OPÇÕES E CENÁRIOS

Os capítulos anteriores identificaram as principais opções de Angola ao nível da geração térmica e hídrica e seleccionaram alternativas e projectos para cumprir as metas de energias renováveis. O presente capítulo identifica e avalia um conjunto de cenários com combinações dessas opções para seleccionar o mix de geração mais adequado para Angola no horizonte 2025.

O parque de geração a instalar até 2025, independentemente das opções tecnológicas e de localização, deve sempre garantir níveis de segurança e redundância suficientes para fazer face às principais contingências. Importa compreender quais as efectivas necessidades de geração do país no horizonte 2025 – que poderão variar consoante a maior ou menor aposta na vertente hidroeléctrica.

Identificadas as necessidades, o estudo realizado construiu várias combinações possíveis do mix de geração futuro – segundo diferentes linhas de orientação – identificando em cada alternativa os projectos e potências a construir que permitem cumprir os critérios de segurança. Essas várias alternativas são avaliadas com vista a optimizar o investimento e os custos – não só ao nível da geração mas também das suas implicações no transporte e na necessidade de grandes fluxos de energia entre sistemas – e a sustentabilidade ao nível das emissões de CO2.
Os três cenários mais favoráveis foram ponderados tendo-se seleccionado aquele que melhor cumpria as aspirações e objectivos da Estratégia Angola 2025 para integrar a visão do sector nesse horizonte.

SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO E NECESSIDADES DE POTÊNCIA

O funcionamento em segurança do sistema eléctrico de Angola aconselha a que se disponha sempre de pelo menos uma reserva mínima de potência – a designada reserva mínima necessária – acima da maior carga de consumo prevista para o sistema. Esta reserva mínima necessária deverá cobrir a falha fortuita do maior grupo térmico, do maior grupo hídrico, a falta de energia primária renovável e hídrica, bem como um possível agravamento da ponta de consumo por efeito de temperatura. A potência garantida corresponderá à potência instalada e disponível menos a reserva mínima necessária.

O gráfico abaixo calcula a potência garantida que deverá estar disponível até 2017 – considerando que Laúca apenas entra em funcionamento no final desse ano – e compara-a com a ponta de consumo estimada. Verifica-se um índice de cobertura de 1,1 (relação entre a potência garantida e a ponta), o que demonstra que uma adequada implementação do Plano de Acção 2013-2017 permitirá ao sector atingir níveis adequados de cobertura em 2017.

ÍNDICE DE COBERTURA ESTIMADO EM 2017

A principal necessidade de reserva prende-se com a falta de energia primária hídrica. O regime dos principais rios de Angola é bastante irregular verificando-se anos com muito caudal intercalados com anos de estio. Os reservatórios existentes e previstos apenas têm capacidade – apesar da sua enorme dimensão – de regularizar o caudal dos rios entre meses e não entre anos. O gráfico abaixo calcula a capacidade de cada reservatório de regularizar o caudal do respectivo rio, sendo que nenhum deles consegue armazenar a totalidade da água que flui ao longo do ano (que equivaleria a um factor de regularização de 100%). Assim, a única forma do sistema estar preparado para um ano seco extremo é investir em capacidade de reserva.
Apesar da capacidade de regularização disponível não resolver o problema da falta de energia em anos secos extremos, permite mitigar significativamente a necessidade de potência de reserva devido a dois efeitos principais:

• Por um lado, permitem concentrar a utilização da água nas horas de maior consumo ao longo do ano, evitando a necessidade de ter capacidade térmica de reserva para fazer face a esses picos;
• Por outro lado, permitem aproveitar em pleno as fontes de energia renováveis – cuja produção intermitente pode ser “guardada” nesses reservatórios e utilizada nas horas de maior necessidade - e eventuais importações de electricidade barata de África do Sul nos períodos de vazio (quando existe excesso de produção do carvão).

FACTOR DE REGULARIZAÇÃO DOS PRINCIPAIS APROVEITAMENTOS DE REGULARIZAÇÃO (Caudal anual vs. Capacidade útil das Barragens)

O gráfico abaixo calcula a reserva mínima necessária num cenário em que a potência prevista para 2017 (descontada dos descomissionamentos que se deverão verificar até 2025), Laúca e os restantes investimentos já decididos (Caculo Cabaça, Cacombo, Jamba Ya Mina, Jamba Ya Oma e projecto hidrotérmico) estariam construídos em 2025. O aumento significativo de potência hídrica resulta num aumento do risco de perda de energia primária para 1,1 GW. Este valor é no entanto inferior a 20% da potência hídrica instalada em virtude dos benefícios de Laúca numa maior concentração horária da hídrica.

