAPP, estabelece a ligação com os Governos para mantê-los informados sobre questões mundiais e regionais relacionadas com a qualidade de ar, água, utilização de terras e matérias ambientais. Nos casos em que os Governos já tenham Organizações Ambientais, o Comité tem de estabelecer contactos com tais organizações de modo a auxilia-los em questões específicas.

O Comité de Mercados é responsável pela concepção e desenvolvimento contínuo do Mercado de electricidade dentro da região e determina os critérios para autorizar este comércio.

Os Sub-Comités são constituídos de dois representantes, no máximo por cada Membro, com posições sénior a fim de terem capacidade para a tomada de decisões pertinentes.

O Centro de Coordenação reporta ao Conselho de Administração do Centro de Coordenação que é constituído de um máximo de dois representantes de cada Empresa Nacional de Electricidade, signatárias do IUMOU.

Visão, Objectivos, Estratégia e Valores da SAPP A visão da SAPP é facilitar o desenvolvimento de mercados

competitivos de electricidade em que o consumidor final dentro da região da SADC tenha em ultima instância a possibilidade de opção sobre o fornecedor preferido de energia eléctrica. Para promover a visão e transformá-la em realidade, a SAPP deve mudar de uma associação


162

cooperativa para uma entidade competitiva no mercado de comércio de electricidade, quer em termos de contractos físicos como financeiros. O desafio da SAPP será o de gerir todas as dificuldades e incertezas previstas que devem emergir durante o período de transição da administração dum mercado cooperativo para a mais competitiva associação geográfica no mundo.

Os objectivos da SAPP são: Servir de fórum para o desenvolvimento de um sistema eléctrico

interligado de classe mundial, robusto, seguro, eficiente, fiável e estável na região.

Harmonizar as relações inter empresas de electricidade. Coordenar o desenvolvimento do padrão regional comum sobre a

Qualidade do fornecimento; medição e monitoria dos sistemas de desempenho; aplicação efectiva dos standards, e facilitar o desenvolvimento de competência regional através de programas de formação e investigação.

Missão

A missão da SAPP é fornecer energia eléctrica a baixo custo, que seja

ambientalmente segura e acessível e aumentar o nível de acessibilidade às comunidades rurais.

Estratégia

No quadro do seu funcionamento, a SAPP pretende firmar-se como a

região mais preferida para investimentos de mais valia pelos consumidores intensivos de energia.

Valores

Respeito de outrem e desenvolver confiança mutua Honestidade, total equidade e integridade no tratamento de

questões Altruísta no desempenho dos deveres Plena prestação de contas à organização e seus intervenientes Encorajar abertura e objectividade


163

Centro de Coordenação da SAPP O Centro de Coordenação da SAPP foi estabelecido em Harare,

Zimbabué, no começo do ano de 2000. O centro representa o ponto focal da SAPP e tem um quadro de pessoal que trabalha no sentido de avançar a sua visão e os desafios técnicos. Além do Administrador, outros 7 técnicos de apoio distribuídos nas áreas de Finanças, Tecnologias de Informação, Ambiente e Secretariado estão presentemente empregados no Centro.

As funções do Centro de Coordenação da SAPP são: Implementar os objectivos da SAPP; Servir de ponto focal das actividades da SAPP; Facilitar a implementação de um Mercado competitivo na região; Monitorar as operações de transacções da SAPP entre os membros; Levar a cabo estudos técnicos sobre o sector energético que permitam avaliar o impacto de projectos futuros no funcionamento da associação; Coordenar a formação do pessoal dos membros de maneira a melhorar o conhecimento da região relativamente às operações da associação de electricidade; Fornecer as estatísticas de energia da associação e manter a base de dados da associação para propósitos de planeamento e desenvolvimento. Um sítio de Internet foi criado como meio de comunicação da SAPP

para o mundo e para informar as pessoas interessadas sobre as actividades da SAPP. O Centro de Coordenação também actua como Secretariado dos vários comités da SAPP e seus sub-comités.

Os doze membros da SAPP financiam as actividades do Centro de Coordenação mediante um fundo de subscrição anual. O Centro de Coordenação elabora um orçamento e este é submetido ao Conselho de Administração do Centro de Coordenação para aprovação. O Conselho de Administração do Centro de Coordenação é constituído de administradores seniores representantes de empresas e uma das funções é fiscalizar as actividades do Centro de Coordenação incluindo a aprovação do orçamento. Este orçamento é utilizado para efeito de pagamento de salários do pessoal e outros custos operacionais da SAPP.

Auditores conceituados internacionalmente foram nomeados para auditar periodicamente as finanças do Centro de Coordenação da SAPP. O relatório financeiro auditado é posteriormente distribuído aos membros e é igualmente publicado como parte do Relatório Anual da SAPP.


164

Membros da SAPP

OP = Membro operativo NP = Membro não operativo

Qualidade de Membro da SAPP

A regulamentação e qualidade de membros da SAPP derivaram do

desejo de cooperação económica e integração, partilha equitativa de recursos e apoio mútuo em tempos de crise, no quadro do protocolo da SADC. O ambiente em que a associação de electricidade opera actualmente, e o desenvolvimento em curso de um mercado competitivo, alterarão significativamente a base de funcionamento da SAPP. Neste sentido, muito recentemente a associação passou em revista a sua regulamentação e qualidade de membros com vista a alcançar um mercado competitivo incluindo a cedência de acesso a um número maior de participantes.

Assim, com a mais recente revisão de acordo IUMOU, a qualidade de membro da SAPP está aberta às empresas nacionais de electricidade e outras Empresas de Fornecimento de Energia (Serviços de Electricidade, Produtores Independentes de Electricidade, Empresas Independentes de Transporte e/ou Prestadores de Serviços do mercado de electricidade), dos países membros da SADC. Segundo o indicado na Tabela 1 a seguir, existem actualmente nove membros operativos e três membros ainda não operativos.

