Presidential Decree No. 72/25 approving the Natural Gas Master Plan

ARTIGO 1.º (Aprovação) É aprovado o Plano Director do Gás Natural, anexo ao presente Decreto Presidencial, de que é parte integrante.

ARTIGO 2.º (Dúvidas e omissões) As dúvidas e omissões que resultem da interpretação e aplicação do presente Diploma são resolvidas pelo Presidente da República.

ARTIGO 3.º (Entrada em vigor) O presente Decreto Presidencial entra em vigor na data da sua publicação. Apreciado em Conselho de Ministros, em Luanda, aos 27 de Dezembro de 2024. Publique-se. Luanda, aos 30 de Janeiro de 2025. O Presidente da República, João Manuel Gonçalves Lourenço. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11929 PLANO DIRECTOR DO GÁS NATURAL Siglas e Acrónimos i. ACP — Acções de Curto Prazo (5 anos); ii. ALNG — Fábrica de Angola de Liquefação de Gás Natural; iii. ALP — Acções de Longo Prazo (10-15 anos); iv. AMP — Acções de Médio Prazo (5-10 anos); v. ANPG — Agência Nacional de Petróleo e Gás e Biocombustível; vi. BDA — Banco de Desenvolvimento de Angolano; vii. BODIVA — Bolsa de Dívidas e Valores de Angola; viii. BTU — British Thermal Unit (Unidade Térmica Britânica) — (1.000 SCM - 38.49 MMBTU); ix. BCF (Bilhões Cubic Feet) — Biliões de Pés Cúbicos (10^9), correspondem a Mil Milhões, na escala numérica longa (DLP n.º 7/19); x. CCGT — Combined Cicie Gas Turbine (Turbina a Gás de Ciclo Combinado); xi. FSRU — Floating Storage Regasification Unit/Unidade de Regaseificação Flutuante; xii. FSU — Floating Storage Unit/Unidade de Armazenamento Flutuante; xiii. GIIP — Gas Initially In Place — Estimativa total da quantidade de gás inicialmente existente no reservatório; xiv. GNC — Gás Natural Comprimido ou CNG; xv. GNL — Gás Natural Liquefeito ou LNG; xvi. GTP — Gas Treatment Plantou ou Gas Turbine Plant/Planta de Tratamento ou Turbina a Gás; xvii. IEA — International Energy Agency/Agência Internacional de Energia; xviii. IGU — International Gas Union/União Internacional do Gás; xix. LGN — Líquidos do Gás Natural ou NGL (etano, propano, butano e condensados); xx. MAPTSS — Ministério da Administração Pública, Trabalho e Segurança Social; xxi. MAT — Ministério da Administração do Território; xxii. MED — Ministério da Educação; xxiii. MINPLAN — Ministério do Planeamento; xxiv. MESCTI — Ministério do Ensino Superior, Ciência, Tecnologia e Inovação; xxv. MINAGRIF — Ministério da Agricultura e Florestas; xxvi. MINAMB — Ministério do Ambiente; xxvii. MINDCOM — Ministério da Indústria e Comércio; xxviii. MINEA — Ministério da Energia e Águas; xxix. MINFIN — Ministério das Finanças; xxx. MINJUSDH — Ministério da Justiça e dos Direitos Humanos; xxxi. MINOPUH — Ministério das Obras Públicas, Urbanismo e Habitação; xxxii. MINTRANS — Ministério dos Transportes; xxxiii. MINTTICS — Ministério das Telecomunicações, Tecnologias de Informação e Comunicação Social; xxxiv. MMBO — Milhões de Barris de Óleo 10; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11930 xxxv. MMCM — Milhões de Metros Cúbicos; xxxvi. MMSCFD — (Milions Cubic Feet) - Milhões de Pés Cúbicos por Dia; xxxvii. MW — Mega Watt - Um milhão (106) de watts ~ 3.412 MMBTU/H; xxxviii. NCG — Novo Consórcio de Gás; xxxix. PJ — Peta Joules - 10^15Joules (1.000 joules - 0.95 BTU); xl. SCF — Standard Cubic Feet/Pés Cúbicos Padrão, (1 metros cúbicos ~ 35.3 scf). Condições padrão: pressão de 14.73 psi e temperatura de 60 graus Fahrenheit; xli. SCM — Standard Cubic Meter/Metros Cúbicos Padrão; xlii. SNG — Sonagás. Empresa subsidiária da SNL para o desenvolvimento, pesquisa, produção, processamento, transporte e comercialização de Gás Natural; xliii. SNL — SONANGOL-E.P. (Empresa Nacional de Petróleo e Gás de Angola); xliv. SOMG — Sociedade de Operações e Manutenção dos Gasodutos: responsável pela operação dos gasodutos e pelo transporte de gás e líquidos de Gás Natural para a fábrica de gás, a partir de plataformas de produção ao largo da costa angolana; xlv. TCF — (Trillions Cubic Feet) - Triliões de Pés Cúbicos (10A12), correspondem a um Bilhão, na escala numérica longa (Decreto Legislativo Presidencial n.º 7/19, de 12 de Junho); xlvi. UAG — Unidades Autónomas de Gás; xlvii. UPGN — Unidade de Processamento de Gás Natural. Dados Técnicos do Gás Natural i. Riqueza do Gás — Somatório das percentagens volumétricas ou quantidades de matéria de todos os componentes a partir do propano C3+; ii. Gás Rico/Rich Gas — Quando o somatório da composição de gás C3+ é igual supe- rior a 7%; iii. Gás Pobre (seco)/Lean Gas — Quando o somatório da composição de gás C3+ é inferior a 7%; iv. PCS (Poder Calorífico Superior) — Valor superior gerado pela combustão de 1 mole ou 1 kg de Gás Natural e com menor conteúdo de água, nas condições padrão (tem- peratura e pressão); v. PCI (Poder Calorífico Inferior) — Valor inferior gerado pela combustão de 1 mole ou 1 kg de Gás Natural, e com menor conteúdo de água, nas condições padrão (temperatura e pressão); vi. Contaminantes — Quantidade de Dióxido de Carbono (CO2), Reacção de Sulfato de Hidrogénio (RSH), enxofre ou sulfeto de hidrogénio (H2S) e Água contida no Gás Natural, entre outros elementos; vii. Gás Ácido/Sour Gas — Quando existe um elevado nível de RSH em comparação ao CO2; viii. Gás Doce/Sweet Gas — Quando existe um elevado nível de CO2 em comparação ao RSH; ix. Ponto de Orvalho/Due Point — A temperatura a partir da qual se forma a primeira gota de líquido do gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11931 Definições Para efeitos do presente documento e salvo se de outro modo for expressamente indicado no próprio texto, as palavras e expressões nela usadas têm o seguinte significado: i. «Área de Desenvolvimento» — área total, dentro da área de contrato, apta para pro- duzir do jazigo ou jazigos identificados por uma descoberta comercial e definida por acordo entre a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG) e o Grupo Empreiteiro após essa descoberta comercial; ii. «Biogás é um combustível gasoso semelhante ao Gás Natural» — composto, prin- cipalmente por metano (CH4) e dióxido de carbono (CO2) produzido por resíduos orgânicos, esgotos entre outros. Pode ser utilizado para geração de energia eléc- trica, contribuindo como energia renovável devido ao seu ciclo de produção e uso; iii. «BOE (Barris de Óleo Equivalente)» — quantidade de energia equivalente à quan- tidade de energia encontrada em um barril de petróleo bruto. Considera-se geralmente que um barril de petróleo tem a mesma quantidade de conteúdo ener- gético que 6.000 pés cúbicos de Gás Natural, sendo essa quantidade de Gás Natural «equivalente» a um barril de petróleo; iv. «Concessão Petrolífera» — direitos mineiros (petróleo e gás) atribuídos, a título de exclusividade, à Concessionária Nacional; v. «Gás Associado (AG)» — Gás Natural que existe em solução com o petróleo bruto, incluído o que é vulgarmente conhecido por gás de cobertura que está em contacto com o petróleo bruto; vi. «Gás Doméstico (DomGas)» — significa o gás pré-tratado ou tratado a ser forne- cido gratuitamente à Concessionária Nacional, ao abrigo de um contrato previsto na Lei das Actividades Petrolíferas, nas quantidades acordadas ou a acordar para fins de uso doméstico em Angola; vii. «Gás Excedente» — Gás Natural disponível após consumo interno nas operações petrolíferas, em especial combustível para energia, injecção para gestão da produ- ção, e lift para a diminuição da densidade crude e melhor escoamento; viii. «Gás Não Associado (NAG)» — que se encontra livre do óleo e a sua concentração é predominante (HOLD%) no reservatório, permitindo a produção de Gás Natural, excluindo o gás condensado; ix. «Gás Natural» — produto essencialmente composto por metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10) e outros gases (C5+) em condições ambientais e com menores níveis de carbono e valor calorífico em relação ao óleo crude; x. «Gás Residencial & Comercial» — Gás Natural fornecido para uso em residências, hotéis, hospitais e centros comerciais ou restauração; xi. «Gasoduto de Distribuição» — gasoduto que realiza movimento de gás do centro de distribuição até ao consumidor final; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11932 xii. «Gasoduto de Escoamento» — gasoduto que realiza movimento de gás das insta- lações de produção até ao centro de tratamento e transporte; xiii. «Gasoduto de Transporte» — gasoduto que realiza movimento de gás das ins- talações de processamento, armazenamento até ao centro de distribuição ou armazenamento; xiv. «GNL (Gás Natural Liquefeito) ou LNG expressão inglesa» — produto essencial- mente composto por metano (CH�) e etano liquefeito a – 160ºC para armazenamento e transporte a longas distâncias; xv. «GPL (Gás de Petróleo Liquefeito) ou LPG expressão inglesa» — produto essencial- mente composto por propano (C�H�) e butano (C�H��) extraídos dos líquidos do Gás Natural; xvi. «Infra-Estruturas de Gás Natural» — unidades de processamento, gasodutos de escoamento, transporte, distribuição, terminais de liquefação e regaseificação (LNG); xvii. «Oferta Existente» — fornecimento de gás com base nas reservas certificadas; xviii. «Oferta Exploratória» — fornecimento de gás com base nas oportunidades/ recursos descobertas existente em fase de exploração e avaliação; xix. «Oferta Possível (potencial)» — fornecimento de gás com base nas oportunida- des/recursos descobertas existente com grande potencial de serem desenvolvidas; xx. «Oferta Provável» — fornecimento de gás com base nas oportunidades/recursos descobertas e em fase de desenvolvimento; xxi. «Ponto de Entrega» — ponto de transferência de responsabilidade e de proprie- dade do Gás Natural; xxii. «Procura Conceitual» — volume de gás considerando possíveis consumidores não especificados para o consumo da oferta de gás em exploração. «Exemplo: Petroquímica, exportação entre outros»; xxiii. «Procura Existente» — volume de gás para satisfazer a necessidade da capacidade instalada. «Exemplo: Fábrica ALNG Soyo CT Ciclo Combinado, Soyo, CTM Cabinda»; xxiv. «Procura Possível» — volume de gás necessário para satisfazer os potenciais consumidores com o crescimento industrial planificado. «Exemplo: aumento da capacidade energética, expansão da indústria mineira, petroquímica, exportação»; xxv. «Procura Provável» — volume de gás solicitado por manifestação de interesse para implementação de projectos curto-médio prazo. «Exemplo: manifestação de interesse de 70 MMSCFD para a fábrica petroquímica, indústria mineira, exporta- ção entre outros»; xxvi. «Recursos Contingentes» — volumes de petróleo e Gás Natural, estimados, em uma determinada data, com potencial de serem recuperáveis num reservatório des- coberto e produzidos por meio de projectos de desenvolvimento, mas não podem ser considerados comercialmente viáveis devido a uma ou mais contingências; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11933 xxvii. «Recursos Prospectivos» — quantidade de petróleo ou Gás Natural que em determinada data são potencialmente recuperáveis a partir de acumulações não descobertas; xxviii. «Recursos Recuperáveis» — são volumes de petróleo e Gás Natural, estimados, com potencial de serem tecnicamente recuperados num reservatório descoberto; xxix. «Reservas de Gás» — quantidades de hidrocarbonetos economicamente e tecni- camente recuperáveis em período e prazo definido; xxx. «Reservatórios Não Convencionais» — reservatórios caracterizados por apresen- tarem baixos valores de porosidade e permeabilidade, geralmente abaixo de 10% e de 0,1 mD, respectivamente, e que o escoamento de fluídos no interior do meio poroso não acontece de forma natural, necessitando de uma tecnologia específica para a sua extracção. Estes reservatórios podem ocorrer em diferentes litologias; xxxi. «Reservatórios» — rochas cujas propriedades permo-porosas permitem a acumu- lação de hidrocarbonetos. 1. INTRODUÇÃO A República de Angola possui uma densidade populacional estimada em 34 milhões de habi- tantes e, de acordo com o último censo realizado, o crescimento demográfico será de cerca de 3% ao ano e as projecções para 2050 indicam que o País terá acima de 68 milhões de habitantes. Esse crescimento irá incrementar as necessidades da população, em termos de infra-estru- turas, energia e alimentação para as quais o País deverá estar preparado para satisfazer. Nesse contexto, o Estado deverá garantir o acesso à energia segura e a preço acessível, de modo a promover o crescimento económico, assim como a substituição do gasóleo e outros combustí- veis pesados por outros mais limpos o que permitirá a redução da poluição do meio ambiente e a transição energética, assegurando a maximização do bem-estar social da população. O Gás Natural surge como um combustível menos poluente e a um custo mais acessível para a geração de energia eléctrica, o que irá contribuir para um crescimento industrial sustentá- vel. Este recurso energético é também utilizado como matéria-prima na indústria petroquímica de 1.ª e 2.ª geração na produção de amónia (para produzir fertilizantes como ureia e outros) metanol e propileno para a produção de químicos, plásticos e outros, bem como nas indústrias siderúrgica e produção de aço e fertilizantes respectivamente, tendo estes últimos um efeito multiplicador no Sector Agrícola. Em Angola, nos últimos 20 anos foram realizadas várias descobertas comerciais de petró- leo com Gás Natural Associado, de entre as quais se destacam as primeiras descobertas em águas profundas e ultra-profundas, Girassol em 1996 e Plutão em 2002, passando o País a ser o segundo maior produtor de petróleo da África. Fruto desse sucesso exploratório, o País atingiu, em Julho de 2008, a produção de 2 000 000 de barris de petróleo por dia, feito que representa um marco na história da produção petrolífera em Angola. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11934 O aumento da produção de petróleo incrementou igualmente a produção de Gás Natural Associado, que, por inexistência de infra-estruturas, teve a sua utilização limitada ao consumo nas operações como combustível e re-injecção nos poços para melhorar a recuperação do petróleo e o excedente queimado com consequências adversas para o meio ambiente e perdas para a economia. Em 2004, com a aprovação da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro, ficou proi- bida a queima do Gás Natural, determinando a obrigação do seu aproveitamento. Em cumprimento da legislação relativa ao aproveitamento do Gás Natural, com vista a miti- gar os riscos ambientais, bem como a obtenção de receitas, foi implementado o primeiro projecto de aproveitamento do Gás Natural no País, denominado Angola LNG. Por outro lado, enquanto se procedia a exploração de petróleo, ocorreram descobertas de Gás Natural Não Associado que não foram desenvolvidas por ausência de um quadro legal e fiscal adequado que promovesse o seu aproveitamento comercial. Contudo, em 2018, foi aprovado o Decreto Legislativo Presidencial n.º 7/18, de 18 de Maio, que estabelece o regime fiscal aplicável às actividades de prospecção, pesquisa, avaliação, desenvolvimento, produção e venda de Gás Natural. O Gás Natural é uma fonte de energia mais limpa quando comparado com outros combus- tíveis fósseis. Nas condições actuais da matriz energética mundial, este recurso tem um papel importante na transição energética, podendo substituir o gasóleo nas centrais térmicas do País e ser usado como matéria-prima para o Sector Petroquímico. De acordo com a informação da AGT publicada em 2021, o País gasta acima de 1000 milhões de dólares norte-americanos com a importação de produtos químicos, incluindo amoníaco, metanol, etileno, polietileno, PVC e fertilizantes, assim como cerca de 500 milhões de dólares norte-americanos relativos à aquisição de produtos como plásticos e borrachas que passariam a ser produzidos localmente, tornando o País auto-suficiente e exportador. Considerando a geração de energia estimada de 500 MW, com o uso do Gás Natural como combustível, a ANPG prevê uma redução de despesas anuais em mais de 350 milhões de dólares norte-americanos (ver Tabela 6). Havendo a necessidade de se adoptar uma estratégia para o desenvolvimento, apro- veitamento e monetização dos recursos de Gás Natural, o Executivo, por via do Plano de Desenvolvimento Nacional (PDN) 2023-2027, orientou a elaboração de um Plano Director do Gás Natural (PDG) para Angola. Para a materialização desta estratégia, torna-se necessário o inventário dos recursos de Gás Natural descobertos e prospectivos, o desenvolvimento de novas infra-estruturas e a ampliação das existentes, de forma a permitir o seu escoamento para o mercado interno e no âmbito da integração regional do País (SADC) para o mercado regional. O desenvolvimento do Sector do Gás Natural em Angola requer a definição de um roadmap que contempla 4 (quatro) etapas fundamentais, incluindo a elaboração do PDG: DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11935 RECURSOS A INVESTIMENTO NA QUADRO LEGAL OPORTUNIDADES CADEIA DE VALOR IMPLEMENTAÇÃO E DE MERCADO REGULATÓRIO - Formulação do - Exploração, - Legislação Plano Director - Planos de Marketing Produção e venda Complementar e - Recursos e Fontes Específica - Licenças e Contratos - Infraestruturas de de Gás Natural Interligação - Regimes - Politica de Agregação - Mercado do Gás (Transporte & Tributários - Monitorização e Natural Armazenamento) Avaliação - Incentivos - Infraestruturas - Políticas de Preço do Gás Natural - Utilização & Comercialização - Modelo de - Transição Agregação Energética Mapa 1- Mapa de Desenvolvimento do Sector do Gás Natural O PDG constitui a estratégia de Angola para o desenvolvimento, aproveitamento e mone- tização dos recursos de Gás Natural, de forma a maximizar os benefícios socioeconómicos e O PDG constitui a estratégia de Angola para o desenvolvimento, aproveitamento e minimizar monetizaçãoos impactos adversosdeao Gás dos recursos meioNatural, ambiente.de forma a maximizar os benefícios socioeconómicos e minimizar os impactos adversosGás O PDG caracteriza a situação actual do Sector do Natural ao meio de Angola e aborda as perspec- ambiente. tivas para a criação de uma indústria do Gás Natural sustentável com base nos recursos de Gás O PDG caracteriza a situação actual do sector do Gás Natural de Angola e aborda as Natural descobertos perspectivas para ae criação prospectivos, de uma infra-estruturas, indústria do Gásmercado, Naturalinvestimento sustentável & financiamento, com base nos e quadro legal recursos de Gáse Natural regulatório. Igualmente, o descobertos PDG apresenta prospectivos, uma análise infraestruturas, sobre a mercado, integração investimento & financiamento, regional e um estudo e quadro legal e regulatório. de benchmarking global. Igualmente, o PDG apresenta uma análise sobre a integração regional e um estudo de benchmarking global. 2. FORMULAÇÃO DO PLANO DIRECTOR DO GÁS NATURAL (PDG) O Plano Director do Gás Natural (PDG) é a estratégia de Angola para o fomento de uma cadeia de valor do Gás Natural dinâmica e sustentável assente em 4 (quatro) pilares: 1. Recursos de Gás Natural; 2. Infra-estruturas; 10 3. Mercado; 4. Quadro Legal e Regulatório. O PDG define as bases para alavancar o potencial de recursos de Gás Natural de Angola, num horizonte temporal de cerca de 25 anos (de forma faseada) de modo a garantir a criação DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11936 de empregos e a geração de receitas para o Estado, ou seja, o desenvolvimento socioeconó- mico do País. Para este fim, preconizam-se 3 (três) períodos principais. O 1.º período deverá ser de curto prazo, até 2025, essencialmente para a definição e criação das bases de mercado, incluindo os Sectores Energético, Petroquímico, Mineiro e Residencial, bem como um quadro legal e regu- latório que incentive o contínuo investimento e garanta o seu retorno, bem como o início de desenvolvimento dos Campos Quiluma e Maboqueiro e produção do Campo Sanha Lean Gás Conector (SLGC). O 2.º período, de médio prazo, de 2026 a 2036, será de produção dos recur- sos de gás já descobertos na Bacia do Baixo Congo, como por exemplo os Campos Quiluma e Maboqueiro, Longui, Forsithya, expansão da rede de gasodutos e aceleração do desenvolvi- mento de campos de gás das Bacias do Kwanza e Benguela. Por último, o 3.