A análise demonstra que a potência prevista e decidida não é claramente suficiente, verificando-se um défice de potência garantida de 1,3 GW relativamente à carga máxima e de 1,7 GW se tivermos como objectivo ter um índice de cobertura de 1,05 (objectivo considerado no presente estudo para 2025 por forma a acautelar eventuais atrasos no desenvolvimento de projectos ou um maior ritmo de crescimento da procura).

A necessidade de potência será maior caso se opte por instalar novos projectos hidroeléctricos que, apesar de competitivos, registam níveis de potência garantida inferiores à potência instalada e já não beneficiarão do efeito de maior concentração horária da produção que Laúca aproveita. A necessidade de potência variará ainda com a evolução que se vier a verificar da procura – sendo importante reajustar as necessidades à evolução dos projectos e consumo.

NECESSIDADES DE POTÊNCIA NO HORIZONTE 2025 SEM NOVOS PROJECTOS

LINHAS DE ORIENTAÇÃO E CENÁRIOS DE GERAÇÃO

Angola dispõe de inúmeras possibilidades ao nível da oferta para fazer face às necessidades de geração adicional até 2025, em particular ao nível da hidroelectricidade e gás natural – conforme explicitado nos capítulos anteriores. Foram definidas 4 grandes linhas de orientação possíveis – também designadas de “macro-cenários” - para selecionar os projectos a instalar até 2025, dando diferentes pesos e relevância a cada uma das principais fontes alternativas:

• Aposta na hídrica (H): Aposta-se na competitividade e maior incorporação nacional das grandes hídricas, limitando a nova geração a gás natural a apenas mais 0,6 GW. A Hídrica deverá atingir uma potência instalada em redor dos 7,2 GW (70%);
• Aposta no gás (G): Aposta-se em potência garantida e na minimização do investimento no horizonte 2025, mantendo apenas a construção das grandes hídricas já decididas de Caculo Cabaça, Jamba Ya Mina, Jamba Ya Oma, Cacombo e Baynes. O gás natural deverá atingir uma potência instalada em redor dos 2,3 GW (24%);
• Equilíbrio hídrica e gás (HG): Pretende-se balancear a aposta na hidroelectricidade com o gás natural reforçando a potência a gás com 1 GW adicionais e desenvolvendo cerca de 2,6 GW hídricos adicionais à potência prevista para 2017/2018;
• Diversificação (D): Aposta-se numa maior diversificação do mix energético angolano aproveitando a produção de coque da nova refinaria para criar um novo vector energético, estimando-se um potencial de cerca de 300 MW. A restante potência necessária apostaria também na diversificação, balanceando o gás e hídrica.

Cada uma das linhas de orientação ou macro-cenários pode ser implementada de inúmeras formas através de inúmeras combinações de projectos ou cenários. Em cada linha de orientação as necessidades de potência entre cenários serão equivalentes, podendo verificar-se algumas variações devido às diferentes características e dimensão das hídricas seleccionadas. O gráfico da página seguinte é apenas exemplificativo de um dos cenários simulados para cada macro cenário oferecendo uma noção do peso futuro estimado de cada fonte de energia no mix do país e do nível de potência necessária, consoante a linha de orientação que se vier a seleccionar.

MIX DE GERAÇÃO ASSOCIADO A CADA MACRO-CENÁRIO OU LINHA DE ORIENTAÇÃO

20 CENÁRIOS AVALIADOS

Foram construídos e avaliados 20 cenários alternativos obtidos através de diferentes combinações das diferentes prioridades identificadas para cada fonte primária conforme se ilustra na figura 48. Todos cumprem o nível objectivo de índice de cobertura e segurança.