Nome Completo da Empresa Estatuto Abreviatura País

Botswana Power Corporation OP BPC Botswana

Electricidade de Moçambique OP EDM Moçambique

Electricity Supply Commission of Malawi NP ESCOM Malawi

Empresa Nacional de Electricidade NP ENE Angola

Eskom OP Eskom RSA

Lesotho Electricity Corporation OP LEC Lesotho

NAMPOWER OP NamPower Namibia

Societe Nationale d’Electricite OP SNEL DRC

Swaziland Electricity Board OP SEB Swaziland

Tanzania Electricity Supply Company Ltd NP TANESCO Tanzania

ZESCO Limited OP ZESCO Zambia

Zimbabwe Electricity Supply Authority OP ZESA Zimbabwe


165

Realizações da SAPP

Desde a altura da criação da SAPP em 1995, as seguintes realizações

foram alcançadas:

i. A abertura oficial do Centro de Coordenação da SAPP em Harare a 18 de Novembro de 2002 foi caracterizada como um grande sucesso. O Convidado de honra foi o Ministro dos Petróleos de Angola: Sua Excelência José Maria Botelho de Vasconcelos.

ii. A assinatura do Memorando de Entendimento Inter-Governamental revisto (IGMU) pelos Ministros da SADC responsáveis pelo sector de energia em Gaberone, Botswana, a 23 de Fevereiro de 2006, foi o começo da reestruturação da SAPP. OS Directores Gerais das Empresas Membros assinaram à posteriori o Memorando de Entendimento Inter-Empresa (IUMOU) a 25 de Abril de 2007 em Harare, Zimbabué. Por conseguinte, outras Empresas de Fornecimento e/ou Transporte de Energia e Prestadores de Serviços para a electricidade, dos Países Membros da SADC, podem agora fazer parte da SAPP.

iii. A resolução sobre as relações SAPP-RERA e o Memorando de entendimento foi assinado em 25 de Abril de 2007 em Harare, Zimbabué. Trata-se dum acordo de cooperação que vai permitir às duas instituições trabalhar conjuntamente e cooperar para o bem-estar comum dentro da região da SADC.

iv. A SAPP adoptou o método científico para a determinação dos encargos de transmissão. Assim sendo, a nova determinação dos encargos de transportação de energia eléctrica foi implementada num período de mais de três anos que arrancou a 1 de Janeiro de 2003. No mesmo ano, a SAPP também, aprovou a aplicação do Artigo 11.3.3 do Acordo Entre os Membros que Operam mas com percas no sistema de transporte.

v. Desenvolvimento dum mercado competitivo de electricidade

Em Abril de 2001, a SAPP inaugurou o mercado de electricidade de curto-prazo (STEM) como precursor de um mercado totalmente competitivo. No momento da publicação deste relatório, existem oito participantes do STEM de um número inicial de dois no arranque do mercado em Abril de 2001

O desenvolvimento do mercado de electricidade competitivo arrancou em Janeiro de 2004 quando o Acordo entre o Governo da Noruega e a SAPP fez uma doação de 35 milhões de Coroas Norueguesas (NOK) à


166

associação para este propósito. A SAPP está actualmente a realizar o teste da plataforma de negócio do dia seguinte – day-ahead market-trading

platform - desenvolvida pela associação dos países nórdicos. O Comité Executivo da SAPP determinará a data da abertura do mercado. As recomendações do Comité Executivo deverão aguardar até que sejam solucionadas as questões inerentes à regulamentação dentro da SAPP, mas espera-se que a abertura do mercado aconteça no final do ano de 2007.

A fim de assegurar o desenvolvimento adequado e a operação do mercado competitivo de electricidade, a SAPP desenvolveu uma política de determinação de preço de transporte de energia a longo-prazo e procedimentos de implementação e serviço de apoio ao mercado. A SAPP e a Sida assinaram um acordo em Julho de 2004, que inclui assistência financeira para a obtenção de serviços de consultoria tendo para este objectivo, sido contratada uma Empresa Inglesa, denominada Power Planning Associates (PPA).

vi. Projectos de transmissão concluídos

A linha de 400kV Matimba (África do Sul) – Insukamini (Zimbabué) estabelecendo a interligação entre a Eskom da África do Sul e a ZESA do Zimbabué em 1995.

Fez-se uma derivação para a sub-estação BPC Phokoje a partir da linha de Matimba para permitir que o Botswana se ligasse à rede da SAPP a 400kV em 1998.

A interligação a 330kV Mozambique/Zimbabwe foi comissionada em 1997.

A reabilitação das linhas DC a 533kV entre Cahora Bassa, Moçambique e a sub-estação de Apollo, África do Sul foi concluída em 1998.

A linha a 400kV entre Aggeneis, África do Sul e Kookerboom, Namíbia em 2001.

A linha a 400kV entre Arnot, África do Sul e Maputo, Moçambique em 2001.

A linha a 400kV entre Camden na África do Sul via Edwaleni na Suazilândia para Maputo, Moçambique em 2000.

O interligação a 220kV entre Livingstone,Zambia e Katima Mulilo (Namibia) foi comissionado em 2006.

vii. Criação do Westcor

A criação e lançamento do Corredor Ocidental de Energia

(WESTCOR) em Abril de 2002 visando o desenvolvimento de recursos de produção hidroeléctrica na RDC, Angola e Namíbia e as ligações de transporte de energia desde a RDC via Angola, Namíbia, Botswana à África


167

do Sul, incluindo uma rede de telecomunicações, foram decisões altamente saudadas na região. Para este propósito um Escritório do Projecto foi aberto em Maio de 2006 em Gaberone, Botswana.

viii. Directrizes Ambientais finalizadas e aprovadas pela SAPP

Directriz sobre avaliação do impacto ambiental (EIA) das linhas de transporte

Directriz sobre avaliação do impacto ambiental (EIA) de Centrais Eléctricas Térmicas

Directrizes sobre Gestão de Derrames de Petróleo

Directrizes para Controlo, Processamento, Armazenagem, Remoção e Manuseamento em Segurança de Material Contendo Amianto.

Directrizes de Gestão e Controlo de Infra-estrutura de Electricidade com respeito à Interacção Animal.

ix. Outros projectos concluídos

Os outros projectos concluídos incluem os seguintes: Conclusão do Plano da SAPP em 2001. Em 2006, a SAPP

recebeu do Banco Mundial uma doação que visava avaliar o Plano da Associação e aguarda-se que o Plano Revisto da Associação seja concluído em Novembro de 2007.

Em 2001, a SAPP recebeu do Banco Mundial uma doação que visava realizar um estudo sobre como melhor interligar as três áreas de controlo. As recomendações do estudo apontam para a utilização da solução VSAT a curto-prazo e a fibra a longo-prazo. Nesse momento a SAPP já concluiu a implementação da solução VSAT e o projecto já foi comissionado.

Projecto de redução da frequência foi concluído em 2003. A

SAPP reduziu a frequência de operação de 50 +/-0.05 Hz para 50 +/-0.15 Hz. As novas bandas de frequências foram implementadas em Janeiro de 2003.

Comércio de Electricidade

Com base no actual Memorando de Entendimento Inter-

governamental, no plano geral o comércio de electricidade na SAPP visa engajar as empresas nacionais de electricidade em contractos bilaterais de longo e curto-prazo de fornecimento e consumo de energia eléctrica. Nesse quadro, os acordos inter-governamentais e os acordos bilaterais entre as


168

empresas de electricidade formam a base e apoio de comércio transfronteiriço de electricidade na região da SADC. As actividades de rotina subsequentes incluem planeamento, resolução de disputas, monitoramento da qualidade de fornecimento e realização de investigações pormenorizadas sobre flutuação, perturbação brusca de energia e grandes avarias nos sistemas energéticos.