º período de longo prazo, 2036 a 2050, será de consolidação do mercado local, tendo em conta a ligação de gaso- dutos aos Sectores Residencial e Comercial. Neste âmbito, o PDG identifica a oferta e a procura de gás e estabelece a interligação entre produtores e consumidores, visando a criação de um mercado interno, aberto, dinâmico e competitivo. A implementação do PDG contribuirá para a transição energética e a redução dos custos dos Sectores Industrial e Comercial, com particular incidência para o Sector Manufactureiro. 2.1. Visão Desenvolver o Sector do Gás Natural em Angola, num horizonte temporal de 25 anos, con- siderando toda a cadeia de valor, de forma a contribuir para o crescimento económico do País e o bem-estar social das populações. 2.2. Missão Promover as condições apropriadas para o desenvolvimento, aproveitamento e monetiza- ção do Gás Natural de forma dinâmica e sustentável. 2.3. Objectivos do Plano Director do Gás Natural (PDG) 2.3.1. Objectivos Gerais: a) Criar um ambiente de negócio propício para o investimento e fomento de uma cadeia de valor do Gás Natural dinâmica e sustentável; b) Definir as directrizes para o desenvolvimento sustentável dos recursos de Gás Natural e a sua utilização no mercado interno, contribuindo para a transição energética e a diversificação da economia nacional, de forma a maximizar os benefícios para a sociedade angolana e assegurar o retorno dos investimentos. 2.3.2. Objectivos Específicos: a) Intensificar a exploração para a descoberta de novos recursos de Gás Natural, visando a sua conversão em reservas e produção, assim como reavaliar e produzir os recursos recuperáveis existentes; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11937 b) Desenvolver infra-estruturas de processamento, transporte, armazenamento, unida- des autónomas de gás, terminais de regaseificação e distribuição, assim como ampliar as infra-estruturas existentes para maximizar o consumo e incentivar a produção; c) Criar um mercado interno de Gás Natural competitivo e eficiente, tendo em vista a definição das opções de monetização desse recurso; d) Estabelecer um quadro legal e regulatório robusto, para garantir o desenvolvimento e aproveitamento dos recursos de Gás Natural; e) Identificar a procura actual e futura e a oferta de Gás Natural para os mercados interno, regional e global; f) Promover a articulação entre os diversos Departamentos Ministeriais (Petróleo e Gás, Energia, Agricultura e Pescas, Indústria, Território, Economia, Finanças, Obras Públi- cas, Turismo e Ambiente) e demais entidades públicas e privadas; g) Usar o Gás Natural como alternativa ao gasóleo nas centrais termoeléctricas, bem como matéria-prima na indústria petroquímica, siderúrgica e nos demais Sectores da Economia; h) Recrutar, formar, integrar e desenvolver os quadros nacionais; i) Fomentar o Conteúdo Local em toda a cadeia do Gás Natural; j) Garantir o fornecimento seguro e sustentável de gás natural, promovendo o uso efi- ciente e maximização dos benefícios económicos, sociais e ambientais. 2.4. Caracterização da Situação Actual do Sector do Gás Natural O Sector do Gás Natural em Angola contempla a existência de dois centros de aproveita- mento de gás localizados nas Províncias de Cabinda e Zaire, nomeadamente (i) o Sanha LPG FPSO, primeiro projecto de utilização do Gás Associado implementado pela Associação de Cabinda (Bloco 0), cujas instalações possuem uma capacidade de processamento de 6.000 m3 por dia e armazenamento de 135.000 m3, (ii) a Fábrica Angola LNG (ALNG), no Soyo, projec- tada para um período de 25 anos, com uma capacidade nominal de processamento de 1.075 milhões de pés cúbicos de gás por dia e de produção de 5,2 milhões de toneladas de Gás Natural Liquefeito (LNG) por ano, para além do propano, butano e condensados. primeiro projecto de utilização do Gás Associado implementado pela Associação de Cabinda (Bloco 0), cujas instalações possuem uma capacidade de processamento de 6 000 m3 por dia e armazenamento de 135 000 m3, (ii) a Fábrica Angola LNG (ALNG), no Soyo, projectada para um período de 25 anos, com uma capacidade nominal de processamento DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11938 de 1 075 milhões de pés cúbicos de gás por dia e de produção de 5,2 milhões de toneladas de Gás Natural Liquefeito (LNG) por ano, para além do propano, butano e condensados. Figura 1 – Diagrama de Rede do Gás Existente Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco 0 14 31 15 17 18 32 CFG – Contrato de Bloco 0/14 (11.6 % DOMGAS) Fornecimento de Gás c/ ALNG Soyo Hub ALNG ALNG Reservas 2023 (Cap. Max 1075 MMSCFD) 5.8 TCF CLGMD - Contrato de levantamento de Gás Doméstico (DOMGAS) Exportação DOMGAS existente até até 125 950 MMSCFD futuro MMSCFD Central Térmica virtual pipeline temporário Malembo Ciclo Combinado Soyo CCCS As reservas de Gás Natural de Angola certificadas1, em 2023, estão estimadas em 5.8 triliões de pés cúbicos (TCF), com base no Gás Associado excedentário disponibilizado pelos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31, 32 e Gás Não Associado dos campos QM para a fábrica Angola LNG. Devido ao declínio da produção de petróleo nos blocos offshore, o fornecimento de Gás Associado à fábrica da ALNG deverá ser diversificado, incluindo fontes adicionais, o que obriga a ALNG a procurar fontes alternativas para garantir o funcionamento regular da fábrica. Por outro lado, cerca de 80% dos recursos descobertos estimados em 38,74 TCF in place e 13 localizadas nas concessões operadas pela as reservas de Gás Natural acima referenciadas estão CABGOC, Azule Energy e Total Energies. A CABGOC e a Azule Energy possuem recursos de Gás Natural no extremo norte do País, na Bacia do Baixo Congo, e podem ser desenvolvidos a curto prazo. O desenvolvimento dos recursos existentes nas Bacias do Kwanza e Benguela, caso seja bem-sucedido, possibilitará um maior crescimento económico-social nas regiões onde estão localizados. O Estado, por intermédio da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), na qualidade de Concessionária Nacional, tem celebrado contratos com investidores interna- cionais para o aproveitamento eficiente dos jazigos de hidrocarbonetos líquidos e gasosos. No entanto, importa destacar os seguintes marcos, nomeadamente, o Acordo Comercial («AC») 1 Fonte: Relatório de certificação das reservas, a 31 de Dezembro de 2023, submetido à ANPG, com base nos campos iden- tificados no contracto de compra e venda de gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11939 assinado com o Novo Consórcio de Gás (CABGOC, BP, Total, ENI e a Sonangol P&P), em 2019, que representa um marco na Indústria Petrolífera Nacional, tendo culminado com aprovação da Decisão Final de Investimento — FID em 2022 (primeiro desenvolvimento de gás não asso- ciado, nomeadamente os Campos Quiluma e Maboqueiro), com arranque previsto para 2026; o projecto Sanha Lean Gas no Bloco 0, com arranque em 2024; poço exploratório no Bloco 1/14, o primeiro direccionado especificamente para depósitos de gás não associado, que está pre- vistos para 2024. Em Angola as infra-estruturas de produção e processamento do Gás Natural estão localiza- das na Bacia do Baixo Congo e interligadas através de uma rede de gasodutos de transporte com mais de 500 km de extensão, com instalações em terra localizadas no Terminal do Malongo e Soyo, nas Províncias de Cabinda e Zaire, respectivamente. O Terminal de Malongo, em Cabinda, utiliza o Gás Natural como combustível e para a pro- dução de LPG. A Fábrica ALNG, no Soyo-Zaire, produz LNG, propano, butano e condensados. Estas duas localidades são tidas como centros de distribuição de Gás Natural para alimentar as centrais térmicas de produção de energia eléctrica que hoje usam principalmente o gasóleo como combustível (Dual Fuel). A matrizA matriz energética de Angola energética de indica Angolaque as que indica principais fontes defontes as principais produção energia energia de produção eléctrica eléctrica são a hídrica e a térmica derivada da combustão do gasóleo, sendo o são a hídrica e a térmica derivada da combustão do gasóleo, sendo o Gás Natural e outras fon-Gás Natural e outras fontes usadas como alternativas. A participação efectiva do Gás Natural na tes usadasprodução como alternativas. A participação de energia eléctrica efectiva do Gás e como matéria-prima Natural tem na indústria na produção de energia tido um crescimento eléctrica emodesto. como matéria-prima na indústria tem tido um crescimento modesto. 900 11.6% DOMGAS 800 700 600 838 784 MMSCFD 500 726 658 400 300 7 200 7 6 7 8 32,67 4,62 100 - 2017 2018 2019 2020 Energia CCCS (Ciclo Combinado) Energia (CTM) Malembo Gas Excedente à ALNG Gráfico 1 - Histórico de uso local do Gás Natural. Fonte: ANPG As centrais térmicas a gás para geração de energia eléctrica estão localizadas no Norte do país (Cabinda e Zaire) e possuem uma capacidade total instalada que varia entre 895 MW e 917 MW (~ 2 958 MMBTU/H)5 e um consumo de gás que representa cerca de 3% do DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11940 As centrais térmicas a gás para geração de energia eléctrica estão localizadas no Norte do País (Cabinda e Zaire) e possuem uma capacidade total instalada que varia entre 895 MW e 917 MW (~ 2 958 MMBTU/H)2 e um consumo de gás que representa cerca de 3% do gás excedentário distribuído à Fábrica ALNG. Porém, contratualmente, existe o compromisso de fornecimento de 11.6% (125 MMSCFD) como DOMGAS. Por outro lado, a geração de energia eléctrica nas centrais térmicas a gasóleo tem colma- tado alguma necessidade de energia eléctrica nos locais onde não existe fonte hídrica ou Gás Natural, como no Leste e interior de Angola. 2.4.1. Província de Cabinda Cabinda está localizada na Região Norte do País, sendo limitada a norte pela República do Congo, a Leste e a Sul pela República Democrática do Congo e a Oeste pelo Oceano Atlântico. A capital é a Cidade de Cabinda. A província conta com uma população de cerca de 801.374 habitantes e uma área territorial de 7.283 km2, sendo a província mais densamente povoada de Angola depois de Luanda. A província dispõe de um complexo portuário para importação e exportação de produtos. Quanto à actividade de petróleo e gás, Cabinda possui uma unidade de produção de LPG localizada na Base de Malongo, com uma capacidade de produção de 7.100 barris de LPG por dia, 400 barris por dia de gás butano e 2.500 barris por dia de condensados, sendo a produção de LPG enviada para o Terminal do Fútila e comercializada com a Sonagás para o abasteci- mento do mercado local. A capacidade de armazenamento de LPG no Terminal de Malongo é de cerca de 500 barris, sendo os condensados misturados ao petróleo bruto e ao propano e enviados offshore para o armazenamento no Sanha LPG FPSO. Adicionalmente, parte do Gás Associado produzido no Bloco 0 é escoado para o Terminal de Malongo de onde são extraídos cerca de 8 MMSCFD que são transportados por via de um gasoduto de 800 metros de extensão até a Central Térmica do Malembo (CTM). Esta central tem uma capacidade instalada de 145 MW (~ 494,74 MMBTU/H), sendo necessário um total de 50 milhões de pés cúbicos (MMSCFD) de gás por dia para a geração de energia eléctrica, de acordo com a capacidade projectada, podendo a potência ins- talada aumentar a longo prazo para 195 MW (~ 665,54 MMBTU/H). 2 Conversão energética considerando 1 MW para 3.412 MMBTU/H. Calcula-se 2.958 MMBTU/H, equivalente a 867 MW, em capacidade nominal instalada. de 8 MMSCFD que são transportados por via de um gasoduto de 800 metros de extensão até a Central Térmica do Malembo (CTM). Esta central tem uma capacidade instalada de 145 MW (~ 494,74 MMBTU/H), sendo necessário um total de 50 milhões de pés cúbicos (MMSCFD) de gás por dia para geração de energia eléctrica de acordo com a capacidade DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11941 projectada, podendo a potência instalada aumentar a longo prazo para 195 MW (~ 665,54 MMBTU/H). Figura 2 - Central Termoeléctrica do Malembo, Cabinda A Província de Cabinda é actualmente alimentada por energia eléctrica produzida por fon- tes térmicas essencialmente a gasóleo, o que constitui uma excelente oportunidade para a substituição total desse combustível por Gás16Natural. Porém, existem constrangimentos no fornecimento dos volumes de gás até à capacidade máxima da Central Eléctrica de Malembo por dificuldades operacionais e a necessidade de ampliação do gasoduto para o transporte até à capacidade projectada. 2.4.2. Província do Zaire Zaire está localizada na Região Norte do País, sendo limitada a Norte pela República do Democrática do Congo, a Leste pela Província do Uíge, a Sul pela Província do Bengo e a Oeste pelo Oceano Atlântico. A capital é a Cidade e Município do Mbanza Congo. A província conta com uma população aproximada de 676.649 habitantes e com uma área territorial de 40.130 km2. A província destaca-se na exploração e produção petrolífera e dispõe de uma fábrica de LNG, uma base para o apoio logístico ao Sector Petrolífero (Base do Kwanda) e uma Central de Ciclo Combinado no Soyo. O fornecimento de gás à Fábrica ALNG é feito pela rede de gasodutos de Gás Associado constituída por 3 troços principais, ilustrados na figura 4: i) CRX3 (Blocos 0/14) — gasoduto com uma extensão aproximada de 130 km e capacidade de 600 MMSCFD; ii) GG4 (Blocos 15 e 31) — gasoduto com uma extensão de 126 km e capacidade de 575 MMSCFD; iii) GEP5 (Blocos 17, 18 e 32) — gasoduto com uma extensão de 180 km e capacidade de 720 MMSCFD. 3 CRX — Congo River Crossing ou Desfiladeiro do Congo, troço de ligação dos Blocos 0 e 14. 4 GG — Gas Gathering, troço principal do Bloco 15 e usado para ligação do Bloco 31. 5 GEP — Gas Export Pipeline, troço principal do Bloco 17 e usado para ligação dos Bloco 18 e Bloco 32. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11942 Em terra, os gasodutos estão ligados a uma central de válvulas, (em inglês, Beach Valves Station), passando por um corredor até à fábrica onde existe espaço para ligação de novos gasodutos. [NOTA: Os gasodutos entre os blocos não fornecedores são operados pela SOMG] Figura 3 - Rede de Gasodutos Upstream a Fábrica ALNG, no Soyo Pressão Ano de Diâmetro MAOP Capacidade Extensão De Para Normal de (psi) Construção (polegadas) (mmscfd) (km) Operação Bloco 0/14 ALNG 2016 22” 1,825 3,520 320/600 130 Bloco 31 Bloco 15 2013 12” 2,176 4,959 - 56 Bloco 15 ALNG 2009 18” 1,943 4,931 575 126 Bloco 17 Bloco 17/18 2009 16” 1,943 4,931 548 67 Bloco 18 Bloco 17/18 2010 12” 1,943 5,352 305 74 Bloco 17/18 ALNG 2010 24” 1,943 4,931 548/720 180 Tabela 1 - Rede de Gasodutos Upstream a Fábrica ALNG, no Soyo 18 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11943 A figura abaixo ilustra a fábrica Angola LNG, localizada no Soyo A figura abaixo ilustra a fábrica Angola LNG, localizada no Soyo Figura 4 - Fábrica Angola LNG. Fonte: ALNG A capacidade de armazenamento da Fábrica ALNG é de 318 mil metros cúbicos de LNG, 88 mil metros cúbicos de Propano, 59 mil metros cúbicos de Butano e 108 mil metros cúbicos de Condensados. Relativamente à geração de energia no Soyo, existem duas Centrais térmicas (dual fuel) i) Central Térmica do Soyo (CTS)6 de 22 MW, com consumo estimado em 10 milhões de pés cúbi- cos (MMSCFD) de gás por dia, e ii) Central de Ciclo Combinado de 750 MW, com consumo estimado em 132 MMSCFD o que Figura representa 4 - Fábrica ~3.7LNG. Angola milhões deALNG Fonte: metros cúbicos (MMm3) por dia de gás. Figura 5 - Central Termoeléctrica de Ciclo Combinando, no Soyo Figura 5 - Central Termoeléctrica de Ciclo Combinando, no Soyo O fornecimento de gás pela ALNG à central de Ciclo Combinado é feita pelo gasoduto Falcão com uma extensão de cerca de 9 (nove) km. 19 6 Central Térmica do Soyo, temporariamente desactivada. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11944 Ao abrigo do Contrato de Investimento, a ALNG pode receber 1.075 milhões de pés cúbi- cos por dia (MMSCFD) de gás natural associado e não associado, provenientes de blocos da Bacia do Baixo Congo. O Estado Angolano tem direito a receber cerca de 12% deste volume, ou seja, 125 milhões de pés cúbicos por dia (MMSCFD) de Gás Natural destinados para o mer- cado doméstico (DOMGAS), particularmente para a geração de energia e petroquímica. Este fornecimento tem sido faseado, tendo sido estabelecido para a primeira fase 75 milhões de pés cúbicos por dia (MMSCFD) através da infra-estrutura de transporte existente Falcão Fase 1 e 50 milhões de pés cúbicos por dia (MMSCFD), com o projecto Falcão (Fase 2), uma Unidade de Recepção e Distribuição de Gás (URDG). De acordo com os relatórios da Fábrica Angola LNG, a média anual do fornecimento de gás à Central de Ciclo Combinado do Soyo (CCCS) tem sido, em média nos últimos 7 anos, inferior a 25 milhões de pés cúbicos por dia (MMSCFD). A baixa taxa de utilização do Gás Natural deve- -se ao facto de a produção de energia eléctrica a partir de fontes hídricas da Região Norte do País (Mabubas, Cambambe, Laúca e Capanda) ser suficiente para alimentar esta região do País durante a maior parte do ano, o que faz com que a utilização do Gás Natural pela CCCS seja inferior a 30% da capacidade máxima. Por outro lado, existe o contrato de fornecimento de DOMGAS entre a Sonagás e a PRODEL, que não satisfaz as exigências de segurança do fornecimento contínuo e fiável, influenciando negativamente à garantia financeira de recuperação dos investimentos realizados pela inexis- tência da cláusula Take or Pay7. Este cenário constitui um constrangimento, sendo necessárias e imprescindíveis medidas de redimensionamento do aproveitamento do DOMGAS, fornecido e a ser fornecido pela ALNG para a Central de Ciclo Combinado do Soyo, para garantir o fornecimento contínuo a outros sectores de actividade, como a Fábrica de Fertilizantes que está a ser implementada no Soyo e que visa reduzir a importação destes produtos. A Sonangol/Sonagás, parceira na Associação de Cabinda e ALNG, está integrada em toda a cadeia. Sendo a mesma a principal fornecedora, transportadora, e distribuidora de Gás Doméstico Butano (LPG) aos consumidores finais. De igual modo, é responsável pelo forne- cimento do DOMGAS às centrais térmicas existentes em Cabinda e Soyo, conforme ilustra a Figura 5. 7 Take or Pay: é um arranjo contratual que estabelece que o comprador do gás está obrigado a receber ou retirar um de- terminado volume mínimo de gás junto ao vendedor, pagando o preço acordado pelo volume mínimo ou caso não possa retirar o volume mínimo acordado, apenas pagar o preço ajustado. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11945 Figura 6 - Modelo de gestão do Gás Natural Existente em Angola O O modelo estrutural modelo de de estrutural gestão do do gestão GásGás Natural Naturalevoluiu evoluiunos nosúltimos últimos3030anos anoseetem tem servido servido de elemento catalisador para o desenvolvimento deste sector, com realce de elemento catalisador para o desenvolvimento deste sector, com realce para a distribuição para a distribuição do LPG do (gásLPG (gás butano). butano). O País O país possui possui cerca decerca 900depontos 900 pontos de distribuição de distribuição do gásdobutano gás butano e ume um sistema logístico funcional gerido pela Sonangol/Sonagás. O abastecimento do gás sistema butano, logísticoa nível funcional gerido nacional é, empela Sonangol/Sonagás. grande medida, provenienteO abastecimento da produção de doLPG gásembutano, Cabinda a nível e nacional, Zaire, é, em estes sendo grande medida, locais proveniente pontos de da levantamento produção do de LPG produto paraem Cabinda e o seu Zaire, carregamento sendo estes locais e em navios pontos de levantamento posterior descarga nos doterminais produto paradas o seu carregamento Províncias costeirasemde navios Luanda, e Benguela e Namibe. posterior descarga nos terminais das Províncias costeiras de Luanda, Benguela e Namibe. No Centro No Centroe Sule do Sul País, existem do país existem oportunidades oportunidades descobertas descobertase eprospectivas prospectivasde de gás gás com com volumesvolumes significantes, que poderão significantes, que permitir poderão opermitir crescimento o dos Sectores crescimento dosMineiro sectoresIndustrial mineiro ae partir das províncias industrial costeiras a partir supracitadas. das províncias costeiras supracitadas. 