GERAÇÃO

PRODUÇÃO

Para abastecer com segurança a procura de energia eléctrica, mesmo em anos de menor afluência hídrica, Angola terá em 2025 cerca de 9,9 GW de potência instalada, com forte aposta na hídrica e gás natural.
A hídrica atingirá os 6,5 GW de potência instalada (66% do total), privilegiando-se o equilíbrio entre a economia e o desenvolvimento regional no pós 2017, ao avançar com Caculo Cabaça de forma faseada e apostar em novos rios e bacias como o rio Queve com os aproveitamentos de Balalunga e Cafula, o rio Catumbela com os aproveitamentos de Cacombo, Lomaum 2 e Calengue, os rios Cune, Cunhinga e Cutato com o projecto hidrotérmico, o rio Cunene com a construção de Jamba Ya Mina, Jamba Ya Oma e o projecto internacional de Baynes e vários novos projectos ao longo do país.

O gás natural atingirá 1,9 GW (19% do total) com a duplicação do Soyo e a conversão para gás de várias turbinas e/ou pequenos ciclos combinados em Cabinda, Luanda, Benguela e Namibe. O sector eléctrico contribuirá assim para a gaseificação dos principais polos industriais do país, aumentando a eficiência, reduzindo custos e diminuindo os subsídios ao gasóleo.
A estes valores acrescem 800 MW de capacidade instalada em renováveis, cerca de 8% do total da potência instalada, e cerca de 700 MW de capacidade instalada em outras térmicas, cerca de 7% do total.

POTÊNCIA INSTALADA POR FONTE EM 2025

De forma a concretizar estes crescimentos até 2025, os 5 sistemas de Angola terão de se desenvolver:

Sistema Norte

• No Soyo, aproveitar-se-á o total do potencial do gás e do corredor de 400 kV com a instalação de duas unidades de 360 MW adicionais aos 720 MW actualmente em construção, totalizando 1440 MW. O gás disponível actualmente permite que as centrais operem apenas em horas de cheia ou ponta ou funcionem a meia capacidade para garantir reserva. Prevê-se ainda a possibilidade de operarem em regime “dual fuel” podendo utilizar outro combustível – GNL, butano ou gasóleo – em ano secos extremos para maximizar a produção. 
• Em Luanda não se prevê nova geração, com excepção da substituição dos grupos 4 e 5 de Cazenga por um ciclo combinado de média dimensão a gás natural que fará no futuro a regulação em Luanda. Até 2025 os grupos 1, 2 e 3 de Cazenga serão descomissionados e as barcaças da central da Boavista serão deslocadas para Benguela (80 MW) e Namibe (40 MW). As restantes centrais térmicas em Luanda operarão em regime de backup. 
• A hídrica de Caculo Cabaça será construída de forma faseada, com 1.000 MW instalados até 2025 num regime de funcionamento próximo de uma central de base. 
• Os aproveitamentos de Zenzo 1 e Túmulo do Caçador, de elevada competitividade, deverão ser estudados em detalhe e avançarão apenas no horizonte 2025 caso se verifiquem incrementos da procura como é o caso de um novo projecto de indústria intensiva ou a construção de um eixo de exportação de elevada capacidade.

Sistema Centro

• No rio Queve serão desenvolvidos dois aproveitamentos hidroeléctricos prioritários: próximo de Porto Amboim, o aproveitamento de Balalunga (também conhecido como Quilengue) com 220 MW e a montante o aproveitamento de Cafula com 400 MW, com capacidade de regularização e elevado potencial para rega. A solução prevista para Cafula será compatível com a possível construção da barragem de Utiundumbo no horizonte pós 2025 em reversibilidade com Cafula.
• No rio Catumbela, a montante, será construído o aproveitamento de Cacombo para regularização do caudal do rio, e a jusante, os aproveitamentos de Lomaum 2 com 160 MW e de Calengue com cerca de 200 MW.
• Nos rios Cutato, Cune e Cunhinga – no Bié - serão construídas várias médias e grandes hídricas integradas no projecto hidrotérmico, num total previsto até 2025 que poderá ir de 200MW até 450 MW, dependendo da evolução da procura.
• A geração térmica no sistema centro resultará essencialmente do projecto hidrotérmico que prevê a instalação de 300 MW com base em biomassa. Adicionalmente, prevê-se a deslocação da barcaça da Boavista com 80 MW para o Lobito, operando a GNL, passando a central de Quileva e Biópio a funcionar essencialmente em regime de backup.

Sistema Sul

• O Namibe será reforçado com 80 MW em turbinas, dos quais 40 MW deverão corresponder à barcaça actualmente na Central da Boavista (Luanda).
• Os aproveitamentos da Jamba Ya Mina e Jamba Ya Oma, apesar do seu principal enfoque na regularização do rio Cunene, constituirão um importante apoio ao corredor Centro-Sul e às cidades de Lubango e Menongue – cujo abastecimento em 2025 se baseará essencialmente no transporte de energia dos outros sistemas e a sul, de Baynes e Namíbia.
• Na fronteira a Sul, o aproveitamento hídrico de Baynes avançará até 2025 com uma potência entre os 400 e os 600 MW, admitindo-se que pelo menos uma potência de 200 a 300 MW estará disponível para Angola.