Quanto aos preços de contratos bilaterais de energia são negociados entre o comprador e o vendedor. A estrutura de fixação de preço dos contractos bilaterais é diversa, com alguns contractos tendo capacidade e taxas de energia que tem em conta a hora de consumo, em períodos de pico ou não. Outros contractos possuem taxas uniformes.

Os acordos bilaterais contém disposições sobre garantia de fornecimento, mas não são flexíveis ao ponto de acomodar perfis de procura e preços variáveis. De modo a explorar mais os benefícios, o fornecimento e planeamento de energia eléctrica próximo do tempo de despacho, a SAPP desenvolveu um mercado de energia de curto-prazo (STEM) como opção de fonte e garantia de fornecimentos próximo do tempo real de despacho. O STEM foi concebido para especificamente simular o despacho em tempo real. (Ver Figura abaixo).

Acordos Bilaterais na SAPP (2005)

1606

5875

230

1045

868

793

2500

1800

700

770

280

210

950

100

200

96

150

1370

250

100

110

80

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Eskom-BPC

Eskom-EDM

Eskom-LEC

Eskom-NamPower

Eskom-SEB

Eskom-ZESA

HCB-Eskom

HCB-ZESA

SNEL-Eskom

SNEL-ZESA

ZESCO-Eskom

Capacity [MW] Energy [GWh]

HCB: 1,770MW (Hydro). Eskom: 1,706MW (Térmico)


169

Mercado de energia de curto - prazo

O objectivo de um mercado padrão é estabelecer um mercado eficiente e fortemente competitivo de venda a grosso de electricidade para benefício dos consumidores. Isto poderia ser feito através do desenvolvimento de mecanismos consistentes de mercado e sinais eficientes de preços para a aquisição e transporte fiável de electricidade, combinado com a certeza de acesso equitativo e aberto ao sistema de transporte. Com vista à concepção do STEM, foram considerados os seguintes critérios:

Direitos de transporte – Os contractos bilaterais de longo e curto-prazo

entre participantes têm precedência no transporte nas interligações da SAPP sobre os contractos STEM. Todos os contractos STEM estão sujeitos aos constrangimentos de transferência tal como verificados pelo Centro de Coordenação da SAPP.

Exigências de garantias – Aos participantes são exigidas suficientes

garantias junto do Centro de Coordenação antes do arranque das transacções e é necessário uma garantia separada para cada contracto de energia.

Pagamento – Os participantes têm a total obrigação de efectuar o

pagamento da energia comercializada e os custos associados da energia. Os montantes destes pagamentos são baseados em facturas e são pagos através da conta de compensação do Centro de Coordenação. É responsabilidade dos participantes (compradores) garantir que fundos suficientes sejam pagos na conta de compensação para que o Centro de Coordenação efectue o pagamento aos participantes respectivos (vendedores).

Moedas de comercialização – As opções de moeda são o Dólar dos

Estados Unidos da América ou o Rand da África do Sul, dependente do acordo entre o comprador e o vendedor.

Método de atribuição – A atribuição das quantidades disponíveis com

base na capacidade disponível de transporte será feito através de um concurso competitivo e equitativo com partilha igual das quantidades disponíveis aos compradores.

Contractos firmes – Uma vez contratados, as quantidades e preços são

fixos e definitivos. Actualmente, existem três tipos de contractos de energia que foram promovidos no quadro do STEM como se seguem: contractos mensais, semanais e diários.


170

A tabela seguinte resume a rotina de comercialização diária no STEM. É importante notar que o período de submissão de propostas e ofertas ao concurso encerram em simultâneo.

Rotina de Comercialização Diária no STEM

Às 08H30, um dia antes da comercialização – O Centro de Coordenação

publica a taxa de câmbio entre o Dólar dos Estados Unidos da América e o Rand da África da Sul.

Qualquer momento antes das 09H00, um dia antes da comercialização – Os

participantes submetem suas propostas e ofertas ao Centro de Coordenação para contractos futuros diários.

Às 10H00, um dia antes da comercialização – O mercado é encerrado e o

Centro de Coordenação efectua a comparação das propostas e ofertas de qualquer dia de comercialização;

Às 14H00, um dia antes da comercialização – O Centro de Coordenação faz

a publicação dos resultados a todos os Participantes.

Em relação ao período de 1 Abril de 2005 a 31 Março de 2006,

correspondendo ao período fiscal do Centro de Coordenação da SAPP, o fornecimento de energia eléctrica de curto-prazo (STEM) foi de 423-GWh e a Procura correspondente foi de 3,700-GWh. A energia comercializada foi de 178-GWh a um custo médio de 96 cêntimos do dólar//kWh. Para o mesmo período de 1 de Abril de 2006 a 31 de Março de 2007, os números de oferta e procura foram de 377-GWh e 1,118-GWh, respectivamente. A energia comercializada registou um aumento no seu custo, mas com uma Procura muito inferior [ver figura abaixo].

Resumo da Comercialização de Energia (1 de Abril a 31 de Março do ano seguinte)

A venda total de energia

para o período de 1 Abril de 2005 a

31 Março de 2006 foi de US$2.2

milhões e as vendas

correspondentes para o período de 1

de Abril de 2006 a 31 de Março de

2007 foram de US$3.1 milhões.

(Ver figura da página seguinte)

Embora seja a mesma quantidade

comercializada durante ambos os

períodos, nota-se que o custo de

energia no período de 2006 foi

-

700

1 400

2 100

2 800

3 500

2005 2006

Energy Traded [GWh]

Monetary Value [US$x1000]


171

incrementado devido à redução de oferta de energia no mercado.

Comercialização de energia versus valor monetário

(1 de Abril a 31 de Março do ano seguinte)

O desenvolvimento do mercado competitivo de electricidade arrancou em Janeiro de 2004 quando um Acordo entre o Governo da Noruega e a SAPP, deu origem a uma doação à associação num total de 35 milhões de Coroas Norueguesas para esse fim. O mercado competitivo vai substituir o STEM. O STEM foi desenvolvido como precursor de um mercado totalmente competitivo. A experiência derivada das operações do STEM forma a base

para o desenvolvimento e implementação de um mercado de electricidade competitivo para a região da SADC.

Principais Desafios

Apesar das realizações enumeradas, a SAPP ainda enfrenta desafios importantes para o seu futuro de que falamos em seguida.