2.4.3. Província de Benguela 2.4.3 Província de Benguela Benguela está localizada na Região Centro do País e limitado a Norte pela Província do Cuanza-Sul, a leste Benguela estápela Província localizada na do Huambo, região centro doapaís Sule pela Província limitado a nortedapelaHuíla e do Namibe Província ea Cuanza Sul, a Oeste pelo leste pela Oceano Província Atlântico. O do Huambo, Corredor do a sul é Lobito pelaconstituído Província dapelaHuíla linhae férrea Namibedo e aLobito oeste pelo Oceano Atlântico. O Corredor do Lobito é constituído pela linha que liga o Porto do Lobito com o Cinturão de Cobre da RDC/Zâmbia. Esta zona é considerada férrea do Lobito que liga o Porto do Lobito com o Cinturão de Cobre da RDC / Zâmbia. Esta zona é considerada como umacomodasumamaiores áreas potenciais das maiores produtoras áreas potenciais de cobrede produtoras nocobre mundo, no porém mundo,após porémo conflito após o prolongado na RDC, o desenvolvimento e reparação destas minas foi dificultado conflito prolongado na RDC, o desenvolvimento e reparação destas minas foi dificultado pela falta de transporte pelada referida falta de zona para transporte daas instalações referida portuárias. zona para as instalações portuárias. 2.4.4. Província do Namibe Namibe está localizada na Região Sul do País e limitada a norte pela Província de Benguela, 21 a Leste pela Província do Cunene, a Sul pela República da Namíbia e a Oeste pelo Oceano Atlântico. O Porto do Namibe foi construído para a exportação do minério de ferro das minas 2.4.4 Província do Namibe Namibe DIÁRIO está localizada na região Sul DA REPÚBLICA doDE DE 21 país e limitada MARÇO DE 2025a norte pela Província de Benguela, I SÉRIE, N.º 53 | 11946 a leste pela Província do Cunene, a sul pela República da Namíbia e a oeste pelo Oceano Atlântico. O Porto do Namibe foi construído para a exportação do minério de ferro das de minas Cassingadeem Angola. Cassinga emNos últimos Angola. Nostempos, últimostem havido tempos, teminúmeras iniciativas para havido inúmeras a para reabertura iniciativas reabertura das minas e reparação das linhas das minas e reparação das linhas ferroviárias. ferroviárias. 2.4.5. 2.4.5 Cadeia Cadeiade deValor ValordodoGás GásNatural Natural A cadeia de valor do Sector do Gás Natural compreende um conjunto de actividades que A cadeia agregam de valor valor ao Gás do Natural. sector doEssas Gás Natural compreende actividades um conjuntoem estão congregadas de 3actividades que (três) segmentos: agregam valor ao Gás Natural. Essas actividades estão congregadas em 3 segmentos: upstream (exploração/produção), midstream (processamento/transporte/comercialização) e upstream(exploração/produção),midstream(processamento/transporte/comercializaçã downstream o) e (utilização/mercado). downstream (utilização/mercado). Figura 7 - Cadeia de Valor do Gás Natural, em Angola. (Futuras Oportunidades; Fonte-ANPG) OO desenvolvimento desenvolvimento do dopotencial potencialdederecursos recursosdede GásGás Natural Natural existente existente e a enecessidade a necessidade de de novas infra-estruturas novas dedetransporte infraestruturas transporteeedistribuição distribuiçãorequerem requerem aa atracção atracção do doinvestimento investimento no no sector do Gás Natural para o desenvolvimento económico do país. Estes Sector do Gás Natural para o desenvolvimento económico do País. Estes factores permitiram factores a permitiram a identificação dos pontos fortes, pontos a melhorar e as ameaças no sentido identificação dos de viabilizar pontosque soluções fortes, pontos tornam a melhorar possível e as ameaças no sentido de viabilizar solu- o investimento. ções que tornam possível o investimento. Pontos Fortes 22 Quadro legal aplicável: Às actividades de prospecção, pesquisa, avaliação, desenvolvimento, produção e venda de Gás Natural; Ao investimento privado; Ao transporte e armazenamento de petróleo bruto e Gás Natural; Existência de infra-estruturas na Região Norte para o escoamento do Gás Associado com elevados padrões de segurança; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11947 Maturidade operacional do Sector Petrolífero e estabilidade contratual; Existência de infra-estruturas de produção de LPG e LNG na Região Norte do País. Pontos Fracos Redução da produção de Gás Associado fornecido à Fábrica ALNG; Inexistência de investimentos na pesquisa & desenvolvimento e em infra-estruturas de transporte, recepção, armazenamento e distribuição; Não reinvestimento no aumento da vida útil das instalações petrolíferas. Pontos a Melhorar8 Índice de aproveitamento do gás associado e uso do Gás Natural nos Sectores Energético, Petroquímico, Industrial e outras utilizações, incluindo o gás doméstico (125 MMS- CFD) fornecido pela ALNG; Diversificação da fonte de gás, incluindo o gás não associado; Expansão de infra-estruturas para o escoamento, transporte e distribuição para os con- sumidores domésticos (indústria, electrificação, sector automobilístico, produção de fertilizantes e gás residencial por meio de gasodutos); Criação de condições para converter os recursos em reservas, de modo a aumentar a disponibilidade de Gás Natural e respectivo aproveitamento; Redução dos Custos de Produção (OPEX) e dos Custos de Desenvolvimento (CAPEX); Construção de locais para o armazenamento do Gás Natural (reservatórios naturais/arti- ficiais) e terminais de regaseificação/Unidades Autónomas de Gás; Índice de monetização do gás natural (associado e não associado); Quadro legal e regulatório que atraia o investimento na cadeia de valor do gás natural. Ameaças Redução da produção de Gás Associado fornecido à Fábrica ALNG; Inexistência de investimentos na pesquisa & desenvolvimento e em infra-estruturas de transporte, recepção, armazenamento e distribuição de gás nas Regiões Centro e Sul do País; Não reinvestimento no aumento da vida útil das instalações petrolíferas; Contínuo subsídios aos combustíveis mais poluentes. 2.5. Utilização do Gás Natural em Angola Importa referir que a oferta de Gás Natural para atender o mercado local, a curto e médio prazos, é proveniente da Fábrica ALNG que exporta mais de 80% dos seus produtos. Todavia, existe a excelente oportunidade de compensar a ALNG no sentido de fornecer o Gás Natural para o mercado local através do «gás-a-gás»9 ou «LNG-a-gás»10 para o transporte e distribuição aos grandes consumidores domésticos. 8 Trata-se de infra-estruturas de capital intensivo e enquadram-se no conceito de activo específico, com destaque para os gasodutos de escoamento, transporte que requerem anos para entrar em operação e são de implantação complexa, adi- cionado à necessidade de negociação de autorização de passagem e cumprimento de requisitos ambientais, entre outros. 9 Gás a gás é o termo usado para comercialização do gás em pipeline, ou seja, venda de gás no estado gasoso a um ponto de entrega sem qualquer necessidade de regaseificar. 10 LNG-a-gás é o termo usado para a comercialização do LNG por meio de um investimento necessário para regaseificar e DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11948 Para maximizar o consumo interno, o PDG preconiza a conversão do potencial de Gás Natural não associado e associado do País em riqueza nacional, através de uma política de incentivos para a atracção de investimentos em novos projectos de exploração de Gás Natural. Assim, o fornecimento de gás ao mercado interno e o desenvolvimento de infra-estruturas, com base na procura doméstica e regional, constituem um imperativo para a execução do PDG. A figura abaixo ilustra a previsão de utilização do Gás Natural no País, considerando uma dis- ponibilidade acima de 1075-1200 MMSCFD e um consumo interno de 250-300 MMSCFD como meta a curto-médio prazo, tendo em conta as seguintes prioridades: a) Fornecimento de 12% a 15% do Gás Natural para a produção de energia eléctrica, essencialmente em Cabinda e Soyo, reduzindo a importação de gasóleo (ACP); b) Fornecimento de 7% a 12% do Gás Natural ao Sector Petroquímico, para a produção de fertilizantes e de metanol, essencialmente em Cabinda e Soyo, garantindo produtos acabados para Angola (ACP/AMP); c) Fornecimento de 4% a 5% do Gás Natural para as indústrias mineiras, essencialmente na Huíla, bem como para as indústrias metalo-mecânica, siderúrgica, cimenteira, d) Fornecimento de 3% do gás natural para os sectores de transporte, cerâmica, residencialdasepescas, agroalimentar, comercial (AMP/ALP).dos plásticos, entre outras, (ACP/AMP); d) Fornecimento de 3% do gás natural para os Sectores de Transporte, Residencial e Comercial (AMP/ALP). 2030 2019/2020 3% 3% 4% 5% 3% 10% 8% 23% 75% 66% ALNG Domgas: Energia e Petroq ALNG Ullage Energia ALNG Consumption Fertilizer Dom Gas Ullage Methanol Dom Gas Consumption Figura 8 - Visão do Desenvolvimento da Cadeia de Valor do Gás Natural até 2030. fornecimento do gás na sua forma gasosa. Previsão Consumidores Fornecimento de Produtos Acabados Local de Consumo (MTA - Milhões de Toneladas em 2030 GN (MMSCFD) Ano) ALNG – LNG 900-950 5.2 MTA de LNG+LPG e Cond. Dom Gas Ullage Methanol Dom Gas Consumption DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11949 Figura 8 - Visão do Desenvolvimento da Cadeia de Valor do Gás Natural até 2030. Previsão Consumidores Fornecimento de Produtos Acabados Local de Consumo (MTA - Milhões de Toneladas em 2030 GN (MMSCFD) Ano) ALNG – LNG 900-950 5.2 MTA de LNG+LPG e Cond. ALNG-DOMGAS: Energia + Zaire-Soyo 375 MW & > 1 MTA Petroquímica 125 (75+50) Bloco 0_Energia 50 120 MW Cabinda-Malembo Bloco 0_Fertilizantes (Ureia) 70 0.5 MTA + outros Metanol e Olefinas 40 Integrado Soyo ou Cabinda - Mineira 40 Huíla - Cassinga (HOLD) MTA de Ferro + outros Outras indústrias TBD TBD TBD Tabela 2 - Visão de Fornecimento do Gás Natural até 2030. . Prevê-se que,que Prevê-se com os os com produtos produtos acabados acabadoscom combase basenos nosvolumes volumes de fornecimento do de fornecimento do Gás Gás NaturalNatural e na criação e na criação de umdenovo um novo mercado, mercado, o 25o país País continuará continuará a sera ser sustentável sustentável na na produção produção de de gás butano e tornar-se-á autónomo na produção de fertilizantes e outros produtos gás butano e tornar-se-á petroquímicos, autónomo passando assimna produção de a exportador defertilizantes e outros produtos petroquí- produtos acabados. micos, passando assim a exportador de produtos acabados. O transporte e o fornecimento de gás para o interior do país permitirão que outros polos O transporte e o fornecimento de gás para o interior do País permitirão que outros polos de de consumo identificados recebam o gás a preço competitivo e energia estável. A figura consumo identificados abaixo, ilustra a recebam perspectivao agás a preço longo competitivo prazo do consumo ede gás energia estável. A figura abaixo no país. ilustra a perspectiva a longo prazo do consumo de gás no País. 30 % do Gás Excedente 1300 1 200 1 000 11.6% DOMGAS 950 800 MMSCFD 600 782 20 400 5 80 140 - 80 40 200 140 240 100 - 2025 2030 2050 Energia Petroquímica Industrial Transporte Residencial (Gás Metano) Gás Excedente Gráfico 2 - Previsão de Uso Local do Gás Natural Disponível até 2050. Fonte: ANPG Meta: Aumento do fornecimento do Gás Natural, até 30% do Gás Excedente11, aproximada- mente 250 MMSCFD para o uso dos consumidores locais. Aumento do fornecimento do Gás Natural, até 30% do Gás 11 Gás Excedente, Gás Natural disponível após14consumo interno nas operações petrolíferas (para energia, injecção para Meta Excedente , aproximadamente 250 MMSCFD para uso dos gestão da produção, e lift para melhor escoamento do crude oil). consumidores locais. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11950 3. RECURSOS DE GÁS NATURAL 3. RECURSOS DE GÁS NATURAL Para o desenvolvimento do sector existe um potencial de gás no país a explorar e produzir Para o desenvolvimento do Sector, existe um potencial de gás no País a explorar e produzir a curto, médio e longo prazos. De acordo com a tabela 3, os recursos de Gás Natural do a curto, país,médio e longo localizados nasprazos. DeBaixo Bacias do acordo com a Congo, tabelae3, os Kwanza recursos Benguela, de Gás estão Natural estimados em do País, cerca localizados de 94,97nasTCF Bacias do dos (GIIP), Baixo Congo, quais Kwanza 38,74 e recursos TCF sãoBenguela, estão estimados descobertos emTCF e 56,23 cerca de 94,97 recursos prospectivos. TCF (GIIP), dos quais 38,74 TCF são recursos descobertos e 56,23 TCF recursos prospectivos. Recursos Descobertos Recursos Prospectivos Fonte de Gás (TCF) GIIP (TCF) GIIP Bacias Marítimas AG NAG AG NAG Bacia do Baixo Congo 5,38 11,15 12,52 19,70 Bacia do Kwanza 4,72 9,22 6,28 Bacia de Benguela … 8,26 13,93 3,79 Bacia do Namibe … … … … Total Angola 38,74 56,23 Tabela 3 - Recursos de Gás Natural, em Angola. Fonte: ANPG Importa Importa salientar que,que salientar para alémalém para dos dos recursos supracitados, recursos existem supracitados as reservas existem certifica- as reservas 12certificadas15, em 2023, de gás associado nos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31, 32 e gás não das , em 2023, de gás associado nos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31, 32 e gás não associado dos associado dos campos Quiluma Maboqueiro (QM) da Bacia do Baixo Congo estimadas em 5,8 Campos Quiluma Maboqueiro (QM) da Bacia do Baixo Congo estimadas em 5,8 TCF, recursos TCF, recursos contratualmente destinados à fábrica Angola LNG. Todavia, o fornecimento contratualmente destinados de gás associado à fábrica será afectado peloAngola LNG. declínio Todavia, odefornecimento de produção de gáso reforço petróleo, exigindo associado será das afectado acçõespelo declínio a curto de produção e médio de petróleo, exigindo prazos consubstanciados o reforço das acções no desenvolvimento a curto e dos recursos descobertos e das novas descobertas resultantes dos recursos prospectivos médio prazos consubstanciados no desenvolvimento dos recursos descobertos e das novas identificados para garantir a estabilidade da fábrica e o consumo local a longo prazo. descobertas resultantes dos recursos prospectivos identificados para garantir a estabilidade da fábrica A e o a tabelaconsumo seguirlocal longo destaca o prazo.número de investidores no upstream em Angola que grande A poderão tabela a garantir o desenvolvimento seguir destaca do sector o grande número dedo Gás Naturalno investidores no upstream país. em Angola que poderão garantir o desenvolvimento do Sector do Gás Natural no País. 15 Trata-se de infraestruturas de capital intensivo e enquadram-se no conceito de activo específico, com destaque para os gasodutos de escoamento, transporte que requerem anos para entrar em operação. 27 12 Trata-se de infra-estruturas de capital intensivo e enquadram-se no conceito de activo específico, com destaque para os gasodutos de escoamento, transporte que requerem anos para entrar em operação. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11951 Valor Est. Congo – Congo - Bacia Bacia Bacia Investidor Onshore ($Bn*) Cabinda Sul Kwanza Benguela Namibe ACREP N/D BP >$100 Chevron >$100 ENI $10-$50 Equinor $50-$100 ExxonMobil >$100 Falcon Oil <$1 Force Petroleum N/D Galp $1-$10 Gazprom >$100 INPEX $10-$50 Kotoil N/D Maurel & Prom <$1 Odebrecht N/D PlusPetrol N/D Poliedro-Oil N/D ProdOil N/D PTTEP $10-$50 Qatar Petroleum N/D Sinopec $50-$100 SNPC N/D Etu Energias N/D Sonangol $1-$10 TotalEnergies >$100 WMDC Resources N/D Tabela 4 – Investidores do Upstream *Bn – mil milhões 28 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11952 O mapa abaixo ilustra a localização das bacias onde estão localizados os recursos de Gás O mapa abaixo ilustra a localização das bacias onde estão localizados os recursos de Gás Natural acima acima Natural indicados. indicados. Mapa 2 - Blocos Offshore em Angola 29 O Gás Excedentário proveniente dos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31 e 32 da Bacia do Baixo Congo é destinado à fábrica Angola LNG. O Bloco 0 fornece igualmente gás à Província de Cabinda para o uso doméstico. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11953 O Gás Excedentário proveniente dos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31 e 32 da Bacia do Baixo Congo é destinado a fábrica Angola LNG. O Bloco 0 fornece igualmente gás a Província de Cabinda Opara uso doméstico. fornecimento de gás ao Soyo continuará a ser feito pelos blocos acima referidos, bem como a partir dosde O fornecimento recursos de gás gás ao Soyo não associado continuará descobertos a ser feito pelos blocosnos acimaBlocos 1, 3/15, referidos, bem 15/14, como a 16, 17/06, entre partir dos outras recursosoportunidades a seremdescobertos de gás não associado desenvolvidas. Os recursos nos Blocos de15/14, 1, 3/15, gás descobertos 16, 17/06,nos entre Blocos 20,outras oportunidades 21 e 37 a seremedesenvolvidas. da Bacia do Kwanza do Bloco 24 naOsBacia recursos de gás descobertos de Benguela nos poderão abastecer Blocos 20, 21 e 37 da Bacia do Kwanza e do Bloco 24 na Bacia de Benguela poderão o mercado a partir da Província de Benguela com a possibilidade de interligação à rede norte abastecer o mercado a partir da Província de Benguela com a possibilidade de interligação a rede Norte existente para existente a flexibilidade para flexibilidadede de escoamento. Porém,não escoamento. Porém, nãosesespera espera fornecimento fornecimento de gás de gás desta desta região antes região de 2030. antes A Bacia de 2030. do Namibe A Bacia tem um do Namibe tempotencial inexplorado, um potencial contudo inexplorado, as pesquisas contudo as preliminares indicam ter potencial de gás natural. pesquisas preliminares indicam ter potencial de gás natural. Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco Bloco 0 14 15 20 21 24 Futuro Bloco Bloco Bloco Bloco 17 18 31 37 Bloco 32 Bloco Bloco NCG 16 17/06 Hub Hub Soyo Hub Kwanza Hub Cabinda / Benguela ALNG & Namibe Doméstico Doméstico TBD TBD TBD existente future Figura 9 – Fontes de Fornecimento de Gás Existentes Para aumentar a disponibilidade de Gás Natural para a distribuição e venda aos potenciais consumidores, preconizam-se acções de exploração e avaliação dos recursos, a fim de garantir o desenvolvimento e a produção desses recursos. 30 Para DIÁRIO aumentar a disponibilidadeDE DA REPÚBLICA de21 Gás NaturalDE DE MARÇO para distribuição e venda Iaos 2025 potenciais SÉRIE, N.º 53 | 11954 consumidores preconizam-se acções de exploração e avaliação dos recursos, a fim de garantir o desenvolvimento e a produção desses recursos. O período de exploração contempla as fases de pesquisa e avaliação dos recursos de gás, O período de exploração contempla as fases de pesquisa e avaliação dos recursos de gás, comportando o risco geológico que vai diminuindo consideravelmente até ao período de pro- comportando o risco geológico que vai diminuindo consideravelmente até o período de dução que compreende as produção que fases de compreende desenvolvimento as fases de e produção. desenvolvimento e As etapas de produção. processamento/ As etapas de processamento/tratamento, transporte, venda e distribuição do gás são essenciais para tratamento, transporte, venda e distribuição do gás são essenciais para a entrega do gás natu- entrega do gás natural aos consumidores finais, conforme ilustra a figura abaixo. ral aos consumidores finais, conforme ilustra a figura abaixo. Figura 10 – Conversão dos recursos de gás in place, em reservas e produção (Fonte Pública) Os recursos prospectivos de gás estimados em 56,23 TCF serão convertidos em reservas após as fases de exploração e avaliação, não se prevendo produção e fornecimento destes recursos nos próximos 10 -15 anos. 3.1. 3.1Exploração Exploração&&Produção Produçãode deGás GásNatural Natural EmEmAngola, Angola,durante durantevárias várias décadas, décadas, ooGás GásNatural, Natural,nana suasua forma forma associada, associada, era visto era visto comocomo um um subproduto do do subproduto processo de de processo produção produçãodo do petróleo petróleobruto (crude) bruto com (crude) commenor menor valor econó- valor económico, quando comparado com o crude. mico, quando comparado com o crude. Entretanto,ooaumento Entretanto, aumento dada produção produçãodedepetróleo petróleoincrementou a produção incrementou de Gás a produção deNatural Gás Natural associado que por falta de infraestruturas próprias, a sua utilização ficou limitada ao associado consumoque, naspor falta deàinfra-estruturas operações, próprias, re-injecção nos poços a sua utilização para melhorar ficou do a recuperação limitada ao con- petróleo, sumoounas simplesmente, operações, ààqueima com consequências reinjecção nos poços para adversas paraa orecuperação melhorar meio ambientedoe petróleo, perdas ou para a economia. Em 2004, a Lei nº 10/04, de 12 Novembro, estabeleceu a obrigatoriedade simplesmente, à queima do aproveitamento docom consequências Gás Natural adversas associado, para proibindo o meio ambiente expressamente e perdas para a a sua queima. economia. Em 2004, a Lei n.