Os 20 cenários foram hierarquizados por forma a minimizar o custo global ponderado – que reflecte e pondera as seguintes quatro dimensões:

• Custo nivelado de produção de energia: representa o custo médio ponderado de um kWh produzido em 2025, reflectindo não só os custos de operação, mas também a renda anual associada ao investimento e respectivos juros. Este é o principal factor considerado;
• Nível de investimento: representa o total de investimento necessário e adicional ao previsto até 2017 em termos de geração. Este factor pondera eventuais restrições orçamentais ou o interesse e possibilidade de alocar verbas do orçamento para outras prioridades do país;
• Fluxo de energia entre sistemas ou custo incremental de transporte: representa o somatório dos défices de potência (diferença entre a potência instalada e a carga) em cada um dos sistemas quando considerados de forma autónoma. Reflecte de forma simplificada o impacto de cada cenário nas necessidades de investimento em transporte entre sistemas e nas necessidades de equipamentos de regulação do sistema;
• Emissões de CO2 ou custo ambiental: representa o total de emissões de CO2 associadas a cada cenário, reflectindo o peso significativo do sector eléctrico nas emissões e no combate às alterações climáticas do país.

O custo nivelado foi o principal factor considerado, tendo os restantes peso equivalente entre si. Os três cenários com o menor custo ponderado global foram selecionados e ponderados por forma a maximizar o seu alinhamento com as metas e aspirações da Estratégia Angola 2025.

A relevante diferença em termos de emissões de CO2 entre os diferentes cenários resultou numa pior pontuação quer para os cenários de diversificação – face às elevadas emissões associadas ao coque – quer para os cenários de aposta em gás natural – face às reduzidas emissões das centrais hídricas. Por outro lado, o menor investimento associado ao gás ponderou para que dois dos cenários de equilíbrio entre gás e hídrica fossem escolhidos.

Apresentam-se seguidamente os 3 cenários de menor custo global.

OPÇÃO PARA 2025

O gráfico seguinte sumariza os três cenários com melhor pontuação global. Todos os cenários apresentam custos competitivos e níveis de investimento desafiantes. Apresentam também o mesmo nível de défice de energia ao nível do sistema Sul e Leste, verificando-se potência instalada suficiente em todos os cenários para fazer face à carga quer no sistema norte, quer no centro.

O cenário que menor custo global apresentou foi o cenário que aposta na Hídrica e na Competitividade (H.1.) – privilegiando a conclusão da cascata do Cuanza através da concretização de Tumulo do Caçador e Zenzo 1 e da concretização dos fios de água mais competitivos no Catumbela e Queve. Apesar do menor impacto ao nível das emissões e alterações climáticas, a aposta na hídrica implica um maior investimento no horizonte 2025 (prevendo-se a necessidade de $13,0b entre 2018 e 2025) e uma ainda maior concentração dos activos de geração no sistema norte. Apesar do maior benefício da hídrica na incorporação nacional e no benefício das gerações futuras, a aposta em fios de água e a concentração no Cuanza limita os benefícios para o desenvolvimento regional.

Os dois cenários seguintes ambos balançam a aposta na hídrica com o gás natural e favorecem alguma diversificação regional, mas de formas diferentes. O cenário HG.3 privilegia a diversificação regional na hídrica limitando a construção no Cuanza a Caculo Cabaça e desenvolvendo Cafula (no rio Queve) com fortes benefícios para a agricultura no Cuanza Sul, mas por outro lado aposta na maximização do gás no sistema norte. O cenário HG.2 privilegia a diversificação regional no gás através da construção de uma unidade de grande dimensão de ciclo combinado em Benguela, mas concentra a aposta hídrica no Cuanza com a construção do Túmulo do Caçador e o adiamento dos investimentos no Queve. Os dois cenários têm características de custo nivelado, investimento e emissões semelhantes.

Entre os 3 cenários aquele que melhor cumpre as metas e aspirações da Estratégia Angola 2025 e do país e que deverá nortear o desenvolvimento do sector é o cenário HG.3 que aposta no equilíbrio entre a Hídrica e o Gás e na diversificação regional das hídricas. A maximização do Soyo permite rentabilizar a aposta de Angola no terminal de LNG. Por outro lado, a criação de um novo grande centro produtor associado ao rio Queve com regularização assume-se como estratégico no reforço da ligação entre o norte e o centro, na dinamização da agricultura no Cuanza Sul e na criação de uma nova linha de transporte a 400kV mais próxima do litoral que poderá abrir novas opções ao aproveitamento das recentes descobertas de gás.

Os novos aproveitamentos do Cuanza, apesar de muito competitivos, só deverão ser desenvolvidos no horizonte 2025 se associados a novos projectos estruturantes que impliquem um aumento substancial da procura prevista.

RESUMO DOS 3 CENÁRIOS SELECCIONADOS