Reestruturação e reformas do sector de electricidade – Os Membros da

SAPP deverão submeter-se a processos de reforma e reestruturação do sector de electricidade que está a ganhar varias formas. A reestruturação nos países da região significa que os membros da SAPP poderão eventualmente alterar-se na medida em que mais empresas estão a surgir com a separação de algumas actividades das antigas empresas nacionais. Existe a probabilidade de aumento de actores intervenientes na SAPP como resultado dos processos indicados anteriormente e isto terá um impacto maior sobre os membros e operações da SAPP. Enquanto que os membros da SAPP estão sendo reestruturados, a SAPP está também a fazer a transição de associação cooperativa para associação competitiva.

Electrificação – A electrificação, e em particular a electrificação rural é

a pedra angular para a integração e desenvolvimento económico. O nível de electrificação para a maioria dos países membros da SAPP é inferior a 30% significando que grande parte da população ainda não tem acesso à energia

-

1 000

2 000

3 000

4 000

2005 2006

GWh

Supply DemandEnergy Traded

Oferta


172

limpa. O desafio é aumentar o acesso aos serviços modernos de energia e distribuição.

Capacidade dos recursos humanos incluindo o impacto do VIH/SIDA sobre

as Empresas – Este é um problema regional e afecta as operações das empresas membros. Cada vez mais quadros educados e formados estão a falecer como resultado disto e a sua substituição representa custos elevadíssimos aos membros e à região como um todo.

Redução da capacidade de produção excedentária - O maior desafio que a

região da SADC enfrenta prende-se com a redução da capacidade de produção excedentária. Nos últimos dez a quinze anos, a Procura de energia na região da SADC tem estado a aumentar num ritmo de cerca de 3% por ano. Infelizmente, não tem havido investimentos correspondentes nas infra-estruturas de produção e transporte para ir de encontro à Procura, e como consequência, a capacidade de reserva de produção excedentária tem estado a reduzir firmemente durante os últimos anos. A redução da capacidade de produção excedentária na região da SADC tem um impacto negativo sobre as economias da região e isso ameaça os potenciais investidores.

O incremento da procura de energia na região tem sido causado pelos

seguintes factores já identificados: o Expansão económica nos estados membros, o que exige mais

energia para fornecer às novas industrias. o Aumento demográfico da maior parte dos estados membros

da SADC combinado com o aumento de programas de electrificação. o Tarifas não – económicas na maior parte dos estados

membros que não apoiam os reinvestimentos na produção de energia, mas permitem que grandes utilizadores intensivos de energia se desloquem na região da SADC e instalem suas operações.

o Nenhuma significativa injecção de capital em projectos de produção e transporte nem do sector privado nem público.


173

Capacidade Instalada e Disponível na SAPP A capacidade total instalada em países membros da SAPP é de cerca

de 53,000MW [ver Tabela 3], mas a capacidade disponível é somente de 45,000 MW devido a limitações técnicas. A capacidade fiável é ainda reduzida para cerca de 41.000 MW na medida em a capacidade hidroeléctrica vária dependendo da estação e outros constrangimentos. O pico da Procura em 2006 foi de 42.000 MW com perdas registadas em grandes extensões da região. Tendo em conta que existe a necessidade de reservas contínuas acima de 4.000 MW não incluídas nestes números, fica claro que a situação de défice regional se está a tornar num grave desafio para as empresas de electricidade. Com base em experiências globais, tais desafios serão melhor resolvidos mediante uma cooperação regional rigorosamente formalizada no sector de energia, através de associações tais como a SAPP.

No de periodo de 2004-2006 um total de 1140 MW da capacidade instalada foi comissionada, consistindo de construções de novas centrais eléctricas e actualização das existentes. Em 2007 uma capacidade adicional de 1450 MW será instalada, principalmente na África do Sul. Os planos existentes para o período 2007-2010 indicam projectos de reabilitação e produção a curto – prazo de aproximadamente 13,500 MW, caso sejam disponibilizados recursos financeiros suficientes.

No. País Empresa Capacidade

Instalada [MW]

Capacidade Disponível

[MW]

1 Angola ENE 742 590

2 Botswana BPC 132 120

3 DRC SNEL 2,442 1,170

4 Lesotho LEC 72 70

5 Malawi ESCOM 305 253

6 Mozambique EDM 233 137

HCB 2,250 2,075

7 Namibia NamPower 393 390

8 South Africa Eskom 42,011 36,398*

9 Swaziland SEB 51 50

10 Tanzania TANESCO 591 480

11 Zambia ZESCO 1,632 1,630

12 Zimbabwe ZESA 1,990 1,825

SAPP Interligada 51,206 43,865

SAPP Total 52,844 44,998


174

Mesmo com uma taxa de implementação optimista para projectos de produção, a taxa de crescimento de consumo de energia eléctrica de 3,6 % por ano ou seja entre 1000 – 1500 MW por ano, implicará riscos claros de perdas adicionais de cargas em partes da região. Para esse efeito, iniciativas de Gestão extensiva da Procura são necessárias e algumas já estão sendo iniciadas, em especial na África do Sul, com resultados positivos.

Um inquérito realizado em 2006 pelo Centro de Coordenação da SAPP revelou que todas as Empresas Membros da SAPP registaram um crescimento positivo na Procura de energia durante o período de 2001 a 2005, principalmente devido ao aumento das actividades económicas nos seus países. O pico da Procura das empresas ocorreu quase ao mesmo tempo e basicamente não houve qualquer diversidade de carga no sistema interligado da SAPP e nem benefícios de diferenças horárias na região.

Histórico e crescimento da projecção do pico da Procura (1998 – 2012)

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

[MW

]

Year

Available Capacity SAPP Demand

No diagrama acima, observa-se que o pico da Procura não

coincidente na SAPP durante o inverno de 2006 foi de cerca de 42,000MW contra uma capacidade disponível de 45,000MW. Os acordos da SAPP exigem aos seus membros que mantenham uma capacidade de reserva de geração de energia de cerca de 10,2%. Isto quer dizer que o pico máximo que a SAPP deveria atingir é de 40,400MW (45,000MW capacidade disponível menos 10.2%). Por conseguinte, o pico registado em 2006 deve ser considerado como sendo o pico máximo que a SAPP pode atingir com a capacidade disponível. Infelizmente, a Procura continua crescente de um lado e por outro lado a produção mantém-se estática, indicando que o pico máximo nos anos vindouros incrementará além do limite estipulado. Isto é a demonstração da redução da capacidade de produção excedentária que a


175

região enfrenta actualmente e esse quadro deve ser invertido. O diagrama também mostra que, em 2007, o pico da Procura da SAPP será igual à capacidade de produção disponível e a região não terá muita capacidade de reserva à qual recorrer. O diagrama-6 também confirma o sublinhado no diagrama-5 que em 2007 a região esgota a sua capacidade de produção excedentária. O diagrama 2 indica a posição da capacidade de reserva na SAPP se nenhuma capacidade de produção for construída nos próximos anos. Em 1998, a SAPP tinha uma capacidade de produção de reserva superior a 11,000MW i.e., cerca de 24%. Com o passar dos anos, a produção de reserva tem estado a decrescer firmemente devido às razões indicadas acima e espera-se que essa capacidade continue a decrescer a menos que novos investimentos em infra-estrutura de produção sejam feitos.