º 10/04, de 12 Novembro, estabeleceu a obrigatoriedade do apro- veitamento do Gás Natural associado, proibindo expressamente a sua queima. Por outro lado, enquanto se procedia à exploração 31 petrolífera, a par das descobertas de petróleo realizadas, ocorreram descobertas de Gás Natural não associado que não foram desenvolvidas por inexistência de um quadro legal e fiscal adequado que promovesse o seu aproveitamento comercial. Considerando o potencial de gás existente e a crescente procura fundamentalmente para fins industriais, torna-se necessário que se incentive a actividade de exploração e produção petróleo realizadas, ocorreram descobertas de Gás Natural não associado que não foram desenvolvidas por inexistência de um quadro legal e fiscal adequado que promovesse o seu aproveitamento comercial. DIÁRIO DA REPÚBLICA Considerando o potencial de gás DE 21 DE e a existente MARÇO DE 2025 crescente I SÉRIE, N.º procura fundamentalmente para53 | 11955 fins industriais, torna-se necessário que se incentive a actividade de exploração e produção para incrementar a base de reservas de gás e aumentar a produção. A figura abaixo ilustra parao ciclo incrementar a base de vida de de reservas um projecto típicode degás e aumentar exploração a produção. e produção de GásANatural. figura abaixo ilustra o ciclo de vida de um projecto típico de exploração e produção de Gás Natural. Figura 11 –Ciclo de Vida de um Projecto típico de Exploração e Produção Os Osestudos realizados, bem estudos realizados, bemcomocomoasasdescobertas descobertas ocorridas ocorridas nonoprépré e e pós-sal, pós-sal, indicaram a indicaram existência de de existência umum potencial potencialsignificativo significativodede Gás Naturaleejustificaram Gás Natural justificarama a elaboração elaboração de de umauma estratégia para o desenvolvimento do sector do Gás Natural estratégia para o desenvolvimento do Sector do Gás Natural em Angola. em Angola. Por outro lado, a implementação da Estratégia de Exploração de Hidrocarbonetos irá permi- Por outro lado, a implementação da Estratégia de Exploração de Hidrocarbonetos irá tir apermitir avaliação do potencial a avaliação petrolífero do potencial existenteexistente petrolífero e, consequentemente, o aumento e consequentemente, dos recursos o aumento dos de Gás Natural. recursos de Para Gás isso preconiza-se Natural. a celebração Para isso preconiza-sede acontratos para a celebração deexploração contratos epara produção a exploração de blocos com erecursos produçãode de Gásblocos com Natural nasrecursos de Gás Natural zonas terrestres nas zonas e marítimas terrestres das Bacias e do Baixo marítimas das Bacias do Baixo Congo, Kwanza, Benguela e Namibe a médio e longo prazos. Congo, Kwanza, Benguela e Namibe a médio e longo prazos. Esses Essesrecursos, recursos,uma uma vez vez convertidos convertidos emem reservas, reservas,contribuirão, contribuirão,em emgrande grandemedida, medida, para o para desenvolvimento o da cadeia desenvolvimento da do GásdoNatural cadeia Gás e a e expansão Natural a da expansãosua da utilização sua em todoem utilização o todo território território nacional. nacional. Meta 1: Avaliar os recursos prospectivos de Gás Natural estimados em cerca de 56,23 TCF, estando apenas disponibilizado para oferta a longo prazo devido o grau de maturidade. 32 Os recursos prospectivos de Gás Natural estimados em cerca de 56,23 TCF, em caso de sucesso, poderão ser transformados em contingentes e reservas a médio-longo prazos. Alguns destes recursos encontram-se em áreas livres e outros em áreas em desenvolvimento. Acções: Bacia de Baixo Congo | 32,23 TCF prospectivos Avaliar os recursos prospectivos estimados em 4,59 TCF de Gás Natural na Bacia do Baixo Congo do NCG, nos Blocos 1, 2, 3 e 15/14, a curto, médio e longo prazos; avaliar os recursos prospectivos em cerca de 27,64 TCF nos Blocos 0, 1/14, 2, 3, 14 e 15/06 a médio e longo pra- zos (AMP/ALP). DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11956 Acções: Bacia de Kwanza | 6,28 TCF prospectivos Avaliar os recursos prospectivos de 6,28 TCF de Gás Natural na Bacia do Kwanza nos Blocos 19 e 21, a curto, médio e longo prazos (ACP/AMP/ALP); Acções: Bacia de Benguela | 117,72 TCF prospectivos Promover licitação e avaliar os recursos prospectivos estimados em 17,72 TCF de Gás Natural na Bacia de Benguela, a curto, médio e longo prazos (ACP/AMP/ALP) No que tange a avaliação, os recursos descobertos avaliados em 38,74 TCF in place, encon- tram-se em áreas livres e áreas em desenvolvimento nas Bacias do Baixo Congo, Kwanza e Benguela que serão reavaliados e desenvolvidos a curto-médio prazos. Meta 2: Reavaliar os recursos descobertos (GIIP) estimados em 38,74 TCF de gás e maximi- zar o fornecimento de Gás Natural para a liquefação e mercado local a curto, médio e longo prazos. Acções: Baixo Congo 116,54 TCF descobertos Na Bacia do Baixo Congo, os recursos descobertos de gás estão localizados em 14 blocos, sendo os recursos estimados em 5,38 TCF de gás associado e 11,15 TCF de gás não associado, in place. a) Reavaliar os recursos descobertos de 5,38 TCF de gás associado existentes na Bacia do Baixo Congo, Blocos 0, 16, 17/06, 18, 31, 32 e Cabinda Sul a curto, médio e longo prazos; b) Promover reavaliação dos recursos descobertos estimados em 11,15 TCF de gás não associado, na Bacia do Baixo Congo e dos Blocos do NCG, 1, 2, 3, 14,15, 15/06, 15/14 e Lombo a curto prazo; «Após a avaliação dos recursos, seguem algumas acções para o desenvolvimento» c) Garantir o fornecimento de Gás Natural à ALNG na sua capacidade máxima, a curto, médio e longo prazos. (ACP/AMP/ALP); d) Desenvolver os recursos estimados em 1,96 TCF de gás in place, da Bacia do Baixo Congo, do NCG, no Bloco 1, a curto prazo (ACP); e) Desenvolver os recursos estimados em 7,1 TCF de gás in place, da Bacia do Baixo Congo, do NCG, nos Blocos, 2, 3/15, 15/14, a médio e longo prazos (AMP/ALP); f) Desenvolver os recursos estimados em 0,364 TCF de gás in place da Bacia do Baixo Congo do Bloco 18 e reavaliar os recursos do Bloco 31, a curto prazo (AGP); g) Desenvolver os recursos estimados em 2,68 TCF de gás in place, da Bacia do Baixo Congo dos Blocos 17/06 e 32 a curto prazo (ACP) e do Bloco 16 a médio prazo; h) Desenvolver os recursos estimados em 2,12 TCF de gás in place, da Bacia do Baixo Congo dos Blocos 0 e 14 a médio e longo prazos (AMP/ALP); i) Desenvolver os recursos estimados em 1,20 TCF de gás da Bacia do Baixo Congo dos Blocos Cabinda Sul, 15, (15/06) e do Lombo, a médio e longo prazos (AMP/ALP). A produção actual do gás associado excedentário é fornecida à Fábrica Angola LNG, no Soyo, a partir dos Blocos 0, 14, 15, 17, 18, 31 e 32. É essencial o fornecimento contínuo de gás na sua capacidade de funcionamento da Fábrica ALNG para manter e garantir o DOMGAS e o retorno das partes interessadas. Para a ALNG, a curto prazo, prevê-se o aumento provável dos volumes DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11957 de recursos recuperáveis de 1,5 TCF (1,96 TCF GI1P) dos Blocos 1 e 2 do NCG referentes aos Campos Quiluma & Maboqueiro e um potencial adicional de recursos recuperáveis de 1,95 TCF (2,33 TCF GIIP) dos Campos Atum, Polvo e Enguia. Por outro lado, a médio-longo prazos existe o potencial de recursos recuperáveis provável acima de 5 TCF distribuídos pelos outros campos nos blocos atribuídos ao NCG, Blocos 0, 16 e 17/06 na Bacia do Baixo Congo que poderá ser for- necido às Províncias do Zaire (3,5 TCF) e Cabinda (1,5 TCF). Mapa 3 - Blocos da Bacia do Baixo Congo DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11958 OOgráfico abaixo gráfico representa abaixo umum representa volume de recursos volume recuperáveis de recursos superior recuperáveis a 11 TCF, superior a 11incluindo TCF, reservas de 5,27 incluindo TCF dede reservas gás alocadas 5,27 TCF deagás Fábrica de a alocadasLNG. Fábrica de LNG. 1400 1200 Soyo Hub Oferta (mmscfd) 1000 800 600 400 200 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Produção Provável Potencial Exploração Gráfico 3 - Previsão de Fornecimento de Gás para o Soyo O gráficoOabaixo gráficorepresenta um volumevolume abaixo representa de recursos recuperáveis de recursos em cerca recuperáveis de 1.5 em cerca deTCF. 1.5 TCF 140 120 Cabinda Hub Oferta (mmcsfd) 100 80 60 40 20 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Produção Provável Potencial Exploração 36 Gráfico 4 - Previsão de Fornecimento de Gás para a Província de Cabinda Na Bacia do Kwanza, os recursos descobertos in place estão estimados em 13,94 TCF. Estes recursos descobertos Na Bacia dodeKwanza, Gás Natural estão localizados os recursos descobertosnos Blocosestão in place, 19, 20, 21, 22 eem estimados 37,13,94 estima- TCF. dos em 4,72 TCF de gás associado, bem como nos Blocos 20 e 21 estimados em 9,22 TCF de gás Estes recursos descobertos de Gás Natural, estão localizados nos Blocos 19, 20, 21, 22 e 37, estimados em 4,72 TCF de gás associado, bem como nos Blocos 20 e 21 estimados não associado. em 9,22 TCF de gás não associado. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11959 Mapa 4 - Blocos da Bacia do Kwanza Acções: Bacia de Kwanza | 13,94 TCF descobertos Na Bacia do Kwanza, os recursos de Gás Natural descobertos, in place, estão localizados em 5 (cinco) Blocos, constituídos por gás associado, com recursos estimados em 4,72 TCF e Gás não Associado com recursos estimados em 9,22 TCF. a) Promover licitação e desenvolver os recursos descobertos da Bacia do Kwanza com recursos estimados em 1,54 TCF dos Blocos38 19, 22 e 37, curto-médio prazo; b) Reavaliar e desenvolver os recursos descobertos da Bacia do Kwanza com recursos esti- mados em 12,42 triliões de pés cúbicos (TCF) dos Blocos 20, 21, curto-médio prazo. b)Reavaliar e desenvolver os recursos descobertos da Bacia do Kwanza com recursos estimados em 12,42 triliões de pés cúbicos (TCF) dos Blocos 20, 21, curto-médio prazo. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11960 A Bacia A Bacia do Kwanza do Kwanza possui possui um volume um volume de recursos de recursos recuperáveis recuperáveis acima acima de de 3,63,6 TCF, TCF, conforme conforme o gráfico abaixo. o gráfico abaixo. 800 700 kwanza Oferta stack (mmscfd) 600 500 400 300 200 100 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Potencial Exploração Gráfico 5 - Previsão de Fornecimento de Gás Natural da Bacia do Kwanza Na Bacia de Benguela, os recursos descobertos estão estimados em 8,26 TCF, in place: os recursos de Gás Natural descobertos estão localizados em dois blocos com recursos estimados em 8,26 TCF. 39 Na Bacia de Benguela, os recursos descobertos estão estimados em 8,26 TCF, in place: os recursos DIÁRIO de Gás Natural descobertos DA REPÚBLICA DE 21 DEestão MARÇOlocalizados DE 2025 em dois blocos I com SÉRIE,recursos N.º 53 | 11961 estimados em 8,26 TCF. Mapa 5 - Blocos da Bacia de Benguela Acções: Bacia de Benguela | +8,26 TCF descobertos Na Bacia de Benguela, os recursos de Gás Natural descobertos, in place, estão localizados em 2 Blocos, constituídos por gás não associado, com recursos estimados em 8,26 TCF. 40 a) Incentivar a reavaliação e o desenvolvimento dos recursos descobertos de gás localiza- dos nos Blocos 24 e 25 da Bacia de Benguela com recursos estimados em 8,26 triliões de pés cúbicos (TCF) de gás, (ACP/AMP/ALP); b) Para um fornecimento contínuo, ou seja, livre de interrupções e o desenvolvimento de recursos com alto índice de contaminantes (ex.: CO2) seguem as seguintes acções: triliões de pés cúbicos (TCF) de gás, (ACP/AMP/ALP) b) Para um fornecimento contínuo, ou seja, livre de interrupções e o desenvolvimento de recursos com alto índice de contaminantes (ex.: CO2) seguem as seguintes acções: DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11962 • promover a propagação de tecnologias de captura, utilização e armazenamento Promover a de dióxido carbono propagação (CCUS) ACP. de tecnologias de captura, utilização e armazenamento de dióxido carbono (CCUS) ACP. AABacia Baciade deBenguela Benguelaapresenta apresenta um um volume volumede derecursos recursosrecuperáveis recuperáveisestimado estimadoem em4 TCF, 4 TCF, ver ver gráfico 7. gráfico 7. 800 700 600 Benguela Hub Supply (mmscfd) 500 400 300 200 100 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Exploration Gráfico 6 - Previsão de Fornecimento de Gás da Bacia de Benguela A Bacia do Namibe tem um potencial inexplorado, porém, as pesquisas preliminares indica- ram existir um potencial de gás natural. Os blocos da Bacia do Namibe abaixo ilustrados constam da Estratégia Geral de Atribuições de Concessões Petrolíferas para o período 2019-2025. 41 A Bacia do Namibe tem um potencial inexplorado, porém, as pesquisas preliminares indicaram existir um potencial de gás natural. Os blocos da Bacia do Namibe abaixo ilustrados DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11963 constam da Estratégia Geral de Atribuições de Concessões Petrolíferas para o período 2019- 2025. Mapa 6- Blocos da Bacia do Namibe Em resumo, existem reservas de gás estimadas em 5,8 TCF em Angola alocadas à ALNG até 2043 e deste volume aproximadamente 600 BCF, isto é 11,6% destas reservas correspon- dentes ao «DOMGAS». Para a ALNG, a curto prazo 42 prevê-se aumento de recursos prováveis de 2,5 TCF de algumas áreas NAG nos Blocos 1 e 2 a serem desenvolvidos pelo NCG. Por outro lado, a médio-longo prazos existe o potencial aumento de recursos recuperáveis acima de 5 TCF distribuídos pelos restantes campos dos blocos do NCG e pelos Blocos 0, 16, 17/06 da Bacia do Baixo Congo que, uma vez produzidos, poderão ser escoados para as Províncias do Zaire (3,5 TCF) e de Cabinda (1,5 TCF). prováveis de 2,5 TCF de algumas áreas NAG nos Blocos 1 e 2 a serem desenvolvidos pelo NCG. Por outro lado, a médio-longo prazos existe o potencial aumento de recursos recuperáveis DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 acima de 5 TCF distribuídos pelos restantes campos dos blocos do NCG e pelosI SÉRIE, BlocosN.º0,53 16,| 11964 17/06 da Bacia do Baixo Congo que, uma vez produzidos poderão ser escoados para as províncias do Zaire (3,5 TCF) e de Cabinda (1,5 TCF). Adicionalmente, existem também recursos prováveis superiores a 8 TCF distribuídos pelos Blocos 20, 21, 24 nas Adicionalmente, Baciastambém existem do Kwanza e Benguela, recursos e poderão prováveis ser enviados superiores a 8 TCF para a região cen- distribuídos tropelos do País. Esse Blocos volume 20, 21, 24 denasgás poderá Bacias contribuir do Kwanza e para o e Benguela, equilíbrio poderão entre ser a procura e enviados para aoferta. região centro do país. Esse volume de gás poderá contribuir para o equilíbrio Contudo, dos 38,74 TCF de recursos descobertos (GIIP) referenciados na Tabela 3 — Recursos entre a procura e a oferta. Contudo, dos 38,74 TCF de recursos descobertos (GIIP) referenciados denaGásTabela Natural, 3 -em Angola.deFonte: Recursos ANPG, estimam-se Gás Natural, recursos em Angola. Fonte: recuperáveis ANPG, estimam-seacima de 15 TCF recursos de gás, distribuídos recuperáveis pelas acima de Baciasdedogás, 15 TCF Baixo Congo, Kwanza distribuídos pelas e Benguela, Bacias do Baixoa serem desenvolvidos Congo, Kwanza e a Benguela, a serem desenvolvidos curto, médio e longo prazos. a curto, médio e longo prazos. AAtabela tabelaabaixo abaixoilustra ilustraooprograma programadedelicitações licitaçõesdada ANPG, ANPG, emem curso, curso, para para a concessão concessão e e exploração exploraçãodedenovos novosblocos blocosde depetróleo petróleoee gás. gás. Ano 2019 2020 2021 2023 2025 Bloco 10 CON-1 Bloco 7 CON-2 Bloco 22 Bloco 11 CON-5 Bloco 8 CON-3 Bloco 23 Bloco 12 CON-6 Bloco 9 CON-7 Bloco 24 Bloco 13 KON-5 Bloco 16 CON-8 Bloco 25 Bloco 27 KON-6 Bloco 31 KON-1 Bloco 26 Bloco 28 KON-8 Bloco 32 KON-3 Bloco 35 Bloco 29 KON-9 Bloco 33 KON-7 Bloco 36 Blocos Bloco 41 KON-17 Bloco 34 KON-10 Bloco 37 Bloco 42 KON-20 KON-13 Bloco 38 Bloco 43 KON-14 Bloco 39 KON-15 Bloco 40 KON-19 Bacias Interiores Tabela 5 – Programa de Licitações para o Período 2019-2025 3.2. Importação de Gás Natural O Estado Angolano, no âmbito da sua estratégia, deve assegurar o normal abastecimento de Gás Natural ao mercado interno. Todavia, havendo défice de fornecimento de Gás Natural, deve-se garantir a flexibilidade da compra do Gás Natural à Fábrica da Angola LNG para o uso local (AGP). Outra alternativa é o recurso à43importação de Gás Natural para a satisfação da procura interna. Para tal, será necessário promover parcerias público-privada para a constru- ção de infra-estruturas de recepção do Gás Natural importado. Em caso de necessidade de importação de Gás Natural em determinado período, existe um elevado potencial de oferta de gás na região da África Austral (SADC), especialmente em Moçambique e na Tanzânia e em outros Países, tais como Nigéria, EUA e Qatar. 4. MERCADO DO GÁS NATURAL O Gás Natural é uma solução de referência para a Transição Energética, por se tratar de uma fonte de energia mais limpa do que outras fontes de energia fósseis. O mesmo é utili- zado como combustível de baixo custo, para o fornecimento de calor, geração de electricidade, DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11965 nas indústrias de cerâmica, vidro, têxtil, metalo-mecânica, farmacêutica, celulosa, bem como matéria-prima nos Sectores Químico e Petroquímico, especialmente na produção de fertilizan- tes (amónia, ureia), metanol, combustível líquido e derivados. Também é usado na Indústria Siderúrgica e beneficiamento dos mineiros de ferro e alumínio. Em Angola, o mercado do Gás Natural encontra-se numa fase incipiente. entretanto, tendo em vista o desenvolvimento da sua cadeia de valor e as necessidades futuras do mercado, o Executivo deverá promover a criação de um ambiente de negócio propício com base em regras transparentes que reflictam um mercado aberto, competitivo e integrado, de modo a estimu- lar a concorrência e atracção do investimento para o sector. O consumo do Gás Natural, metano (CH�) e etano (C2H�), excluindo LPG e condensados, representa menos de 3% do gás excedentário, sendo o remanescente exportado na forma de LNG. Para além do uso do Gás Natural para consumo residencial e geração de energia eléctrica, existem outras utilizações que serão estratégicas e relevantes para a industrialização de Angola. A matriz energética em Angola tem gradualmente estado a sofrer transformações com a coabitação crescente de várias fontes de energia no âmbito da Transição Energética* (Diesel- -Gás Natural). É razoável assumir, que, nos próximos anos, teremos oportunidades crescentes de negócios no segmento do Gás Natural. A criação de um mercado de gás natural em Angola obriga a massificação do seu uso atra- vés do aumento do fornecimento de gás aos consumidores locais e a definição de centros de consumo por regiões. O Osurgimento surgimentodas dasenergias renováveisrepresenta energias renováveis, representa concorrência concorrência directa directa ou ou alternativa alternativa aos aos combustíveis líquidos e ao Gás Natural como fonte de energia, e o contexto combustíveis líquidos e ao Gás Natural como fonte de energia, e o contexto ou desenvolvi- ou desenvolvimento global impõe tal coabitação, conforme gráfico 8. mento global impõe tal coabitação, conforme gráfico 8. .] Diesel or HFO Natural Gás 1000,00 900,00 Energia Renovaveis Hidricas 800,00 700,00 Mil MMBTU/D 600,00 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 Gráfico 7 - Transição Energética: Ciclo da coabitação das várias fontes de energia (informação por analisar/validar MINEA, MIREMPET) *Transição Energética: Este Tema, de tamanha importância, será em tempo oportuno endereçada a coordenação da elaboração do PDGA, para de forma transversal e alargada promover a captação de inputs (contribuições adicionais) de outras entidades e departamentos ministeriais, com igual interesse no tema . Angola é parte do protocolo de Quioto desde 2007 e a Resolução n.º 29/20, de 14 de Julho, aprova a adesão de Angola à Emenda de Doha ao Protocolo de Quioto e deste modo participar na redução das emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), com base em estratégias que não DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11966 Angola é parte do Potocolo de Quioto desde 2007 e a Resolução n.