Sistema Leste

• Nas províncias das Lundas, está prevista a construção do Sistema Hidroeléctrico de Luapasso composto por 3 empreendimentos num total de 80 MW de potência instalada. Acresce a construção de uma média hídrica no rio Cuango, que enquanto o eixo norte–leste não for construído poderá electrificar de forma “off-grid” os milhares de pessoas que vivem naquela região.
• No Moxico a cidade de Luena necessitará de 80 MW de potência térmica até 2025 para garantir níveis de segurança n-1 caso suceda algum problema na linha prevista.

Cabinda

• A central de Fútila crescerá até cerca de 235 MW assente em 2 ciclos combinados de média dimensão com 100 MW cada acrescidos de cerca de 40 MW com base em turbinas de ciclo simples a operar em regime de backup. As 2 turbinas existentes serão convertidas num dos futuros ciclos combinados através da instalação de uma turbina de vapor.
• A central de Fútila será convertida para utilizar o gás natural produzido “on-shore” em Cabinda e será ligada a 220 kV com a cidade de Cabinda e com a RD do Congo.

MAPA DE GERAÇÃO, REDES E SUBESTAÇÕES DA RNT EM 2025

ENERGIAS RENOVÁVEIS

A Estratégia Nacional para as Novas Energias Renováveis aprovou uma meta de 800 MW, com destaque para a biomassa com 500 MW e 100 MW para cada uma das restantes fontes: vento, sol e mini-hídricas. O mapa da figura 57 mostra uma possível distribuição dos projectos renováveis no território em 2025, cuja concretização dependerá da iniciativa privada e de estudos mais detalhados.

Assim, juntamente com as grandes e médias hídricas, Angola terá 74% de potência renovável instalada, ao nível do TOP 10 países a nível mundial entre a SADC, OPEP e OCDE. O elevado nível de renováveis permitirá também a Angola beneficiar de um dos factores de emissão mais baixos do mundo – 98 g CO2/kWh.
 

COMPARAÇÃO DE ANGOLA COM OS MELHORES 10 PAÍSES A NÍVEL MUNDIAL

MAPA DA LOCALIZAÇÃO PREVISTA DOS 800 MW DE NOVAS RENOVÁVEIS

UTILIZAÇÃO DAS CENTRAIS E SEGURANÇA ENERGÉTICA

O funcionamento das centrais de produção instaladas dependerá muito das condições hidrológicas (Figura 58), sendo que o sistema eléctrico angolano beneficia de uma “protecção natural” pois os dois trimestres de Verão em que se regista o maior consumo são também os trimestres com maior produção hídrica. O último trimestre do ano é aquele que tem menor produção hídrica sendo necessária uma maior utilização das centrais a gás natural.
Num ano hidrológico médio, a hídrica e o gás assumem uma maior proporção relativamente à potência instalada devido à muito reduzida utilização das restantes centrais térmicas – que apenas fornecem 0,4% da energia produzida – essencialmente nas horas de ponta.

PERFIL DE UTILIZAÇÃO TRIMESTRAL DAS CENTRAIS POR FONTE DE ENERGIA (EM ANO MÉDIO) - Resultados da simulação GTMAX

E

PERFIL DE UTILIZAÇÃO MÉDIA DIÁRIA DAS CENTRAIS POR FONTE DE ENERGIA (EM ANO MÉDIO) - Resultados da simulação GTMAX

Neste cenário, a elevada produção hídrica e o gás disponível no Soyo – que tem de ser consumido – resultarão num excesso de produção relativamente às necessidades internas, especialmente no 2º trimestre, sendo importante aproveitar o potencial de exportação regional, de modo a manter níveis de utilização adequados das centrais do sistema, sendo que em anos hidrológicos mais favoráveis será difícil evitar o desperdício de energia.
Em Angola, o perfil de produção hidroeléctrico varia não só ao longo do ano, mas também ao longo do dia, pelo que a regularização hídrica permite reduzir a produção em vazio e aumentá-la nas horas de ponta, sendo a flexibilidade do gás fundamental para aproveitar o potencial de exportação nas horas de “cheia” e ponta.
Em 2025, a potência instalada de 9,9 GW corresponderá a uma potência garantida de 7,5 GW, dada a elevada necessidade de reserva resultante da aposta na hidroelectricidade, garantindo um índice de cobertura de 1,05 (ver gráfico de barras acima).
A necessidade de potência de reserva é visível se simularmos o funcionamento do sistema num ano “seco” (ver gráfico de barras abaixo).

Com efeito, o gráfico do perfil de utilização médio diário das centrais por fonte de energia mostra um exemplo de funcionamento do sistema ao longo do dia, caso se verifiquem em 2025, níveis de caudal equivalentes aos verificados em 1971/72 – pior ano hidrológico de que existe registo. Neste caso a produção hídrica só representará 47% da produção, com o gás natural a assumir um peso de 25% e as restantes térmicas 6%.

Em ano seco existirá uma muito maior concentração do recurso hídrico nas horas de maior necessidade, permitindo à geração térmica funcionar de forma estável e à máxima carga disponível (a reserva girante é assumida pelas hídricas). A central do Soyo terá de funcionar metade do tempo com base noutros combustíveis.
Nestes anos não existirá possibilidade de exportar, prevendo-se inclusive um contributo relevante da importação de energia das centrais de carvão de África do Sul nas horas de vazio, logo mais baratas, o que permitirá guardar água para as horas de maior consumo, quando a energia é mais cara.