Perfil da Capacidade de Reserva da SAPP (1998 a 2012)

(10.000)

(5.000)

-

5.000

10.000

15.000

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

[MW

]

Year

Reserve Capacity

A fim de inverter a capacidade decrescente de produção excedentária e evitar a iminente crise de energia na região da SADC, a SAPP tomou as seguintes medidas:

Implementação de projectos prioritários: A SAPP formulou uma

Lista de Projectos Prioritários, que se espera sirva de guia orientadora para projectos de investimento para os investidores, Sector Público e Privado. Os projectos prioritários da SAPP são os seguintes:

Projectos de reabilitação e infra-estruturas associadas: Estes estão actualmente em curso e a maior parte deles está em construção e serão finalizados antes de 2007. Uma vez finalizados, eles vão acrescentar 3,200MW de energia ao sistema da SADC. O custo estimado é de cerca de US$1,4 biliões.


176

Projectos de produção a curto-prazo: A conclusão destes projectos

está prevista para 2010. Estudos de viabilidade e avaliação de impacto ambiental dos projectos foram concluídos. Alguns dos projectos já tem garantia de financiamento e para aqueles sem financiamento disponível, a SAPP está à busca de fontes de financiamento via diferentes iniciativas. Uma vez concluídos, os projectos de produção a curto-prazo vão acrescentar cerca de 4,200 MW ao sistema, com custos estimados em aproximadamente US$3.8 biliões.

Projectos de transportação: Estes visam interligar os três membros ainda não em operação da SAPP (Angola, Malawi e Tanzânia) ao sistema da SAPP. Os outros projectos e especialmente os de transporte interno, visam aliviar a congestão do sistema da SAPP e a evacuação de electricidade das centrais de produção para os centros de carga. O programa de congestão norte-sul que arrancou tem como objectivo aliviar a congestão no sistema de transporte da SAPP entre o norte e o sul, e também promover e facilitar o comércio entre os países membros da SAPP.

Projectos de produção de médio e longo-prazo: Estes têm por objectivo fornecer energia à região da SADC a médio e longo-prazo. Entre estes destacam-se o Projecto Energético do Corredor Ocidental, Westcor, que se espera que transporte cerca de 3,500-4,000MW de energia desde o Inga-3 na RDC para a África Austral e transporte ainda até 6,500MW de produção do Rio Kwanza em Angola.

Publicitação de projectos prioritários: A SAPP e a NEPAD estão a

trabalhar com os Ministros responsáveis de energia da região da SADC a fazer a publicitação destes projectos prioritários e dessa forma captar financiamento para projectos de produção e transporte de médio e longo-prazo. A Conferencia Regional sobre Investimentos em Electricidade da SADC foi realizada na Namíbia, em Setembro de 2005 e tinha como objectivo atrair investidores para o sector energético da SADC. Uma outra conferência está planeada para o próximo ano.

Regulação e Tarifário de Energia: Os Ministros responsáveis pela

energia da SADC garantiram oficialmente abordar as questões inerentes à regulação, e implementar tarifas que reflictam os custos e adoptar princípios reguladores que melhorariam estas tarifas. O apoio político dos Governos da SADC é essencial para a implementação de tarifas que reflictam os custos. Foi iniciado um estudo sobre tarifas pela SAPP. O objectivo do estudo é avaliar o princípio de fixação de tarifa usado pelos governos da SADC e suas empresas nacionais de electricidade e compará-los com as melhores praticas de outras parte do mundo. O estudo vai igualmente avaliar as questões subjacentes à fixação da tarifa e o preço de electricidade, incluindo a função


177

de regulador nesses países e a importância de se ter o regulador em alguns casos.

Para que a SAPP conclua os projectos em curso e aqueles em reabilitação e implementar os projectos de curto e longo-prazo, um total estimado de US$43 biliões seria necessário, como indicado na tabela seguinte.

Custo e Datas de Implementação dos Projectos da SAPP

Por exemplo, para satisfazer a capacidade necessária na África do Sul,

a Eskom planeia despender mais de 97 biliões de Rands (cerca de US$14 biliões), num período superior a 5 anos, na expansão da capacidade, incluindo a reabilitação. O regresso à operação de três centrais eléctricas desactivadas nomeadamente Camden, Grootvlei e Komati está em curso e seriam concluídas antes de final de Julho de 2007. A expansão de maior capacidade na África do Sul incluirá novas centrais alimentadas por carvão, nova tecnologia de armazenagem bombeada, turbina a gás de ciclo aberto (na baia de Atlantis e Mossel) e as linhas de transporte associadas. As turbinas a gás de ciclo aberto na baia de Atlantis e Mossel serão concluídas antes de final de Abril de 2007.

Conclusão

A SAPP está actualmente confrontada com a redução da capacidade de produção excedentária. A redução contínua da capacidade de produção excedentária terá um impacto negativo sobre as economias da região da SADC, caso não seja invertida a actual tendência. Afim de inverter a redução da capacidade de produção excedentária, a SAPP desenvolveu um programa que consiste na implementação de projectos prioritários na produção e transporte, de maneira a evitar-se a crise energética. O sucesso quanto à implementação deste programa é crucial para o desenvolvimento da região, notando que a energia é pedra angular do desenvolvimento.

Projectos de Produção da SAPP Capacidade[MW]

Custo Estimado [US$ Milhões]

Periodo de Implementação

1 Em curso & Em desenvolvimento 3,211 1,410 2005 - 2007

2 Reabilitação 1,048 523 2007 - 2010

3 Curto – prazo (Nova Construção) 4,217 3,830 2005 - 2010

4 Longo – prazo (Nova Construção) 43,542 37,585 2011 - 2020

Capacidade Total Planeada 52,018 43,348

Capítulo 11

REFORMA E

REGULAÇÃO NA INDÚSTRIA

DE ELECTRICIDAD

E

“Vertically integrated, state-owned utilities are characterized by poor performance due to several weaknesses, among them: low revenues, high management costs, low availability of plant and equipment, high network losses and adverse effects of exchange losses in the purchases of fuel and equipment. Government may wish to increase economic efficiency by opening the sector to private participation”

Jorry MWENECHANYA


179

Introdução

A energia usa padrões e tendências muito relacionadas com o desenvolvimento económico e social. À medida que as nações progridem e se modernizam, elas dependem cada vez mais das formas de energia comercial, as quais contribuem para um maior desenvolvimento. Onde o crescimento económico e o desenvolvimento social têm sido preservados, tal como acontece nos países desenvolvidos da Europa e da América, isso tem acontecido graças a um ciclo virtuoso no qual a energia alimenta o crescimento, o qual intensifica a procura de energia. Em contraste, os países Africanos a sul do Saara continuam fortemente dependentes das formas tradicionais de energia dominadas pelo carvão vegetal e dejectos de animais. Não é pois de estranhar que essa região possua os mais pobres indicadores de desenvolvimento humano.