º 29/20, de 14 de Julho, aprova a adesão de Angola à Emenda de Doha ao Protocolo de Quioto, e deste modo partici- par na redução das emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), com base em estratégias que não impactem o crescimento socioeconómico do País. Neste âmbito, têm estado em curso acções para a substituição dos combustíveis fósseis mais poluentes (gasóleo, HFO) por gás natural, com menores níveis de emissão, reconhecendo assim a necessidade da Transição Energética. A partir de 2025, prevê-se uma capacidade instalada de cerca de 5,9 GW, provenientes das principais fontes de energia (hídrica cerca de 66%, térmica alimentadas por gás natural 19%, cerca de 8% renováveis e outras 7%) em concordância com a Transição Energética. Neste âmbito, prevê-se uma redução dos combustíveis fósseis mais poluentes, em benefício dos mais limpos e das fontes renováveis. Por outro lado, pelo seu carácter renovável devido ao seu ciclo de produção e uso, o Biogás pode ser utilizado para geração de energia eléctrica, contribuindo como energia renovável. A meta infra ilustra a projecção de Angola para os próximos 25 anos em conformidade com a Transição Energética. Meta: Aumentar o fornecimento e o consumo de Gás Natural para o uso Meta dos diversos consumidores locais até 30% do gás excedentário, a curto, médio e longo prazos. 4.1. Oferta de Gás Natural em Angola O fornecimento de Gás Natural ocorre por via do gás associado, considerando uma produção comercial com reservas de cerca de 5.8 TCF, dos quais (11,6%) correspondentes ao «DOMGAS» para o uso no mercado doméstico. Para maximizar a oferta de Gás Natural ao mercado domés- tico, a curto prazo, é essencial o alinhamento com a ALNG. No entanto, conforme demonstrado na secção Recursos de Gás Natural, considerando os recursos descobertos in situ, existe o potencial recuperável superior a 15 TCF distribuídos nas Bacias do Baixo Congo, Kwanza e Benguela para produção e fornecimento ao mercado a curto, médios-longos prazos. 4.2. Procura de Gás Natural em Angola A análise de fornecimento ao mercado indica que, até 2030, haverá uma procura de Gás Natural estimada entre 450-500 MMSCFD (ver Tabela 6, 7 e 8). Assim sendo, de modo a satis- fazer a procura acima referida, deverão ser identificadas fontes alternativas, tais como a possibilidade de aquisição de gás no mercado externo. O Sector Petrolífero tem recebido diversas manifestações de interesse de empresas dos Sectores da Siderurgia, Petroquímica e Indústria para a aquisição de Gás Natural a curto e médio prazos. Para satisfazer essa procura, o PDG preconiza uma meta a curto-médio prazo de fornecimento de 240 MMSCFD de gás, representando recursos acima de 2,1 TCF para um período de 25 anos (ver visão da utilização do Gás Natural, Tabela 2). Por outro lado, a possibilidade de surgimento de polos industriais nas Províncias de Cabinda e Zaire, áreas de produção de gás bem como o Parque Industrial de Benguela constituem opor- tunidades para a implementação de diversas indústrias, ao abrigo da Lei n.º 10/18, de 26 de Junho, que estabelece os princípios e as bases gerais do investimento privado na República DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11967 de Angola. As considerações sobre o transporte e distribuição de gás até aos consumidores podem ser encontradas na secção sobre infra-estruturas de Gás Natural. 4.2.1. Região Norte — Procura de gás nos Polos de Cabinda e Zaire Para satisfazer a procura de gás em Cabinda (Malembo e Polo Industrial do Fútila) a médio Para o desenvolvimento prazo, preconiza-se o fornecimento energético e industrial a partir do Bloco 0 dedarecursos Província de Cabinda acima prevê-se, como de 200 MMSCFD para prioridade a disponibilidade de recursos de gás com base nos indicadores de procura a geração de energia, petroquímica e outros usos, como ilustra o perfil provável a seguir: considerados a seguir: Para o desenvolvimento energético e industrial da Província de Cabinda prevê-se, como prioridade, a • 50 a disponibilidade 85 MMSCFDde para recursos a de gás com Central Térmicabase denos indicadores de procura conside- Malembo; rados a seguir: • 50 a 70 MMSCFD para indústria petroquímica; 50 a 85 MMSCFD para a Central Térmica de Malembo; • outras para 50 a 70 MMSCFD utilizações e indústrias. Indústria Petroquímica; Outras utilizações e indústrias. Para que os fornecimentos acima referenciados sejam viáveis, prevê-se que os preços do gás Para que os fornecimentos variem entre $0.7 a $3 acima /MMBTU, referenciados sejam considerando viáveis, os custos doprevê-se que osinfraestruturas novo gasoduto, preços do gás variem eentre $0.7 a $3 operações /MMBTU, para considerando entrega do gás próximoos custos do do Polo novo do Industrial gasoduto, infra-estruturas Fútila. Para a e monetização operaçõesdopara gás deve ser do gás entrega considerado igualmente próximo do Polo o custo da Industrial produção do Fútila. doagás e a Para margem monetização doe/ou gás preço netback. deve ser considerado igualmente o custo da produção do gás e a margem e/ou preço netback. Outros usos 200 Cabinda hub gas- Procura (mmscfd) não especificados Indústrias cerâmica e aço Indústria fertilizantes 100 Energia Malembo 26 -50 MMSCFD 0 Est. 95 – 120 MW 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Existente Provável Potencial Conceptual Gráfico 8 - Procura de GN do Mercado Local, em Cabinda Para aPara Província do Zaire, a Província o Estado do Zaire, deve o Estado fornecer deve entre fornecer 800-1.075 entre MMSCFD 800 - 1075 MMSCFDparaparaa aALNG, ALNG, que contratualmente que deve deve contratualmente garantir 125 125 garantirMMSCFD de gás MMSCFD para a de gás Central para a dede Central Ciclo CicloCombinado Combinado do Soyo do Soyo para para geração a geração de energia de energia eléctrica eléctrica comocomo se ilustra se ilustra a seguir. a seguir. Porém,são Porém, sãonecessários necessários volumes adicionais para alimentar a indústria petroquímica e outros projectos a curto, volumesmédio adicionais para e longo alimentar a Indústria Petroquímica e outros projectos a curto, médio prazo, e longo prazos. 47 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11968 1200 1100 1000 ALNG DOMGAS 900 Obrigação Zaire - ALNG Procura (MMSCFD) 800 700 600 500 400 Gás dedicado a ALNG 300 200 100 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 LNG Gráfico 9 - Procura de Gás da fábrica ALNG, Soyo Ao contrário da Província de Cabinda, para o fornecimento de gás ao Soyo já existem Ao contrário da Província de Cabinda, para fornecimento de gás ao Soyo já existem infra- infra-estruturas estruturas para para entrega entrega do agás do gás à ALNG ALNG e Central e Central de Combinado; de Ciclo Ciclo Combinado; porém, porém, existe a existe a necessidade necessidade dedextensão extensãodo do pipeline atéaaZona pipeline até ZonaIndustrial IndustrialReservada Reservadanono SoyoSoyo(ver(ver gráfico 10). gráfico 10). O gás para esta zona deverá estar dentro das seguintes especificações: C 1(Metano): 85%, O gás para esta zona deverá estar dentro das seguintes especificações: C1 (Metano): 85%, C2 C2 (etano):6,88%, C3(propano): 3,92%, C4(Butano): 0,69%, C4(Iso-Butano): 1,29%, C5(Iso pentano): 0,34%, (etano):6,88%, C� (propano): C5(N-pentano):0,32%: C6 (N-hexano+) 3,92%, C� (Butano): 0,37% contendo 0,69%, HO2: 0%, CO2C� (Iso-Butano): : 1,26% e H2S: 0%.1,29%, C� (Iso pen- tano): 0,34%, C� (N-pentano): 0,32%: C� (N-hexano+) 0,37%, contendo HO�: 0%, CO�: 1,26% e H�S: 0%. 48 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11969 Zaire hub Mercado Domestico Procura, (MMSCFD) indústria & transporte 200 Indústria Petroquímica Estimativa 60-70MMSCFD 100 Energia estimativa 35 -130MMSCFD 180 – 750MW 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Existente Provável Potencial Conceptual Gráfico 10 - Procura de GN do Mercado Local, no Soyo. Para a Para a monetização monetização do dogásgás natural natural deverão deverão serser consideradosooCAPEX considerados CAPEXeeoo OPEX, OPEX, incluindo incluindo margem e/ou preço netback do LNG. margem e/ou preço netback do LNG. Para Para o desenvolvimento o desenvolvimento da indústria petroquímica da indústria petroquímica a curto a curtoe emédio médioprazo prazo na na Província do Província do Zaire, Zaire, há há a necessidade a necessidade de sederever se rever as prioridades as prioridades de de utilização utilização dosvolumes dos volumesdo do DOMGAS DOMGAS (125 MMSCFD) entregues a SNL pela ALNG. Para este fim propõe-se a seguinte distribuição: (125 MMSCFD) entregues a SNL pela ALNG. Para este fim, propõe-se a seguinte distribuição: 75 MMSCFD•para 75aMMSCFD Central de Ciclo para Combinado a Central de Ciclodo Soyo; Combinado do Soyo; 50 MMSCFD•para 50aMMSCFD indústriapara a petroquímica indústriae outras utilizações. petroquímica e outras utilizações. Quanto ao desenvolvimento Quanto ao desenvolvimento energético e industrial energético do Soyo, e industrial na Província do Soyo, do Zaire, na província pre- do Zaire, coniza-se como prioridade preconiza- a disponibilidade se como prioridade de volumesdeaté a disponibilidade 133 MMSCFD volumes até 133 para MMSCFDa Energia para ae 75 MMSCFD Energiapara petroquímica e 75 MMSCFD para a curto-médio petroquímicaprazos. a curto-médio prazos. 4.2.2. Região Centro — Procura de gás nas Províncias de Luanda e Benguela Para a procura de gás a Sul de Luanda e Benguela, preconizam-se volumes acima de 100 MMSCFD a partir da Bacia de Benguela, essencialmente para a geração de energia e para a indústria. A seguir apresenta-se o perfil provável da Bacia de Benguela a médio prazo: 49 4.2.2 Região Centro – Procura de gás nas Províncias de Luanda e Benguela, Para a procura de gás a Sul de Luanda e Benguela preconizam-se volumes acima de 100 MMSCFD DIÁRIO a partir da Bacia de Benguela, DA REPÚBLICA essencialmente DE 21 DE MARÇO DE 2025para a geração de energia e para I SÉRIE, N.º 53a | 11970 indústria. A seguir apresenta-se o perfil provável da Bacia de Benguela a médio prazo: 700 600 Outros utilizadores Não especificados: Exportação, 500 Indústria Benguela hub Procura (MMSCFD) Petroquímica 400 300 200 100 Energia Por definir 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Gráfico 11 - Procura de GN das províncias de Luanda e/ou Benguela O fornecimento destes volumes de gás a Sul das Províncias de Luanda e Benguela poderá O fornecimento destes volumes de gás a Sul das Províncias de Luanda e Benguela poderá ser mais acessível aos polos industriais, tendo em conta a proximidade dos recursos e os baixos ser mais acessível aos polos industriais, tendo em conta a proximidade dos recursos e os custos de custos baixos infra-estruturas de e operacionais. infraestruturas e Para a monetização do operacionais. Para gás, do monetização poderágás ser considerado o poderá ser considerado o custo de desenvolvimento e produção, incluindo custo de desenvolvimento e produção, incluindo margem e preço netback. margem e preço netback. OOGásGásNatural poderá Natural poderáserser usado para usado a produção para de energia, a produção petroquímica, de energia, petroquímica,LNGLNG e transporte e para os locais mais transporte distantes para os no interior locais mais distantese no exterior doe País, interior criando exterior com do país, isso acom isso criando flexibilidade a de flexibilidade de comercialização comercialização do produtor a montante.do produtor a montante. 4.3. Procura de Gás Natural por Sectores 4.3.1. Sector Energético — Centrais Termoeléctricas Actualmente, o Gás Natural que contratualmente cabe ao Estado Angolano tem como utili- zação principal a produção de electricidade nas centrais termoeléctricas. O desenvolvimento do Gás Natural abre novas perspectivas para o País, em particular, no domínio energético. A 50 sua complementaridade à energia hídrica afigura-se fundamental para que o País tenha, não só um sistema seguro, mesmo em anos de seca, mas também competitivo. utilização principal a produção de electricidade nas centrais termoeléctr desenvolvimento do Gás Natural abre novas perspectivas para o país, em partic domínio energético. A sua complementaridade à energia hídrica afigura-se fund para que o país tenha, não só um sistema seguro, mesmo em anos de seca, mas t DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11971 competitivo. De acordo com o Plano Energ MATRIZ ENERGÉTICA 2025 MINEA, a partir do ano de 2025 se uma participação de 19% Natural na matriz energética que representa uma cap 7% Hídrica estimada de 1.9 GW. 8% Gas Natural Existem cerca de 42 centrais t em Angola, com capacidade in 19% Renovaveis de 2 193 MW16. As centrais d capacidade estão localizad outros províncias do Zaire com 77 66% Luanda com 538 MW, Bengu 214 MW e Huíla com (ver-MIN e mais de 80% dessas centr exclusivamente alimentadas a conforme ilustra o Mapa 3. Gráfico 12: Visão Energética 2025, Angola (Fonte: MINEA) De acordo com o Plano Energético do MINEA, a partir do ano de 2025, prevê-se uma parti- cipação de 19% do Gás Natural na matriz energética do País que representa uma capacidade estimada de 1.9 GW. Existem cerca de 42 centrais térmicas em Angola, com capacidade instalada de 2.193 MW13. As centrais de maior capacidade estão localizadas nas Províncias do Zaire com 772 MW, Luanda com 538 MW, Benguela com 214 MW e Huíla com (ver-MINEA) MW e mais de 80% dessas cen- trais são exclusivamente alimentadas a gasóleo, conforme ilustra o Mapa 3. 16 DADOS ESTATÍSTICOS ACTUAIS (2021): https://www.minea.gv.ao/index.php/prodel 51 13 Dados Estatísticos Actuais (2021): https://www.minea.gv.ao/index.php/prodel DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11972 Mapa 7 - Mapa de Rede prevista para 2027. Fonte: MINEA, PA 2023-2027 A A conversão conversão de dessas de muitas muitascentrais dessas acentrais gasóleo a gasóleo para gás – para sistemagás - sistema híbrido, é umahíbrido, é uma exce- excelente opção, porquanto permite a redução de custos. Porém, a distribuição de Gás Natural deve lente opção, porquanto permite a redução de custos. Porém, a distribuição de Gás Natural terdeve em conta o equilíbrio ter em ou balanço conta o equilíbrio ouda produção balanço de energiadehidroeléctrica da produção ao longo do energia hidroeléctrica ao longo do ano. Angola possui centrais térmicas a gás instaladas com uma capacidade de 917 MW (CCC ano. Soyo Angola 1: 750 MWpossui centrais + CT Soyo 2: 22térmicas MW + CTaMalembo: gás instaladas com uma capacidade de 917 MW (CCC 145 MW). Soyo 1: 750 MW + CT Soyo 2: 22 MW + CT Malembo: 145 MW). NesteNeste âmbito, âmbito, assume-se assume-se um um funcionamento funcionamento médio demédio 50% da de 50% capacidade capacidade instalada de instalada de geração termoeléctrica geração a gás, termoeléctrica devido a gás, ao ao devido funcionamento funcionamento intercalar com com intercalar outras fontes outras de de gera- fontes geração de energia eléctrica ( hidroeléctrica e solar) ao longo do ano. ção de energia eléctrica (hidroeléctrica e solar) ao longo do ano. Assumindo uma produção termoeléctrica de 500 MW com um consumo de 43 TBTU por ano, estimam-se despesas anuais na ordem de MMUSD 860 tendo como referência o preço de gasóleo de cerca de $20/MMBTU, porém 52 com o preço do Gás Natural abaixo de $12/MMBTU, prevêem-se despesas inferiores a 510 MMUSD, o que representa uma poupança anual supe- riores a 350 MMUSD com o uso do Gás Natural. Assumindo uma produção termoeléctrica de 500 MW com um consumo de 43 TBTU por ano, estimam-se despesas anuais na ordem de MMUSD 860 tendo como referência o preço DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11973 de gasóleo de cerca de $20/MMBTU, porém com o preço do Gás Natural abaixo de $12/MMBTU, prevêem-se despesas inferiores a 510 MMUSD, o que representa uma poupança anual superiores a 350 MMUSD com o uso do Gás Natural. A procura de Gás Natural para geração de energia eléctrica após 2030 registará um aumento Ade volumes procura naNatural de Gás ordem para dos 242 MMSCFD geração de para energia assegurar eléctrica apósa2030 substituição registará do um gasóleo aumentopelo Gás de volumes na ordem dos 242 MMSCFD para assegurar a substituição do gasóleo pelo Gás Natural, conforme ilustra a Tabela 6 — Estimativa das Necessidades de Gás Natural para a Natural, conforme ilustra a Tabela 6 - Estimativa das necessidades de Gás Natural para Geração geração dede Energia Energia atéaté 2030. 2030. Estimativa das Necessidades de Gás Natural até 2030 Previsão da Descrição Capacida Inicio de # Procura Localidade (Geração de Energia Térmica) de (MW) Fornecimento (MMSCFD) 1 * Central Térmica Soyo (CCCS) 750 70 Zaire 2018 2 Central Térmica Malembo 195 34 Cabinda 2016-2020 3 Central Térmica Fútila 25 18 Cabinda Curto Prazo 4 Central Térmica Quileva 0 0 Benguela ND 5 * Central Térmica Xitoto 56 9 Namibe ND 6 * Central Térmica Lubango 50 7 Huíla ND 7 * Central Térmica Ondjiva 50 7 Cunene ND 8 * Central Térmica Cuebe 56 4,5 Cubango ND 9 Central Térmica (CCCS-2) 750 70 Zaire ND 10 Central Térmica do Tômbwa 28 4,5 Namibe ND 11 Central Térmica do Belém 50 7 Huambo ND 12 Central Térmica do Dundo III 22 4 Lunda Norte ND 13 Central Térmica do Tchicumina II 25 7 Lunda Sul ND Total 2 057 242 * Assume-se 50% da capacidade instalada devido ao funcionamento intercalar com outras fontes de geração de energia eléctrica Tabela 6 - Estimativa das necessidades de Gás Natural para geração de Energia até 2030 Para além Para alémdas dasCentrais CentraisTérmicas Térmicasmencionadas mencionadas no no quadro quadro acima, acima, existe existe na Província de na Província de Luanda Luanda (4) quatro 4 (quatro) Centrais centrais, nomeadamente: nomeadamente Central Central Térmica Térmica do do Cazenga-36 Cazenga — 36 MW; MW, Central Central Térmica do CFL-125 MW; Central Térmica do Camama e Morro Bento, ambas Térmica com 50doMW de CFL—125 MW, Central potência Térmica Instalada, devidodo aoCamama excesso e deMorro geraçãoBento, ambas hídrica no com 50 MW de sistema norte não potência foram incluídos instalada, devido ao noexcesso quadro.de geração hídrica no sistema norte não foram incluídos noNeste quadro. contexto, para satisfazer a procura acima referida, existe um plano de infraestruturas Neste contexto,delineado por regiões para satisfazer e preconiza-se a procura o seguinte: acima referida, existe um plano de infra-estruturas delineado por regiões e preconiza-se o seguinte: Meta: Promover a disponibilidade de Gás Natural acima de 150 MMSCFD14 para a geração de energia, médio e longo prazos15. Acções: 53 a) Promover a coordenação entre MIREMPET, MINEA e ANPG para o uso eficiente do Gás Natural como âncora para o fornecimento contínuo a curto prazo; 14 Considerando cerca de 50% de factor de carga para geração de energia eléctrica. 15 Deve-se considerar a média anual. O Gás para a geração de energia é possível com a gestão eficiente da procura e plano de uso com base nos períodos de necessidade, considerando as cláusulas habituais take or pay típicas nos contractos de fornecimento de gás e a necessidade de cobertura dos altos custos de infra-estruturas e logística para entrega do gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11974 b) Promover a implementação de projectos de conversão das centrais térmicas existen- tes para sistemas híbridos (gasóleo e Gás Natural), considerando o fornecimento por gasodutos ou terminais de regaseificação de LNG no Namibe para locais remotos sem energia de fonte hídrica (ACP/AMP); c) Promover a ampliação da capacidade de geração de energia térmica com a construção de mais uma Central de Ciclo Combinado (CCCS-2), de 750 MW, com um fornecimento médio anual de 70 MMSCFD de gás, a curto prazo (AMP); d) Promover a ampliação das Centrais Térmicas de Malembo (195 MW) e Fútila (25 MW), em Cabinda com um fornecimento médio anual de cerca de 50 MMSCFD de gás a curto prazo (ACP); e) Promover a conversão das Centrais Térmicas no Sul do País, nomeadamente Xitoto (56 MW), no Namibe, Arimba 2 (50 MW), no Lubango, Ondjiva (50 MW) no Cunene e Cuebe (56 MW), no Menongue, com um fornecimento médio anual de cerca de 32 MMSCFD de gás, a curto prazo (ACP); f) Promover a conversão da Central Termoeléctrica (CT) do Quileva, no Lobito, para híbrida (gás e gasóleo) (GTP), com uma potência de 174 MW e um fornecimento médio anual de cerca de 30 MMSCFD de gás, a médio prazo (AMP); g) Promover a elaboração de um inventário das necessidades de Gás Natural, em especial nas zonas remotas sem acesso à energia eléctrica gerada por fontes hídricas, a curto prazo (ACP); h) Promover a construção de terminais de regaseificação em terra, para atender às neces- sidades da zona Leste, considerando inicialmente, o gás proveniente da Fábrica ALNG e do exterior (ACP/AMP); i) Promover a criação de novos terminais e áreas de armazenamento natural e artificial, de forma a tornar economicamente viável o desenvolvimento e aproveitamento do Gás Natural (ACP/AMP). 