Índices de Mortalidade Infantil e Juvenil

A mortalidade infantil é medida pelo número de crianças falecidas

antes de completarem um ano de idade em cada mil habitantes. As cores mais escuras da figura abaixo são as dos países com maiores índices de mortalidade infantil. Isso prova que na maioria dos países africanos a sul do Saara a mortalidade infantil é maior que 60 em cada mil habitantes, e em alguns países superior a 130. Antagonicamente na África setentrional, na


180

maioria dos países da América Latina e da Ásia os índices são inferiores a 30; Na maioria dos países da OCDE o índice é inferior a 10.

Fonte: United Nations World Population Prospects Report (2005 – 2010)

Uma outra forma de avaliar a situação nacional de saúde é pelo rácio de crianças falecidas por ano, até aos cinco anos de idade. A figura seguinte compara estatísticas de 1990 e 2006 para diferentes regiões do globo.

É importante ter em conta o seguinte:

Em 1990, a mortalidade infantil na África Subsaariana foi de 4,1

milhões, o que representa 32.2% da de todo o universo; isso significa

que na África Subsaariana, em 1990, faleceram quase um terço de

todas as crianças de todo o universo.


181

Por volta de 2006, a África Subsaariana aumentou a sua participação

percentual a nível do globo passando dos 32.2% anteriores para quase

50%.

Mesmo tendo diminuído numa ordem de 24% os índices de

mortalidade infantil a nível mundial entre 1990 e 2006 a África

Subsaariana aumentou a sua taxa em mais 17%.

As estatísticas para outros indicadores de desenvolvimento mostram

uma disparidade similar entre as tendências de progresso no resto do

mundo e os de estagnação e retrocesso na África Subsaariana.

Rendimentos

As receitas na África Subsaariana são as mais baixas do mundo, comparadas apenas à algumas partes da Ásia. A figura seguinte apresenta a distribuição das receitas “per capita” mundial a partir da qual se pode divisar que a África Subsaariana tem uma concentração de países com os mais baixos níveis de proventos por pessoa.

GDP (PPP¹) per Capita US$, 2006

Fonte: IMF

A África do Sul e o Botswana são excepções notáveis, cujo “per capita”

é de 10 a 20 dólares americanos, enquanto quase todos os outros países da região têm menos do que cinco dólares por pessoa. Como seria de esperar as estatísticas económicas e sociais são de facto bem consistentes. Uso de Energia


182

O uso de Energia na África Subsaariana reflecte o estado de indigente desenvolvimento da região.

OECD shares of 5.33 Gto (Primary Energy Use 2001)

As figuras acima exibem a energia primária por proveniência em 2001. Na

África Subsaariana o combustível renovável e desperdícios totalizaram 61.5% em

termos globais; a proporção em muitos dos países individualizados como

Moçambique, Malawi e Angola ultrapassa os 80%. Os países da OCDE usaram

apenas 3.3%. Daí tem-se a percepção do reverso da medalha: Nos países da OCDE a

energia comercial, principalmente o petróleo bruto e o gás, foi de 62%, quase a

mesma percentagem do uso do combustível renovável e desperdício na África

Subsaariana. Em 2000 cada pessoa consumiu em média 280 Gigajoules nos países

da OCDE comparados aos 25 Gigajoules por pessoa na África Subsaariana. Para um

habitante na África Subsaariana mais de 60% da energia consumida foi de

combustível renovável e desperdícios.

Esses contrastes reforçam a correlação do uso de energia com o estágio de

desenvolvimento económico e social das nações. A África Subsaariana precisa de

melhorar o acesso aos serviços de energia moderna e isso é essencial para a melhoria

da educação e da saúde e para possibilitar as comunidades de escaparem à pobreza

extrema.

As Reformas do Sector Eléctico

Em toda a África há tentativas para constituir reformas no sector eléctrico. A seguir são apresentadas algumas considerações-chave:

1. As empresas estatais verticalmente integradas são caracterizadas por

fraco desempenho devido a várias insuficiências, entre as quais:

baixos salários, altos custos de gestão, pouca disponibilidade de

espaço físico e de equipamento, elevadas perdas de redes e efeitos

adversos das perdas em trocas cambiais na compra de combustível e

equipamento. Os Governos devem ambicionar o aumento da


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eficiência económica abrindo as portas do sector à participação

privada.

2. Tem havido uma aptidão cada vez mais decadente dos governos a

nível mundial, especialmente em África, para o uso de fundos

públicos para a expansão de infra-estruturas. Há pressões para

serem libertos recursos para a saúde, educação e outros serviços

sociais. Mais, devido ao seu fraco desempenho, as empresas de

electricidade têm sido incapazes de gerar receitas para o

reinvestimento da expansão e reforço dos sistemas de electricidade.

Desse modo as reformas frequentemente procuram a participação do

sector privado como fonte de investimento.

3. A electricidade precisa de chegar a mais pessoas do que à corrente

minoria, maioritariamente concentrada à volta das zonas urbanas,

especialmente nas cidades capitais. A Zâmbia é um exemplo típico.

O número de habitantes com acesso à energia eléctrica é de cerca de

20%; o índice de acesso nas zonas urbanas é de 35% contrariamente

aos 3% das zonas rurais; na cidade capital de Lusaka, o acesso à

energia eléctrica é de 55%. Assim, além do fraco acesso geral, o

processo de reforma deve também considerar as questões de

equidade.

A urgência das reformas tem crescido a partir do meio da década dos 90 seguindo uma tendência iniciada na Europa, América Latina e América do Norte. Houve diferenças na definição para as reformas do sector eléctrico. Nas três regiões mencionadas, particularmente na Europa e na América do Norte a razão nuclear para a reforma foi a competição. Isso iria possibilitar ao consumidor usufruir uma melhor qualidade de serviço a preços competitivos. No reino Unido, por exemplo, isso implicou uma diversificação de fontes de combustíveis, com muita resistência por parte dos então poderosos sindicatos mineiros de carvão. Por outro lado o governo britânico estava determinado em aproveitar a vantagem de utilizar o gás natural como fonte competitiva para a geração de electricidade.

Participação do Sector Privado

Após 10 a 15 anos de reforma, a participação do sector privado no sector de electricidade dos países Africanos mantém-se diminuta e marginal. Em 2003 estimativas do Banco Mundial indicavam que entre 2005 e 2010 a electricidade na África Subsaariana iria necessitar de um investimento de 3.2 biliões de dólares americanos por ano em novas centrais e 2.9 biliões de


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dólares americanos para manutenção de modo a fazer face à procura de electricidade na região. Considerem-se então os níveis de participação do sector privado entre 1994 e 2005 espelhados na figura abaixo. Esse é o período das tentativas das reformas do sector eléctrico.

Se alguma tendência

pudesse ser visualizada, seria a de um grande declínio. Há seguramente uma grande discrepância entre as necessidades de investimento estimadas e o interesse mostrado pelo sector privado. É difícil visualizar como os países Africanos somente a partir dos impostos poderão fazer face à essa situação se tivermos ainda

em conta que na maioria dos países os empréstimos do sector público ou não são viáveis ou não são aceitáveis.

Como contraste, tem havido menos investimento na África Subsaariana do que na Ásia Austral, uma região com índices comparáveis de desenvolvimento. Isso pode ser evidenciado na figura abaixo. Durante o período de 10 anos que antecedem 2005, o sector privado investiu 300 biliões de dólares americanos em todo o mundo; desse montante, apenas 7 biliões foram utilizados na África Subsariana.

O Déficit de Electricidade na SADC


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Correntemente existe um défice significante de electricidade na Comunidade de Desenvolvimento da África Austral e isso é uma ameaça à continuidade de crescimento económico e desenvolvimento social. A figura seguinte dá a conhecer a ponta máxima da previsão da procura de electricidade para a Southern African Power Pool – SAPP (Bolsa de Electricidade da África Austral).

Em 2007/2008 a procura ultrapassou a oferta e a tendência existente é a da continuidade da não criação de mais capacidade significativa de geração. Em 2007/2008 vários sistemas de redes nacionais tiveram falhas completas e foram obrigados a tomar medidas bastante difíceis para restabelecer o fornecimento de energia eléctrica. Entre esses países estão a Zâmbia, o Zimbabwe e a Namíbia. A razão principal das falhas residiu na diminuição das margens de reserva em virtude da insuficiente capacidade de produção. Em Janeiro de 2008, como resultado das falhas dos sistemas nacionais na rede da SAPP, a mesma acabou por ficar separada em três ilhas, nomeadamente: Zâmbia-RDC ( ZESCO e SNEL), Zimbabwe-Moçambique (ZESA, Norte da BPC e EDM/HCB), e África do Sul (Eskom, BPC, EDM, LEC, SEB, NamPower). No fim de Junho de 2008 a Zâmbia e a RDC ainda se encontravam separadas da SAPP. Os Estágios de Reforma

No movimento iniciado nos inícios da década de 90 tinha-se a percepção que os governos iriam embarcar em estágios de reforma tais para finalmente culminarem numa retirada maioritária ou total dos interesses do estado nas empresas de electricidade. O primeiro desses passos seria a “corporatização”, que significava transformar as empresas de serviço estatutário em companhias geridas com base em leis comerciais. Isso seria relativamente fácil e, em alguns casos, não iriam envolver qualquer acção uma vez que as empresas já eram, pelo menos teoricamente, entidades


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corporativas em vez de agências de serviços estatutários. O segundo passo seria o de comercializar as operações, adoptando um estilo marcadamente lucrativo na gestão das empresas de electricidade. Isso seria também tecnicamente fácil, pelo menos superficialmente, desde que os governos estivessem prontos para justificar a adopção das políticas necessárias. O terceiro passo seria a escolha de opções disponíveis para parcerias com o sector privado e implementa-las permitido às empresas ter operações comerciais, e desse modo prepara-las para o estágio final da parceria público-privada.

Parece que a maior parte das reformas parou no estágio da comercialização. Mesmo aqui está provada a dificuldade de se seguir em frente. Para que haja comercialização é necessário que as empresas de electricidade analisem politicamente áreas muito sensíveis de gestão, tais como custos laborais, arrecadação de receitas e a execução de projectos de expansão. Contudo, de longe, o mais sério desafio foi como aumentar os preços a níveis viáveis. Muito embora admitindo que os preços fossem baixos, os governos tinham receio dos seus impactos social e político. Particularmente no caso da energia eles tiveram também de fazer face a ramificações económicas de larga escala. A Desverticalização

A desverticalização da indústria de electricidade significava a separação da geração, transporte e distribuição de electricidade. Um objectivo importante da desverticalização era a implementação de uma gestão transparente da rede de transmissão, algo que iria assegurar geração independente (privada) de acesso aos consumidores. Os governos seguiram esse caminho com hesitação e trepidação. Na Comunidade de Desenvolvimento da África Austral, apenas a Namíbia, a África do Sul e o Zimbabwe implementaram reformas, e mesmo essas tenderam para a parcialidade. No caso do Zimbabwe sentiu-se que o governo estaria disposto a inverter essas mudanças em 2007. Muitas razões podem ser encontradas para descrever a aparente falta de entusiasmo para a reestruturação das empresas. Entre essas razões, e essa não é a menor, é a ligação dessas reformas com preços mais elevados que, com provas evidentes, parece ter feito muito pouco para aumentar os fluxos de investimento. Tem sido fácil encontrar exemplos desses impactos, ainda que a maior parte das comparações seja selectiva, superficial e convenientes. A Regulação Independente


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A maioria dos membros da SADC estabeleceu reguladores de

electricidade que operam fora da burocracia formal dos governos. Contudo, muitos deles não têm as características e atributos essenciais para tomadas de decisão independentes. Logo à primeira oportunidade, os operadores do sector rapidamente discernem que o poder da regulação tem liderança política. Isso destrói a autoridade e a credibilidade do regulador. A partir de experiências tiradas dessas lições, algumas generalizações podem ser deduzidas sobre os principais constrangimentos. Nomeação dos gestores conceptuais

Os procedimentos de nomeação de gestores de topo são críticos para assegurar a independência do regulador. Algumas práticas são ditadas por tradições, outras por decisão deliberada do executivo. Seja qual for a razão, o efeito é o mesmo. Os pontos de partida dos defeitos são os seguintes:

As nomeações (normalmente feitas pelo Presidente da República ou pelo Ministro de Tutela) não são sujeitas à escolha independente;

A autoridade que nomeia, designa o Responsável do regulador;

Os funcionários superiores do regulador são nomeados pelo Gestor Responsável, mantendo-se na posição de funcionários do quadro do governo;

O Ministro tem poder para demitir o dirigente máximo do regulador.