4.3.2. Sector Petroquímico — Fertilizantes, Metanol e Olefinas (Etileno e Propileno) Apesar do Continente Africano deter um potencial considerável de recursos de Gás Natural, o Sector Petroquímico encontra-se pouco desenvolvido. Este sector tem uma importância notá- vel no Produto Interno Bruto (PIB) de vários Países como por exemplo a Singapura que, tendo inaugurado no ano 2000 uma fábrica, é actualmente o 8.º maior exportador de produtos quí- micos, contribuindo com cerca de 60 mil milhões de dólares americanos para o PIB desse País. Plantas petroquímicas de escala mundial consumiriam entre 80 e 140 MMSCFD de gás e oferecem preço netbacks entre $ 2,1 e $ 6,4/MMBTU com base no padrão das expectativas de retorno. produtos químicos, contribuindo com cerca de 60 mil milhões de dólares americanos para o PIB desse país. Plantas petroquímicas de escala mundial consumiriam entre 80 e 140 MMSCFD de gás e DIÁRIO DAoferecem preço netbacks entreDE REPÚBLICA $ 2,1 21 eDE$ MARÇO 6,4 / MMBTU com base no padrão das DE 2025 expectativas I SÉRIE, N.º 53 | 11975 de retorno. A figura abaixo ilustra o potencial uso do gás natural no sector petroquímico. A figura abaixo ilustra o potencial uso do gás natural no Sector Petroquímico. Gás Natural Líquidos do Gás Natural Etano Propano Amónia Metanol Craqueamento / Desidrogenação Ureia Fertilizantes Metanol a Olefinas Propileno (MTO) Etileno Propileno Outros Químicos (fosfato, potássio.) Etileno Alta Densidade Polipropileno Polietileno Figura 12- Potencial uso do Gás Natural no sector Petroquímico O Sector Petroquímico encontra-se em franco crescimento em Angola e, actualmente, o mercado local apresenta um número considerável de indústrias de petroquímica de 3.ª gera- ção que usam matéria-prima importadas provenientes 55 da petroquímica de 2.ª geração para a produção de produtos acabados, como tubos de PVC, plásticos, detergentes e outros uten- sílios. Para reverter a importação de matéria-prima, recomenda-se um estudo de viabilidade económica para a criação de polos petroquímicos de 1.ª e 2.ª gerações. Em 2019, o País gastou 779 MMUSD com a importação de produtos químicos, 540 MMUSD com a importação de plásticos, borrachas e couro e 413 MMUSD com a importação de têxteis e vestuário. Ainda em 2019, a importação de polietileno esteve avaliada em cerca de 55 MMUSD, poli- propileno em cerca de 51 MMUSD; e PVC avaliado em cerca de 14 MMUSD. Os dados acima referidos indicam a existência de oportunidades de investimento no Sector Petroquímico em Angola, que podem ser materializadas do seguinte modo: Criação de polos petroquímicos (produção de metanol, polietileno e polipropileno para a indústria transformadora petroquímica e exportação); Substituição gradual das importações. Por outro lado, devido ao crescimento da produção agrícola, o País importou acima de 140 mil toneladas de fertilizantes por ano entre 2016 e 201716. O fornecimento de 50 a 140 MMSCFD de gás poderá permitir a produção acima de 1 milhão de toneladas ano de amó- nia e fertilizantes nitrogenados como Ureia. Segundo o Ministério da Agricultura e Florestas, 16 Importação de fertilizantes atinge números máximos https://www.jornaldeangola.ao/ao/noticias/detalhes.php?id =373223. Acesso em 2020. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11976 Angola consome cerca de 60 mil toneladas/ano de fertilizantes para uma área de aproximada- mente 4,1 milhões de hectares que representa menos de 15 kg/hectare, porém o recomendável pelo Banco Mundial17 é de 50 — 100 kg/hectare de fertilizantes. Considerando uma expansão das áreas agrícolas para 15 milhões de hectares a médio-longo prazos, será necessária a impor- tação de volumes significativos, ou seja, acima de 750 mil toneladas ano. Adicionalmente a produção nacional de fosfato ou a sua importação poderá servir para a produção de outros tipos de fertilizantes, como ilustra a figura 13. Uma série de oportunidades para projectos voltados para a exportação podem ser impulsionadas pela disponibilidade de gás a longo prazo, e a baixo custo. Para reduzir estes níveis de importação, com base na produção local, prevê-se o forneci- mento de gás natural para os projectos prioritários, conforme ilustra na Tabela 7. Projectos e Perspectivas de Fornecimento de Gás Natural Capacidad Procura Inicio de # Descrição Localidade e (MMTA) (MMSCFD) Fornecimento 1 Fertilizante 1 (20 anos) 1,5 70,00 Cabinda a 6 anos 2 Fertilizante 2 (20 anos) 1,2 60,00 Zaire - Soyo 3 a 5 anos 3 Petroquímica (20-30 anos) N/A 70-100 Lobito N/A 2,7 210 -240 Tabela 7 Perspectivas de fornecimento de Gás Natural ao sector petroquímico. Fonte: SNG/ANPG Foram registadas Foram registadasmanifestações manifestações de de interesse interesse de de aquisição aquisição de GásdeNatural Gás Natural acima deacima de 130 MMSCFD, para um período de 30 anos, para produção de amoníaco e fertilizantes. 130 MMSCFD, para um período de 30 anos, para a produção de amoníaco e fertilizantes. Meta: Promover a disponibilidade de aproximadamente 130-210 MMSCFD de Gás Natural para o Sector Petroquímico (fertilizantes) a curto, médio e longo prazos, para um Promover a disponibilidade de aproximadamente 130 - 210 MMSCFD de período de 30 anos, que representa cerca de 1,4-2,2 TCF de gás. Gás Natural para o sector petroquímico (fertilizantes) a curto, médio e Meta Acções: longo prazos, para um período de 30 anos, que representa cerca de 1,4 - a) Garantir 2,2aTCF de gás. disponibilização, a curto prazo, de 50-75 MMSCFD de Gás Natural para a implementação de uma fábrica de produção de fertilizantes com capacidade de 1,2 toneladas métricas ano, através do redimensionamento do DOMGAS fornecido pela ALNG; a) Garantir a disponibilização, a curto prazo, de 50 - 75 MMSCFD de Gás Natural para b) Garantir o fornecimento a implementação de 70 MMSCFD de Gás de uma fábrica Natural do de produção Bloco de 0, a médio-longo fertilizantes com capacidade de 1,2 toneladas métricas ano, através prazo, para doa implementação redimensionamento de uma fábrica petroquímica, do DOMGÁS fornecido pelacom o desenvolvimento ALNG; dos recursos descobertos; b) Garantir o fornecimento de 70 MMSCFD de Gás Natural do Bloco 0, c) Garantir o incremento de DOMGAS a médio-longo prazo, em para30aMMSCFD com o desenvolvimento implementação de uma fábrica do pro- jecto de Gás Natural não com petroquímica, associado o (NAG) para dos desenvolvimentoaumento da capacidade recursos de produção descobertos; Acções petroquímica a médioo prazo; c) Garantir incremento de DOMGÁS em 30 MMSCFD com o d) Garantir o fornecimento de 100 desenvolvimento doMMSCFD com projecto de desenvolvimento Gás Natural dos (NAG) não associadoprojectos de Gás para aumento da capacidade de produção Natural das Bacias do Kwanza e Benguela a longo prazo. petroquímica a médio prazo; 17 Uso de Fertilizantes na Agricultura em África. Lições aprendidas para países africanos, by World Bank d) Garantir o fornecimento de 100 MMSCFD com desenvolvimento dos projectos de Gás Natural das Bacias do Kwanza e Benguela a longo prazo. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11977 Produção de Metanol, Etileno e Propileno O Gás Natural (metano e etano) poderá ser usado como matéria-prima para a produção de metanol que é essencial para as operações petrolíferas no País e podendo também ser usado para outros fins. As operações petrolíferas, em Angola, para a gestão das paragens de produ- ção, reparação e não só, consomem anualmente acima 20 mil metros cúbicos de metanol. Considerando o intervalo de preço do metanol entre $1.6 por litro e $2.5 por litro, no mercado livre, este consumo equivale a despesas acima de 30 MMUSD (trinta milhões de dólares ame- ricanos) por ano. Adicionando as mais valias acima expostas, a produção local de metanol abre uma porta para agregação de valor e criação de mais empregos, directos e indirectos e a consolidação de uma indústria petroquímica e outras complementares. O metanol poderá ser usado como matéria-prima para produzir aditivos de combustíveis, formaldeído, ácido acético, plásticos (PVC — Policloreto de Vinil), resinas, líquidos de refrigeração, tintas, fibras têxteis, outros plásticos e espumas especiais. A produção de metanol poderá servir o Sector Petroquímico e posteriormente a indústria transformadora, reduzindo a importação de matérias-primas que ocorre actualmente. De igual modo, a utilização de matérias-primas adicionais que serão pro- venientes das futuras refinarias localizadas nas Províncias de Cabinda, Zaire e Benguela, e da Refinaria de Luanda poderão proporcionar maiores oportunidades de fabricação de derivados, incluindo resinas de estireno e outros. A produção local de matéria-prima para indústria transformadora em Angola está alinhada com o programa do fomento da produção da indústria18, bem como o programa de apoio à produção, substituição das importações e diversificação das exportações19. Resumindo, a produção local de metanol é essencial para atender as necessidades das ope- rações petrolíferas, assim como a redução da importação de matérias-primas necessárias para a industrialização do País. Os aspectos acima descritos contribuem essencialmente para a definição das políticas de fornecimento de gás aos futuros projectos, conforme a meta abaixo descrita: Meta: Disponibilizar 30 MMSCFD de Gás Natural adicional, a médio prazo, para a produção de metanol, por um período de 30 anos, representando cerca de 330 BCF de gás. Acções: a) Promover a viabilidade da produção de metanol, através do gás doméstico não utili- zado, de forma a reduzir a sua importação para as operações petrolíferas (ACP/AMP); b) Identificar a procura local da indústria transformadora de produtos como o policloreto de vinil (PVC), polietileno, polipropileno para o fabrico de acabados como material hospitalar, embalagens, copos, tubos, baldes, entre outros, (ACP); 18 Programa 2.3.10: Programa da Produção da Indústria Transformadora descrito no Plano de Desenvolvimento (PDN) 2018- -2022, metas e acções prioritárias. Página 148. 19 Programa 2.3.1: Programa de Apoio à Produção, Substituição das Importações e Diversificação das Exportações, descrito no Plano de Desenvolvimento (PDN) 2018-2022, metas e acções prioritárias. Página 133. b) Identificar a procura local da indústria transformadora de produtos como o policloreto de vinil (PVC), polietileno, polipropileno para o fabrico de acabados como material hospitalar, embalagens, copos, tubos, baldes, entre outros, (ACP); DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11978 c) Promover a produção de olefinas como, polietileno, polipropileno, essenciais para o fabrico de plásticos (ACP/AMP); Acções c) Promover a d)produção de olefinas como polietileno, polipropileno, essenciais para o Promover o investimento na indústria transformadora de 2ª e 3ª fabrico de plásticos (ACP/AMP); geração para produção de aditivos de combustíveis, formaldeído, ácido acético, têxteis, resinas, d) Promover o investimento na indústria anticongelantes, transformadora componentes de 2.ª e 3.ª geração para a automotivos, fibras têxteis, outros plásticos e espumas especiais produção de aditivos de combustíveis, formaldeído, ácido acético, têxteis, resinas, (ACP/AMP); anticongelantes, componentes automotivos, fibras têxteis, outros plásticos e espu- e) MIREMPET/ANPG deverão promover sessões de auscultação com a mas especiais participação (ACP/AMP); de investidores no sentido de informar a existência de e) O MIREMPET e a ANPG deverão oportunidades promover de negócio sessões nesta área.de auscultação com a participação de investidores no sentido de informar a existência de oportunidades de negócio nesta área. OOgásgásnatural naturale erespectivos respectivoslíquidos líquidosdodogás gás—- LGN/NGLs LGN/NGLs(o (oetano, etano,LPG LPGeecondensados) condensados)dis- disponíveis poníveis poderãopoderão apoiar apoiar projectos projectos petroquímicos petroquímicos de escala de escala mundial mundial para produção para produção de de amónia/ amónia / fertilizantes, metanol e olefinas / polímeros. A figura a seguir, ilustra um modelo fertilizantes, metanol e olefinas/polímeros. A figura a seguir ilustra um modelo de uma fábrica de uma fábrica de produção de fertilizantes e metanol e outros produtos. de produção de fertilizantes e metanol e outros produtos. Figura 13 - Modelo integrado de Desenvolvimento de polo de gás (Energia, Petroquímico e Exportação) Produção de Hidrogénio «Azul» Como nova tendência, o hidrogénio «azul» pode ser produzido através do gás natural com a 59 Captura e Sequestro do Carbono (CCS) que é devolvido aos campos esgotados identificados no offshore e onshore. Com base nas políticas verdes esperadas, a Europa e algumas economias asiáticas deverão recorrer a importações de hidrogénio limpo até 2030 e essa necessidade crescerá progressivamente para atingir as metas de zero carbono até 2050. Com base na competitividade de exportação para a Europa, Angola poderia oferecer netbacks de gás rela- tivamente baixo, com a produção e exportação de hidrogénio azul com base nos custos de produção europeus. Para a produção de hidrogénio azul seria crucial reduzir os custos de adap- tação dos reservatórios de campos de petróleo e gás esgotados para armazenamento de CO2. O hidrogénio azul pode ser encaminhado para plantas de produção de amónia ou de meta- nol, conforme referido na secção sobre petroquímica. O País poderia ter como objectivo a DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11979 exportação de amónia ou metanol azul. Todavia, se esses produtos tivessem de ser reconver- tidos em hidrogénio nos Países importadores, os benefícios seriam eliminados. Este facto traz ao mercado de hidrogénio azul uma serie de incertezas. 4.3.3. Sector Industrial: Siderurgia, Cerâmica e Cimento As indústrias nacionais poderão utilizar o Gás Natural como matéria-prima e fonte de calor em fornos de grande porte, reduzindo o custo da produção do ferro, cimento, vidro, alumínio, plástico, etc. Por exemplo, os complexos mineiros de Cassinga, na Província da Huíla, e ADA Aceria de Angola, na Barra do Dande, Província do Bengo, poderão produzir acima de 500.000 toneladas de aço com custos relativamente baixos. O projecto de Cassinga prevê a produção de minério de ferro e outros metais que serão transformados em produtos semiacabados para o mercado nacional, bem como a exportação de concentrado de ferro. A implementação deste projecto ocorrerá em fases distintas, pelo que se estima uma necessidade diária de Gás Natural em torno de 40-45 MMSCFD. O Projecto Siderúrgico do Cuchi, localizado em Menongue, na Província do Cubango, pre- coniza a instalação de dois fornos de grandes dimensões, que permitirão triplicar a produção anual para 420 mil toneladas de ferro gusa. Estes fornos poderão ser alimentados por gás com vista a proporcionar um melhor aproveitamento do minério. Com este projecto, existe a pos- sibilidade de instalação de uma Central Termoeléctrica para o fornecimento de electricidade a siderurgia e zonas próximas. Esta Central poderá ser abastecida com gás e alternativamente com gasóleo. O potencial para a utilização do gás nas indústrias siderúrgica, mineira, vidreira e cimenteira é elevado. Deste modo, torna-se necessário aumentar a oferta de Gás Natural para atender a procura dessas indústrias, conforme apresentado na Tabela 8 — Estimativa de procura de Gás Natural para o Sector Industrial. Estimava das Necessidades de Gás Natural até 2030 Procura Previsão de # Descrição Localidade Matéria Prima (MMSCFD) Arranque 2 Siderurgia ADA 52,61 Médio Prazo Bengo, Barra do Ferro Dande 3 Fabrica de Cimento 1,60 Curto Prazo Cuanza Sul Cimento ,Sumbe 4 Complexo Mineiro de 45,00 Médio Prazo Huíla, Ferro e Ouro Cassinga Jamba Mineira 100 Tabela 8 - Estimativa de procura de Gás Natural para o Sector Industrial Meta: Disponibilizar 40 a 50 MMSCFD de Gás Natural para o Sector Industrial (siderurgia, cimento, etc.) a 40 a Disponibilizarcurto-médio prazo,de Gás 50 MMSCFD (ACP/AMP/ALP). 20 o sector industrial Natural para Meta (siderurgia, cimento, etc.) a curto-médio prazo, (ACP/AMP/ALP)23 20 Deve-se considerar a media anual. O Gás para a geração de energia é possível com a gestão eficiente da procura e plano de uso com base nos períodos de necessidade considerando as cláusulas habituais take or pay típicas dos contratos de fornecimento de gás e a necessidade de cobertura dos altos custos de infra-estruturas e de logística para entrega do gás. a) Garantir o fornecimento de 40 MMSCFD de Gás Natural para as indústrias acima mencionadas a curto prazo e de 50 MMSCFD de DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11980 Acções: a) Garantir o fornecimento de 40 MMSCFD de Gás Natural para as indústrias acima men- cionadas a curto prazo e de 50 MMSCFD de acordo com a previsão da procura, a médio-longo prazo (ACP/AMP/ALP); b) Promover a elaboração de estudo sobre a procura de gás nas regiões Norte, Centro e Sul do País a médio-longo prazo (AMP/ALP); c) Identificar vias de fornecimento e distribuição de gás (rodoviários, marítimos e gasodu- tos) às siderurgias e Indústrias de Angola (ACP); d) Criar condições para promoção do investimento privado em infra-estruturas de gás (plantas, unidades de processamento de gás, gasodutos, regaseificadores, cisternas de transporte de GNC e LNG); e) Avaliar a relação custo benefício para a implementação de projectos nestas regiões, tendo em conta o preço de mercado. 4.3.4. Sector dos Transportes — Gás Combustível para Automóveis O Sector dos Transportes é um excelente candidato para uso do Gás Natural e deve-se iniciar com modelos pequenos e consolidados. O uso do Gás Natural, como combustível alternativo à gasolina e o gasóleo vai reduzir o volume de importação desses combustíveis. O PDG identifica a oportunidade do uso do Gás Natural nas várias formas (CNG, LPG e LNG) e considera viável a conversão, uma vez que o custo do kit varia entre USD 300 a USD 700, de acordo com as empresas certificadas. Poder-se-á dinamizar um novo segmento de consumo, abrindo espaço para um novo mercado, próximo de unidades autónomas de regaseificação, liquefacção e bombas de combustível. Angola pos- sui mais de 3 (três) principais companhias de transporte e mais de 1.500 autocarros movidos a gasóleo. Por outro lado, existem 3 (três) troços ferroviários, com capacidade de transporte e escoamento dos produtos provenientes das indústrias, que estão ligados até aos terminais portuários nas províncias costeiras (Luanda: Caminho-de-Ferro de Luanda — CFL, Benguela: Caminho-de-Ferro de Benguela — CFB e Namibe: Caminho-de-Ferro de Moçâmedes — CFM. Para a sustentabilidade dessa oportunidade, dever-se-á considerar um plano integrado com o MIREMPET, MINTRANS e MINOPUH para a identificação da necessidade de gás combustível a curto, médio e longo prazos, bem como permitir uma logística eficiente no transporte do Gás Natural e produtos acabados das demais indústrias. Meta: Promover a disponibilidade de 10 MMSCFD a 30 MMSCFD de Gás Natural, a curto- -médio prazo, (ACP/AMP)21 e de 65 MMSCFD, a longo prazo para o Sector dos Transportes. O que perfaz, por um período de 30 anos, cerca de 110 BCF a 330 BCF de gás. 21 Deve-se considerar a média anual. O Gás para geração de energia é possível com a gestão eficiente da procura e plano de uso com base nos períodos de necessidade, considerando as cláusulas habituais take or pay típicas dos contratos de fornecimento de gás e necessidade de cobertura dos custos altos de infra-estruturas e logística para entrega do gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11981 Acções: a) Promover estudos sobre o uso do Gás Natural no Sector dos Transportes (rodoviário, ferroviário e marítimo), de acordo com a previsão da oferta/procura, a médio-longo prazo (ACP/ AMP); b) Viabilizar, por via de incentivos, a conversão de automóveis a gasolina e gasóleo para Gás Natural (ACP/AMP); c) Promover, em coordenação com o Ministério dos Transportes e outros órgãos afins, a avaliação do potencial de uso do Gás Natural nos transportes de passageiros e de carga, bem como nas viaturas do Estado. 