Essas práticas embaraçam a habilidade do Responsável para agir ou pelo menos parecer que aja de forma independente da orientação do governo. Concebida como uma voz separada e criada a custo considerável tal regulador é enfraquecido logo à nascença. Orçamento e Finanças

A forma como um operador é constituído pode limitar a sua independência e dar margem à sua manipulação. A maior parte dos reguladores auferem os seus rendimentos com base nas receitas de licenças e dos rendimentos das empresas. Contudo, dependendo da forma como os fundos são utilizados, o regulador poderá ser mal financiado porque os valores recebidos podem ser não utilizados convenientemente; essa situação pode também dar lugar a que a influência do governo seja muito forte na decisão do regulador. Algumas das práticas mais usadas são as seguintes:

O tesouro recebe os fundos e depois envia-os para o regulador;

O orçamento do regulador é aprovado pelo Ministro da tutela ou outro órgão executivo do governo;


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As condições de trabalho dos quadros do regulador são aprovadas pelo Ministro da tutela.

Mandato do Regulador

O mandato do regulador é frequentemente fraco em termos de autoridade integral em questões chave do regulador. Por exemplo, algumas agências reguladoras têm um papel de aconselhamento na regulação do preço. Cabe ao Ministro a decisão final, a qual pode ser contrária ao parecer da agência reguladora. Mesmo que o regulador seja considerado como um órgão capaz de fornecer um parecer independente e profissional, o resultado final é sempre sujeito ao sancionamento do executivo. O facto de o regulador ter no processo de revisão uma análise rigorosa e a melhor prática de regulação de preços, tem pouco peso se as decisões são da responsabilidade do Ministro ou do Presidente.

Em outras situações o regulador tem plena autoridade para decidir sobre ajustamento de preços. Mas as condições de trabalho são tais que o regulador conquista a total confiança do executivo antes da publicação da decisão. Como mencionado anteriormente, durante um processo de comercialização, os preços sobem inevitavelmente, por vezes substancialmente. Isso faz de facto sentido para acautelar uma negativa reacção do público. As consultas do regulador com a liderança política ajudam a gerir tais reacções de forma coerente. Infelizmente, o Ministro ou o Presidente delinearão tais consultas diferentemente e podem usar tais oportunidades para expressar pontos de vista que podem resultar numa ordem ara rescindir ou rever a decisão. Quando combinada com outras fraquezas estruturais, tais como fortes poderes ministeriais de admissão ou exoneração, o regulador irá resignar-se. O carácter do regulador pode regressar ao primeiro caso em que passa a ser um órgão de consulta, excepto nesse caso, em que o regulador mantém uma fachada de independência. Inexperiência

Alguém poderia esperar que a inexperiência de um regulador recente poderia ser ultrapassada com o tempo. Para muitos reguladores o problema não está na sua juvenilidade; na realidade há reguladores em África que já trabalham há cerca dez anos. Eles estão a ficar familiarizados com as teorias económicas e técnicas da regulação. Também adquiriram as ferramentas tecnológicas e de computação necessárias para exercerem as suas funções de forma efectiva. Contudo, a acumulação de experiência real é obstruída pelas limitadas oportunidades para praticar. Como visto anteriormente, a reforma estrutural das empresas tem sido limitada e a participação do sector privado mantém-se marginal. Nessas circunstâncias, o escopo para uma regulação significativa é limitada. A inexperiência mina a capacidade para agir de


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forma independente: a experiência garantirá aos reguladores mais confiança nas suas relações com os líderes políticos e engendra credibilidade aos olhos dos participantes da indústria. Politicas e Gestores

Em quase todas as agências reguladoras os gestores conceptuais ou membros do Conselho de Administração são responsáveis pelas decisões de regulação, com base no aconselhamento do seu pessoal administrativo. Como essas decisões nunca tiveram qualquer impacto na economia em geral, nem em entidades particulares, há sobre os ombros desses gestores uma responsabilidade pesada. A questão da inexperiência tal como discutida na secção anterior aplica-se igualmente aos responsáveis e aos trabalhadores administrativos. Uma das consequências da inexperiência é que os gestores não têm confiança para impor o poder do seu mandato. Se a situação clama por uma punição exemplar à empresa pública, o regulador não se sente em condições para agir e evita controvérsias fechando os olhos perante sérias irregularidades desse órgão.

Outras fraquezas comportamentais são atribuídas aos métodos de nomeação, segurança de permanência no escritório e comportamentos pessoais dos seus proprietários. Os responsáveis normalmente não estão interessados em desavenças com a liderança política. Mesmo quando se trate simplesmente de promover um ambiente de trabalho mais aconchegante, poderia ainda significar a capitulação de independência. Ser independente significa que as decisões regulatórias nem sempre estão de acordo com os interesses dos líderes políticos. Mas esse desejo de evitar diferenças tem outra face: os responsáveis podem ter uma lealdade permanente para com a autoridade que o nomeia; eles podem até ter ambições políticas que os levem a aproximar-se mais do poder estabelecido. Quando a independência reguladora capitula

Quando um regulador não é capaz de actuar de forma independente, o propósito da sua existência é diluído e pode certamente ser questionado. O governo impõe a sua autoridade deliberadamente ao regulador para o benefício social e económico do país. Se a prioridade é o crescimento do sector através de novo investimento ou se é para melhorar e manter uma alta qualidade de serviços, a premissa é que regulação independente dá lugar a resultados benéficos. A perda de independência tem impacto na regulação para o governo dando origem ao seguinte:


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Perda de confiança no ambiente regulador pelos participantes privados, o que dá lugar a sinais negativos aos potenciais investidores;

O fraco desempenho financeiro das empresas não é verificado resultando em deterioração e contracção de serviços;

Há escassos prospectos de crescimento do sector e melhoria do acesso à electricidade.

Conclusão

Uma oportunidade acaba de chegar à arena económica internacional para que a África use os seus recursos naturais para garantir o seu crescimento económico e desenvolvimento social. Nos últimos cinco anos, muitos países na África Subsaariana têm registado significantes índices de crescimento económico, alguns acima dos 10%. Falhas na infra-estrutura energética, particularmente em electricidade, ameaçam essas tendências de crescimento. Uma gestão eficiente do sector de electricidade e o envolvimento do sector privado necessita de uma atenção política urgente. Mais, os governos devem ser resolutos na implementação de normas de procedimento nessa direcção.

A reforma do sector de electricidade tem caminhado de forma hesitante e a regulação independente enferma de muitos pontos fracos. Os dois estão relacionados de forma muito estreita. Enquanto há muitas justificações para a aparente falta de interesse no investimento para o sector eléctrico por parte dos privados, de certeza que isso não implica que a indústria se mantenha com a mesma estrutura e gestão. Os governos precisam de resolver os conflitos inerentes dos papéis entre políticas dirigidas e gestão quando se trate das empresas de electricidade. Isso poderá ajudar a estimular um maior fluxo de capitais privados e ajudar a redireccionar os recursos públicos para outros sectores do desenvolvimento social.

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