4.3.5. Sector Residencial/Comercial — LPG-Gás Butano e Gás Natural O gás natural e o gás butano diferenciam-se tanto na sua natureza, como na sua forma de fornecimento. Em Angola, a distribuição do gás butano avançou rapidamente de modo que, actualmente, o País pode beneficiar desta fonte de energia. LPG — Gás Butano No período entre 2022 e 2030, o mercado de gás butano deverá crescer anualmente em média 2,94%, enquanto a oferta terá um incremento médio anual de 5,74%, que pressupõe a existência de um diferencial médio anual de 1.28% entre o potencial de mercado e a oferta, no referido período. A partir do ano de 2031 até 2050, estima-se que o mercado terá um crescimento médio anual de 3,98% e a oferta de LPG, terá anualmente uma variação média positiva de 5,61%. Os pressupostos que serviram de referência para a elaboração das projecções relativo ao seg- mento de LPG para o período de 2021 a 2050, foram os seguintes: Potencial da procura de LPG; Projecção Populacional do INE 2014-2050; Consumo de gás de 70% da população Urbana e 45% da população rural; Previsão de consumo mensal de um Agregado Familiar, com 5 (cinco) membros, é de aproximadamente 1 (uma) garrafa e meia de 12 kg de gás butano. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11982 Tabela 9 — Previsão de Potencial de Mercado vs. Consumo de LPG 2021 – 2050 Oferta vs. Procura de LPG | 2021 – 2050 (TM) Previsão de Consumo de LPG Ano Procura Global (1) Oferta (2) Residencial (Engarrafado) Indústria (Granel) 2021 767 655 412 717 312 201 100 516 2022 791 547 445 735 337 177 108 558 2023 815 789 481 393 364 151 117 242 2024 840 383 519 905 393 283 126 622 2025 865 361 561 497 424 746 136 752 2026 890 753 583 396 443 381 140 015 2027 916 563 606 731 461 116 145 616 2028 942 795 631 001 479 561 151 440 2029 969 448 655 610 498 263 157 346 2030 996 421 681 178 517 696 163 483 ... 2035 1 134 577 797 339 605 978 191 361 ... 2040 1 278 502 950 604 722 549 228 145 ... 2045 1 425 831 1 396 750 1 005 660 391 090 ... 2050 2 184 608 2 052 284 1 477 644 574 640 Figura 14 - Previsão de Consumo de LPG Residencial vs. Industrial Meta: Garantir a cobertura de 70% do mercado nacional até 2030 e um crescimento médio de 5% para os quinquénios seguintes até 2050. Acções: Meta Garantir a cobertura de 70%83do mercado nacional até 2030 e um a) Importação de novasmédio crescimento garrafas de para de 5% LPG; os quinquénios seguintes até 2050. b) Substituição da importação com início de produção nacional de garrafas de aço; a) Importação de novas garrafas de LPG; b) substituição da importação com início de produção nacional de DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11983 c) Melhoria da Eficiência Operacional — intervenções a nível das principais Instalações do País; d) Angariação de revendedores do LPG a granel e novos clientes no mercado. Gás Natural (seco) e/ou LNG De acordo com o crescimento de consumo que se espera do País, será necessário a diversi- ficação da oferta para garantir maior disponibilidade de Gás Natural para o mercado interno. Para a criação de um mercado de gás interno, preconiza-se a construção de um gasoduto prin- cipal/transporte com a capacidade de satisfazer o aumento da procura futura resultantes de novas utilizações domésticas. O gás metano canalizado é uma fonte de energia mais limpa, consistente e segura. O aumento faseado de volumes de gás para o consumo em condomínios e edifícios é uma excelente oportunidade para a distribuição do gás metano canalizado. Meta: Promover a disponibilidade de mais de 30 MMSCFD Gás Natural (gás metano – CH4), canalizado, a médio-longo prazo, (AMP/ALP)22 para o Sector Residencial. O que equi- vale a cerca de 440 mil milhões de pés cúbicos de gás para um período de 30 anos. Acções: Elaborar estudos sobre o uso do Gás Natural (seco) no Sector Residencial (condomí- nios, edifícios, e não só), considerando os polos de autoconsumo visando a redução da emissão de gases de efeito estufa, bem como a diversificação da fonte de gás residencial/comercial (LPG/Gás Natural), a curto e médio prazos, (ACP/AMP). De acordo com a ANPG e SNL, existem actualmente manifestações de interesse consubstan- ciadas numa procura estimada em cerca de 500 MMSCFD distribuída pelos seguintes sectores: energia (150 MMSCFD), petroquímica (130 MMSCFD), indústria (100 MMSCFD), transporte (10 MMSCFD) e residencial (30 MMSCFD) que poderá aumentar a longo prazo. A figura abaixo ilustra o plano de utilização do Gás Natural por sectores, tendo como base 2020. 22 Deve-se considerar a média anual. O Gás para geração de energia é possível com a gestão eficiente da procura e plano de uso com base nos períodos de necessidade, considerando as cláusulas habituais take or pay típicas nos contratos de fornecimento de gás e necessidade de cobertura dos custos altos de infra-estruturas e logística para entrega do gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11984 40 450 400 350 30 75 300 Mil MMBTU / D 50 250 50 200 40 90 60 150 100 100 - 150 50 120 30 - - 2020 2025 2030 Energia Electrica Petroquímica Industria Transporte *Residencial (LPG Gás Butano) Residencial (Gás Metano) Gráfico 13 - Plano Gráfico 14 -de Utilização Plano de do Gás do Utilização Natural, Angola.Angola. Gás Natural, Fonte: *Fonte: ANPG* ANPG OBS (*): Os valores OBS(*): do plano Os valores de de do plano utilização acima utilização ilustrado acima ilustradonanafigura, figura,deverão deverão ser ser validados validados pelos pelos respectivos respectivos organismos organismos (MINEA, MINDCOM,(MINEA, MINDCOM, MINTRANS, MINTRANS, SNL, IRDP). SNL, IRDP). 4.4.4.4 Oferta e Procura Oferta de de e Procura Gás Natural Gás emem Natural Angola Angola De acordo com a meta de curto prazo, o fornecimento de Gás Natural necessário para uso De acordo com a meta de curto prazo, o fornecimento de Gás Natural necessário para uso doméstico de de energia doméstico eléctrica, energia petroquímica, eléctrica, indústria, petroquímica, transporte indústria, e e residencial, transporte é deé de residencial, apro- aproximadamente ximadamente 300de 300 milhões milhões de pés cúbicos pés cúbicos por diapor dia (MMSCFD) (MMSCFD) o queoconstitui que constitui recursos recursos entre entre 3 TCF a 3,5 TCF para um período de 30 anos. Para atingir esta meta existem, em Angola, 3 TCFreservas a 3,5 TCF paradeum de gás período cerca de 30 de 5,8 TCF anos. àPara alocadas ALNGatingir estae meta, até 2043, existem, desse volume em Angola, o “DOMGAS” representa reservas aproximadamente de gás de cerca de 5,8 TCF673 BCF correspondentes alocadas a 11,6% à ALNG até 2043, dessas e desse reservas. volume o «DOMGAS» representa Para oaproximadamente alcance 673 meta de BCFprazo curto correspondentes a 11,6% e considerando dessas reservas. as reservas existentes no país é essencial Para a participação o alcance da meta dedacurto Fábrica ALNG prazo em futuros acordos e considerando para oexistentes as reservas fornecimento local é no País, de cerca de 2,5 a 3,0 TCF de gás para um período de curto a médio prazo, que em caso de essencial a participação da indisponibilidade, Fábricaa ALNG recorrer-se em de futuros importação acordos gás no curto para prazo.o fornecimento local de cerca de 2,5 a 3,0 TCF de gás para um período de curto a médio prazos, que em caso de indis- Em contrapartida, a médio-longo prazo existem os recursos contingentes recuperáveis ponibilidade, acima derecorrer-se a importação 6 TCF distribuídos de gás pelo NCG, no curto Blocos prazo. 0 e 17/06 na Bacia do Baixo Congo e Blocos Em20, 21 e 24 nas Bacias do Kwanza e Benguela. contrapartida, a médio-longo prazo existem os recursos contingentes recuperáveis acima de 6 TCF distribuídos pelo NCG, Blocos 0 e 17/06 na Bacia do Baixo Congo e Blocos 20, 21 e 24 nas Bacias do Kwanza e Benguela. 86 Os gráficos a seguir ilustram os planos de procura e oferta de Gás Natural nas Regiões Norte, Centro e Sul do País para os próximos 10 anos. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11985 Os gráficos a seguir ilustram os planos de procura e oferta de Gás Natural nas Regiões Norte, Centro e Sul do país para os próximos 10 anos. 250 Cabinda Hub Oferta & Procura (mmscfd) 200 150 100 50 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Oferta: Oferta: Oferta: Oferta: Em produção Provavel Potential Exploratória Gráfico 14 - Procura versus Oferta de Gás a partir de Cabinda 1400 Soyo Hub Oferta & Procura (mmscfd) 1200 1000 800 600 400 200 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Oferta: Oferta: Oferta: Oferta: Em Produção Provável Potencial Em Exploração Procura: Procura: Procura: Procura: Existente Provável Potencial Conceptual Gráfico 15 - Procura versus Oferta de Gás a partir do Soyo 87 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11986 600 Kwanza Hub Oferta & Procura (mmscfd)1 500 400 300 200 100 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Oferta: Oferta: Oferta: Provável Potencial Em exploração Procura: Procura: Procura: Provável Potencial Conceptual Gráfico 16: Procura versus Oferta de Gás a partir do CS 800 700 Benguela Hub Oferta & Procura (mmscfd)1 600 500 400 300 200 100 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Oferta Oferta: Oferta: Provável Potencial Em exploração Procura: Procura: Procura: Provável Potencial Conceptual Gráfico 17: Procura versus Oferta de Gás a partir de Benguela-Lobito Contudo, para satisfazer a procura, tendo em conta o cenário base, existe a oportunidade de expansão das infra-estruturas existentes e 88a criação de novas infra-estruturas nas provín- cias identificadas no País. A implantação de infra-estruturas de Gás Natural será possível com a participação de empresas públicas, privadas e partes interessadas, considerando modelos DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11987 de financiamento como BOT (Build-Operate-Transfer), DBOT (Design Build-Operate-Transfer) e outros descritos na Secção sobre Investimento e Financiamento. 5. INFRA-ESTRUTURAS DE GÁS NATURAL A construção e expansão da rede de gasodutos existente serão realizadas sempre em função da procura do Gás Natural, quer seja para geração de electricidade, quer para o uso industrial: fertilizantes, metanol, siderurgia, cimento e outras. Será também necessário efectuar a avalia- ção das infra-estruturas existentes, como rede de gasodutos, instalações de processamento, armazenamento e distribuição. Os investimentos avultados para a construção e expansão da rede de gasodutos requerem uma avaliação da sustentabilidade dos investimentos, considerando a procura dos futuros sec- tores de utilização do Gás Natural, a longo prazo. No curto prazo, é essencial que o transporte do Gás Natural seja feito por via de gasodutos virtuais (transporte rodoviário e ferroviário para o GNC e o GNL), para os consumidores inter- nos (zona industrial e centrais térmicas), localizados distantes das fontes de produção. Essa via irá permitir o surgimento de novos mercados, principalmente, nas províncias do Sudeste e Centro do País. Deste modo, esse sistema de abastecimento implementado de forma alternativa e ante- cipada compensará a ausência de gasodutos físicos cuja instalação é inviável a curto prazo. Todavia, a médio-longo prazo, a distribuição do Gás Natural por gasodutos físicos será necessá- ria, uma vez que permitirá reduzir o preço de forma sustentável e garantir maior competitividade dos Sectores Industrial, Transportes, Comercial e Residencial. Ver Figura 7 — Cadeia de Valor do Gás Natural, em Angola. (Futuras Oportunidades; Fonte-ANPG), pág. 22. 5.1. Cenários de Movimentação do Gás Natural de Angola O escoamento do Gás Natural das zonas marítimas das Bacias do Baixo Congo, Kwanza, Benguela e Namibe para o mercado doméstico nas Regiões Norte, Centro e Sul, foram analisa- dos 3 cenários: Cenário 1: desenvolvimento de centros (hubs) independentes. O desenvolvimento de três centros/hubs independentes poderá assegurar o foco na indus- trialização do País por região, mas será um desafio garantir o investimento. Vantagens: o limite de exportação adicional de gás para além da capacidade de produ- ção de LNG existente permite concentrar-se na utilização de recursos de gás para o desenvolvimento da economia de Angola; redução da escala de desenvolvimento de infra-estruturas; desenvolvimento de uma cadeia de valor economicamente eficiente por região. Desvantagens: incapacidade de confiar nos desenvolvimentos existentes noutros pontos do País para a segurança do abastecimento de gás aos consumidores; incapacidade de beneficiar do abastecimento de gás de outras bacias para reduzir o risco de volume; único ponto de fornecimento, maior o risco de falha na oferta, transporte e satisfação da procura de gás. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11988 Cenário 2: desenvolvimento de hubs e gasoduto de exportação. Exportação de gás por gasoduto para a Zâmbia poderá estimular a exploração, produção e desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural, mas vai exigir um investimento significa- tivo em infra-estrutura. Vantagens: a exportação de gás para a Zâmbia fornecerá receitas fiáveis aos investidores e ao Estado — especialmente se ancorados a investidores privados do sector; investi- mento a montante (Upstream) nas Bacias do Kwanza, Benguela e Namibe estimulado pela oportunidade de servir os centros de procura existentes no Sector Mineiro da Zâmbia e local; incentivo ao desenvolvimento da procura interna ao longo da rota do gasoduto de exportação e oportunidades para o Sector Industrial Angolano. Desvantagens: a exportação de gás por gasoduto para a Zâmbia exigirá um investimento significativo de capital para o desenvolvimento de infra-estrutura de transporte de gás em larga escala; limitação de volumes de gás para a procura interna, devido a volumes de gás significativos para a exportação. Cenário 3: desenvolvimento de hubs interligados entre si e Zâmbia. O acesso a ALNG e ao mercado zambiano pode estimular a montante investimento e criação de um mercado interconectado e facilitar a sustentabilidade. Vantagens: assegurar a sustentabilidade da ALNG a longo prazo e receitas de exportação fiáveis; acesso aos preços internacionais do gás para todos os desenvolvimentos a montante/upstream; desenvolvimento de mercado interno interligado/único limita- ria os riscos de volume em toda a cadeia de valor. Desvantagens: um mercado interno interligado exigiria um investimento de capital signi- ficativo na infra-estrutura de transporte de gás, o que iria adicionar custos na cadeia de valor; uma parte dos volumes de gás produzidos fora da Bacia do Baixo Congo seria utilizada para exportações, parcialmente; limita a extensão do desenvolvimento da procura interna; complexidade comercial/contratual e disponibilidade no acesso ao ALNG (especialmente para recursos de gás de terceiros). O gasoduto principal apresenta numerosas vantagem, como integração, a implementação do gasoduto para as zonas mineiras da Zâmbia e República Democrática do Congo (RDC) deve seguir o traçado do Caminho de Ferro de Benguela para permitir o acesso ao gás e desenvol- vimento das cidades angolanas (Huambo, Cuito e Luena). Este gasoduto poderá bifurcar na fronteira da RDC e Zâmbia. Considerando a transição energética e competição do mercado regional, o cenário 2 supra- citado deve ser analisado logo após a aprovação do PDG, com base num estudo de viabilidade técnico-económica. Os cenários 1 e 2 podem ser mais adequados para a fase inicial e estimular o desenvolvi- mento, enquanto o cenário 3 para a fase de médio-longo prazo, e adequado para assegurar a sustentabilidade da ALNG a longo prazo, mas com custos mais elevados. Todavia, a implemen- tação dos cenários deve ser faseada considerando o cenário 2. viabilidade técnico-económica. Os cenários 1 e 2, podem ser mais adequados para a fase inicial e estimular o desenvolvimento, enquanto o cenário DIÁRIO DA REPÚBLICA 3 para fase de médio-longo prazo, eIadequado DE 21 DE MARÇO DE 2025 para SÉRIE, N.º 53 | 11989 assegurar a sustentabilidade da ALNG a longo prazo, mas com custos mais elevados. Todavia, a implementação dos cenários deve ser faseada considerando o cenário 2. A figura a seguir ilustra o Cenário 3, contemplando os segmentos do upstream, midstream A figura a seguir ilustra o Cenário 3, contemplando os segmentos do upstream, midstream e e downstream, downstream,assim assimcomo procura dos como procura dosprodutos produtosacabados. acabados. Esses Esses produtos produtos acabados acabados poderão poderão substituir a a importação, substituir contribuindo importação, o o contribuindo excesso exportado excesso para o exportado aumento para o da da aumento balança comer- balança cial comercial do Estado.do Estado. Figura 15 – Alternativa de Escoamento de Gás das Zonas Marítimas das Bacias Sedimentares,Angola. Estimativas Estimativasdedecusto custo de de fornecimento degás fornecimento de gásdo doupstream upstreamaoao downstream, downstream, o que o que poderá poderá variar com com variar base no conceito base no de desenvolvimento conceito de por projecto/bacia/hub, desenvolvimento por e no mecanismo projecto/bacia/hub, e no de mecanismo definição de definição de preço: de preço: Previsão de Custo de Fornecimento 91 de Gas, Upstream $1,5/MMBTU $3,0/MMBTU $5,5/MMBTU Para o transporte do Gás Natural aos consumidores finais, foram analisados três modelos alternativos. 5.2. Modelos Alternativos da Cadeia de Valor do Gás Natural em Angola De acordo com as melhores práticas internacionais, para permitir a viabilidade adequada dos diferentes modelos de desenvolvimento e avaliação de risco, os investidores, quer sejam do upstream, midstream ou downstream, conduzirão estudos alternativos e opções de rotas para a cadeia de valor do gás doméstico. A seguir apresenta-se a análise preliminar dos dife- rentes casos do modelo da cadeia de valor, vantagens e desvantagens. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11990 Opção 1: ProduçãoPrevisão de gásde Custo de — (Upstream) Fornecimento de Gas, Upstream Gasoduto — Consumidor final Este modelo pressupõe a construção de um $1,5/MMBTU gasoduto a partir $3,0/MMBTU do upstream até ao consumi- $5,5/MMBTU dor final, o que garante a ausência de interrupções ao longo da cadeia. Esta opção da cadeia de valor do Gás Natural encontra-se abaixo ilustrada. Figura 16 –Cadeia de Valor do Gás Natural (gasoduto ao consumidor), Angola Na opção 1, assumiram-se custos estimados do upstream em $3/MMBTU e do transporte por gasoduto em $1,5/MMBTU, o que perfaz um preço total estimado abaixo de $5/MMBTU, como ilustra o gráfico a seguir. Diesel Gás Natural Gráfico 18 - Estimativa de Preço de Venda do Gás Natural com Gasoduto, Angola Opção 2: LNG — Terminal de regaseificação — Gasoduto — Consumidor Final O preço do LNG provavelmente estará referenciado ao índice internacional (i.e: HH, JKM, TTF, NBP, etc.). Esse custo levará em consideração a liquefação e o transporte. O índice interna- cional expõe os consumidores do gás doméstico à volatilidade e aos altos preços de gás. Gráfico 18 - Estimativa de Preço de Venda do Gás Natural com Gasoduto, DIÁRIO DA REPÚBLICA Angola DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11991 Figura 17: Cadeia de Valor do LNG, em Angola Esta opção assume um preço do mercado global de LNG entre (~$8 - 9,5/MMBTU) que deve ser adicionado (~$2/MMBTU) relativo ao custo do Terminal de regaseificação e mais $1,5/ MMBTU referente ao custo do gasoduto, perfazendo um total estimado de cerca de $12-13/ MMBTU, correspondente ao preço para o consumidor final, conforme ilustra o gráfico abaixo. Estimativa de preço do gás para entrega em Luena Diesel Gás Natural $/MMBtu 93 LNG Regaseificação Gasoduto Gráfico 19 - Estimativa de preço do gás natural na cadeia de valor de LNG, Angola Opção 3: LNG — Unidade de Armazenamento Flutuante (FSU) — Transporte por Cisternas/ Vagões (gasoduto virtual) — Unidade de Regaseificação — Consumidor Final O transporte por cisternas/vagões (pipeline virtual) implica um risco acrescido na cadeia de abastecimento, obrigando os consumidores a ter combustível de reserva em caso de interrup- ções no abastecimento. As interrupções no fornecimento resultarão no uso de gasóleo e/ou óleo combustível caros. Gráfico 19 - Estimativa de preço do gás natural na cadeia de valor de LNG, Angola DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11992 Figura 18: Cadeia de Valor do LNG com transporte por cisternas /vagões (gasoduto virtual), Angola AAopção 3 assume opção custos 3: Assume estimados custos de mercado estimados globalglobal de mercado de LNGdeentre LNG (~$8-9,5/MMBTU), entre (~$8-9,5/MMBTU), acrescido de ($ 3 a $5/MMBTU) relativos aos custos de transportação por Cisterna-ISO acrescido de ($ 3 a $5/MMBTU) relativos aos custos de transportação por Cisterna-ISO & & Caminhão, mais ~$2/MMBTU referentes a regaseificação que totaliza $16- Caminhão, 17/MMBTU mais ~$2/MMBTUao correspondente referentes a regaseificação preço para que totaliza o consumidor final, conforme$16-17/MMBTU mostra a figuracorres- pondente ao preço para o consumidor final, conforme mostra a figura abaixo: abaixo: Estimativa de Preço do Gás Natural p/ entrega no Luena Diesel Gas Natural $/MMBtu 94 Cisternas - Iso Capex Regaseificação LNG Renda de Cinternas/ Caminhão Gráfico 20 - Estimativa do Preço do Gás Natural na Cadeia de Valor do LNG com Gasoduto Virtual, Angola Para melhor acompanhamento e gestão da construção e expansão das infra-estruturas de gás, será essencial a elaboração de um Plano de Construção e Expansão da Rede de Transporte e Distribuição (PCERTD) de gás. De forma genérica, é estrategicamente recomendável a implementação de diversas inicia- tivas/projectos de melhoria e ou investimentos nas várias regiões do País, conforme reflecte a tabela em anexo «Previsão dos Projectos de Melhoria e de Novos Investimentos», permitindo assim maior flexibilidade no processo de transporte, armazenagem, distribuição e entrega do Gás Natural. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11993 5.3. Desenvolvimento Ordenado e Faseado de Infra-Estrutura de Gás O fornecimento de gás para o mercado interno constitui o principal objectivo do governo, e para tal, é necessário o desenvolvimento de uma infra-estrutura comercial e financeiramente viável com base na procura doméstica e regional. Para a execução desse objectivo torna-se necessário a elaboração de uma análise económica para aferir o volume potencial de consumo do Gás Natural que garante a sustentabilidade financeira de toda a cadeia de valor. As políticas de infra-estrutura devem reconhecer que pequenos mercados levarão algum tempo para desenvolverem-se e para os primeiros anos de desenvolvimento do mercado, os clientes mais prováveis para o gás doméstico serão os consumidores em grande escala do Sector de Energia e das Indústrias Intensivas em Energia (centrais térmicas e indústria mineira). O gráfico abaixo representa o modelo de desenvolvimento de infra-estruturas de gás. Ao contrário de um contrato take or pay de LNG, com um ou vários grandes clientes, a inte- gridade dos sistemas de cobrança de pagamentos de contas envolvendo milhares ou milhões de usuários finais representa um desafio para a gestão do risco de crédito. No entanto, os mer- cados doméstico e regional, com uma estrutura adequada e um mecanismo de contratação robusto e financiável, serão uma solução atraente e viável para comercializar reservas de gás. Figura 19 - Plano Modelo de Desenvolvimento de Infraestruturas de Gás Este plano ilustrado na figura acima, representa as 3 fases de desenvolvimento de infra- Este plano ilustrado na figura acima, representa as 3 fases de desenvolvimento de infra- estruturas de gás, assim como as acções específicas definidas e entidades responsáveis -estruturas de gás, identificadas, sendoassim como as igualmente acções descrito específicas na figura abaixo.definidas e entidades responsáveis identificadas, sendo igualmente descrito na figura abaixo. Os princípios orientadores do Plano de Desenvolvimento Ordenado de Infraestruturas são: • fornecer gás aos consumidores com o menor custo possível, garantindo infraestrutura DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11994 Os princípios orientadores do Plano de Desenvolvimento Ordenado de Infra-Estruturas são: Fornecer gás aos consumidores com o menor custo possível, garantindo infra-estrutura de transporte eficiente; Assegurar aos compradores a garantia de fluxo de gás necessária para que os fornecedores possam tomar decisões de investimento com o objectivo de aumentar ou sustentar a produção. A entrega confiável de gás com base em contratos de longa duração de venda de gás, catalisará o desenvolvimento do upstream. Assim sendo, a segurança do abastecimento contínuo eliminará o risco de realização de grandes investimentos a jusante/downstream (geração de energia, produtos químicos ou consumo da indús- tria pesada); Os investidores devem estar cientes de que os benefícios resultantes da mudança do die- sel para o Gás Natural superam a próxima melhor alternativa e os riscos ambientais e financeiros. A abordagem A abordagem acima exposta acima expostapressupõe pressupõe que quesesedeve deveevitar evitarque que aa construção defábricas construção de fábricasee equipamentos, equipamentos, como centrais como centrais de energia, de energia, sejam executadas sejam executadas antes da instalação antes da instalação de de gasodutos, gasodutos, para que não se coloque em risco os investimentos em toda a cadeia de valor do para que não se coloque em risco os investimentos em toda a cadeia de valor do Gás Natural. Gás Natural. A incapacidade de um comprador de cumprir com a sua obrigação pode impactar A incapacidade de umnovos e desestimular comprador de cumprir com a sua obrigação pode impactar e desestimu- investimentos. lar novos investimentos. 5.3.1 Plano Principal para as infraestruturas 5.3.1. Plano Principal para as Infra-Estruturas Um Ummercado mercadolocal e regional local regionaleficiente eficientepode podeserseroofactor factor decisivo para oo desenvolvimento decisivo para desenvolvimento acelerado acelerado das infraestruturas das infra-estruturas de gásdepara gás atender para atender a procura. a procura. Para Para atingir atingir esse objetivo esse objectivo é é fun- fundamental que o acesso as infraestruturas seja igual para todos os intervenientes da damental que o acesso as infra-estruturas seja igual para todos os intervenientes da cadeia. O cadeia. O plano principal pode ser dividido em 3 fases, conforme ilustra a figura abaixo: plano principal pode ser dividido em 3 fases, conforme ilustra a figura abaixo: 1ªFase – Promover a procura para estimular a construção de gasodutos principais Figura 20 – Fases de Desenvolvimento Ordenado da Cadeia de Gás Natural DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11995 5.3.2. 5.3.2 Promoção Promoção dada Procura Procura dede Gás Gás para para Estimular a Estimular Construção Construção de de Gasodutos Principais gasodutos Principais À semelhança dos projectos de exportação de LNG, os projectos de infra-estruturas de distribuição À semelhançade gás dosdoméstico carecem projectos de de acordos exportação básicos de LNG, para garantir os projectos o investimento de infraestruturas deneces- distribuição sário. de gás doméstico Normalmente, os Estadoscarecem de acordos têm como política básicos para suprir os garantirdomésticos mercados o investimento e para tal necessário. Normalmente, os estados têm como política suprir os mercados domésticos e existe a tendência para tal de se direcionar existe a tendência o desenvolvimento de se direcionar das das o desenvolvimento infra-estruturas para infraestruturas esses para essesmerca- mercados, dos, porém porém esta tendência esta tendência pode resultar pode resultar em projectos em projectos que realizam que não não realizam todotodo o seu o seu potencial potencial e são subutilizados. e são subutilizados. Gráfico 21 - Variação da tarifa de eletricidade versus taxa de utilização de instalação OO desenvolvimento inicial desenvolvimento dasdas inicial infra-estruturas infraestruturasrequer a identificação requer dede a identificação centros dede centros procura procura com grande poder de crédito e clientes industriais com offtake suficiente para com grande poder de crédito e clientes industriais com offtake suficiente para viabilizar o inves- viabilizar o investimento em infraestruturas de interconexão. Para os mercados locais timento e em infra-estruturas regionais em de a falta África, devidointerconexão. de Para os com consumidores mercados uma locais posiçãoe de regionais crédito em pré-África, existente devido a falta que sejam capazes de de consumidores comsuportar os requisitos uma posição de financiamento, de crédito pré-existente estabelecer que sejam capa- um comprador com capacidade de crédito (cliente âncora) representa desafios zes de suportar os complexos. requisitos A título de financiamento, de exemplo estabelecer apresenta-se um comprador seguir dois grupos de com capacidade potenciais clientes-âncora: de crédito (cliente âncora) representa desafios complexos. A título de exemplo apresenta-se a seguir dois grupos de potenciais clientes-âncora: Mineração em Grande Escala — Copperbelt: O déficit de energia no Copperbelt da Zâmbia e da RDC está estimado entre 3 GW a 10 GW. Há também um grande potencial para substituir o diesel, o HFO e o LPG.99 Esse mercado pode consumir 3-10 MMTPA. Além disso, a introdução de electricidade e gás acessíveis reduziria a necessidade de expor- tar concentrado e fabricar mais produtos acabados nesses Países. • Mineração em grande escala - Copperbelt: O déficit de energia no Copperbelt da Zâmbia e da RDC está estimado entre 3GW a 10 GW . Há também um grande potencial para substituir DIÁRIO DA o diesel, o HFO e o LPG. REPÚBLICA DE 21Esse mercado DE MARÇO pode consumir 3-10 I DE 2025 MMTPA. Além SÉRIE, N.º 53 | 11996 disso, a introdução de eletricidade e gás acessíveis reduziria a necessidade de exportar concentrado e fabricar mais produtos acabados nesses países. Western Cape cujo consumo potencial de gás está estimado em 5 MMTPA e tem terminais • Western Cape cujo consumo potencial de gás está estimado em 5 MMTPA e tem de LNG terminais deem Saldana LNG em e e Mossel Saldana Bay.Bay. Mossel Um Um gasoduto ofereceria gasoduto gás a ofereceria preços gás a mais preços compe- mais competitivos titivos a a África África do Sul, do Sul, considerando considerando igualmente igualmente acesso o acesso ao ao potencial potencial descoberto na descoberto na Namibia. Namíbia. figura 21 - Consumidores de gás local e regional Preço de gas Tarifa esperada Tarifa média entregue de electricidade atual de Descrição [c/KWh] [$/MMBtu] electricidade [c/KWh] Copperbelt-Zâmbia & 4.60 – 7.20 6.60 – 8.40 10.35 DRC (Médio prazo) Western Cape, SA 4.80 – 7.40 7.00 – 8.80 8.95 (Longo prazo) Tabela 10 – Previsão preliminar de preço de gás e tarifa de electricidade Esses «Clientes Âncora» podem viabilizar100 o desenvolvimento das infra-estruturas por terem grande capacidade de crédito em mercados de exportação com necessidade de energia e podem oferecer a segurança necessária para atrair financiamento acessível para construir os gasodutos principais. As tarifas para o transporte do gás por gasoduto provavelmente serão menores do que o custo de liquefação (ou seja, US $ 3 /MMBtu). A construção de gasodutos principais de transporte estimulará a procura em Angola, aumentará a geração de energia con- fiável e acessível que impulsionará o Sector Industrial e não só. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11997 É provável que a procura de gás para a exportação por entidades com capacidade de crédito atraia o financiamento de projectos, o que aliviará o Estado do encargo de financiar este desen- volvimento de infra-estruturas de gás, como a implantação de gasodutos, a partir das suas receitas fiscais ou da emissão de obrigações. O Project Finance (e outras soluções financeiras semelhantes) para infra-estruturas concede financiamento com base no balanço patrimonial e na governança necessária para garantir a compra e o fornecimento confiável. O financia- mento e a estrutura de governança fornecerão uma base sólida para o desenvolvimento das infra-estruturas de distribuição de gás, fundamental para o sucesso das fases subsequentes do projecto. 5.3.2.1. Salvaguarda das Obrigações e Compras de Gás Natural pelas Indústrias A construção de gasodutos principais e o acesso ao Gás Natural são condições necessárias para atrair potenciais investidores em indústrias intensivas em energia ao longo do traçado dos gasodutos ou nos centros de maior consumo. A ANPG informará sobre a disponibilidade de gás doméstico ao mercado, e quando necessário e economicamente viável, promover a constru- ção de gasodutos adicionais, interligando os novos consumidores com os gasodutos principais. Além disso, será importante que o Plano de Desenvolvimento de Energia (PDE) de 2018 seja revisto para incluir o desenvolvimento desta infra-estrutura, pois isso terá impacto sobre como a rede eléctrica será configurada e desenvolvida. As tarifas do gasoduto principal provavelmente estarão na faixa de $ 1,50 a $ 2,00/MMBtu que poderá reduzir progressivamente à medida que mais usuários domésticos forem conecta- dos ao referido gasoduto, conforme ilustra o gráfico abaixo: Gráfico 22: Variação da tarifa do gasoduto de transporte Preço de gas Tarifa de DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11998 Gráfico 22: Variação da tarifa do gasoduto de transporte Os preços do gás resultante da taxa de utilização do gasoduto e as tarifas de energia corres- pondentes são as seguintes: Preço de gas Tarifa de entregue electricidade Taxa utilização [$/MMBtu] [c/KWh] Inicial 4.00 – 6.50 5.40 – 7.20 60% 3.00 – 5.60 4.70 – 6.50 Tabela 11 – Preço de gás resultante da tarifa de energia Progressivamente, a expansão dos gasodutos e da utilização do gás irá reduzir o custo de entrega do gás e da energia e pode influenciar positivamente a economia angolana. Este impacto económico, pode reduzir o esforço do Estado com os subsídios nas tarifas de energia, uma vez que se espera que os encargos em Angola sejam globalmente competitivos: 102 Gráfico 23 - Impacto económico e redução de subsídios com base no preço de transporte 5.3.2.2. Fornecimento de Gás Natural para uso em Residências, Transporte e Outros 5.3.2.2 Fornecimento de Gás Natural para uso em Residências, Transporte e Outros Em 2013, a KOGAS da Coreia do Sul formou uma joint venture com a Empresa Nacional de Em 2013, a KOGAS Hidrocarbonetos da Coreia do Sul de Moçambique formou (ENH) parauma joint venture construir com a rede de a Empresade distribuição Nacional de gás em Maputo, Hidrocarbonetos de Moçambique (ENH) para construir a rede de distribuição de gás em com um custo inicial de aproximadamente $ 40 milhões, que permitiu a interligação dos campos Maputo, com um custo inicial de aproximadamente $ 40 milhões, que permitiu a interligação dedos gáscampos de Pande egásTemane em eMoçambique de Pande com a Cidadecom Temane em Moçambique Secunda, na Secunda, a cidade África do na Sul.África do A Sul. semelhança da experiência moçambicana, podemos considerar a realização de investi- mentos nas cidades A semelhança costeiras de moçambicana, da experiência Angola. Com a podemos construção do gasoduto considerar principal, de a realização existirão pontos de ligação investimentos naspara o mercado cidades costeirasinterno, como de Angola. Com por exemplo a do a construção Zona Mineiraprincipal, gasoduto da Jamba, na existirãoda Província pontos Huíla,debem ligação comopara o mercado para a geração interno, comoeléctrica de energia por exemplo a zona mineira da no Cunene. Jamba, na província da Huíla, bem como para a geração de energia eléctrica no Cunene. De acordo com a Figura 22, o desenvolvimento urbano nas províncias com maior DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 11999 De acordo com a Figura 22, o desenvolvimento urbano nas províncias com maior densidade populacional e consumidores como Luanda, Benguela, Huíla, entre outras, poderá viabilizar o investimento em infra-estruturas, com as seguintes etapas: 1. Escoamento do gás natural para os centros de procura no litoral, de forma e optimizar o investimento em gasodutos e garantia de fluidez p/ grandes consumidores (Polo petroquímico, industrial); 2. Identificação da necessidade de gás (consumidores nas províncias no interior e desen- volver infra-estruturas de acordo a procura (Plano de Necessidades); 3.3.Construção Construçãode degasodutos eficientes, gasodutos eficientes, emem termos termos de de custo, custo, para os para os consumidores domés- consumidores domésticos através dos pontos de ligação (PCERETD). ticos através dos pontos de ligação (PCERETD). Figura 22 – Modelo de desenvolvimento de gasoduto de transporte, Angola 104 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12000 O aumento do consumo do Gás Natural por via do gasoduto principal reduzirá os custos de entrega do gás e da energia aos consumidores, tornando a actividade industrial competitiva o que poderá proporcionar maior crescimento económico. A massificação do uso do Gás Natural criará a oportunidade de expansão da distribuição de LPG produzido localmente para as zonas remotas do País onde a procura de gás ainda é baixa para justificar a construção de um gasoduto lateral. 5.3.3. Infra-Estruturas na Região Norte (Bacia do Baixo Congo) Considerando os centros (hubs) identificados, torna-se necessário definir como serão cons- truídas as infra-estruturas para o desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural para satisfazer as necessidades dos consumidores. Todavia, será importante que a implantação das referidas infra-estruturas seja realizada por via de uma acção coordenada com a construção de centrais de produção e distribuição de electricidade, assim como outras infra-estruturas neces- sárias, com envolvimento de outras entidades interessadas. Nos locais onde não for viável o transporte de gás por gasoduto por inexistência de produ- ção de gás ou de grandes consumidores que justifiquem o investimento de capital, a alternativa seria a construção de terminais de regaseificação e/ou Unidades Autónomas de Gás (UAG)23, ou fornecimento de LPG, garantindo assim a segurança e o abastecimento contínuo. Para o LPG, de acordo com as perspectivas de crescimento de consumo acima referidas, prevê-se o aumento da capacidade de enchimento e armazenamento através da instalação de novas infra-estruturas, reabilitação e modernização das instalações existentes, assim como novos projectos de redes de gás canalizado, de modo a permitir o crescimento do mercado, conforme descrito na Tabela anexo (SONANGOL-EP). Figura 23 — Tanques de armazenagem de LPG (Terminal de Malongo — Cabinda) Figura 23 - Tanques de armazenagem de LPG (Terminal de Malongo - Cabinda) 23 Unidades Autónomas de Gás (UAG) são sistemas de armazenamento (depósitos) que permitem abastecer redes de distribuição ou grandes clientes (dedicados). São instaladas em zonas do País onde não existe rede de transporte de Gás NaturalPreconiza-se, e abastecidas por comviao rodoviária potencial(camiões-cisterna). O custo de identificado, aumentar implantação o interesse de investidores dos UAG depende da paracapacidade de armazenamento e distribuição. Há registo de custo de UAG na ordem de 3 MUSD. implementação de projectos estruturantes no Upstream, Midstream e Downstream. Para os projectos de transporte de gás do upstream para o downstream, pressupõe-se que o investimento seja assegurado pela produção petrolífera dos blocos de modo a garantir DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12001 Preconiza-se, com o potencial identificado, aumentar o interesse dos investidores para implementação de projectos estruturantes no Upstream, Midstream e Downstream. Para os projectos de transporte de gás do upstream para o downstream, pressupõe-se que o investimento seja assegurado pela produção petrolífera dos blocos de modo a garantir a via- bilidade dos projectos e incentivar o investimento a jusante. A figura abaixo mostra o mapa de Angola com as potenciais rotas de transporte e distribui- ção do Gás Natural. Figura 24 - Mapa de Transporte e distribuição de Gás em Angola por 3/4 pontos de entrada. Meta: Implantação de infra-estruturas de transporte e armazenagem para o fornecimento do Gás Natural aos de Implantaçãoconsumidores locaisdea curto, infraestruturas médio transporte e e longo prazos armazenagem (ACP/AMP/ para o Meta fornecimento do Gás Natural aos consumidores locais a curto, médio e ALP). longo prazos (ACP/AMP/ALP) Acções: a) Identificar as necessidades e locais para a implantação de infra-estruturas (gasodutos) de forma planificada e sustentável (ACP); DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12002 b) Promover a construção de gasodutos de alta pressão ligando zonas identificadas e alavancar a actividade industrial, considerando o Plano de Construção e Expansão da Rede de Transporte e Distribuição (PCERETD) de gás (ACP); c) Promover a criação de condições para o transporte e distribuição do Gás Natural em todo o País (cisternas de GNC e LNG), bem como para a implantação das UAG’s para a distribuição do gás por gasodutos de baixa pressão, a curto e médio prazos (ACP/ AMP/ALM); d) Classificar a rede de gasodutos conforme mercado sua evolução (transporte, transfe- rência, escoamento, distribuição etc) (ACP). A Bacia do Baixo Congo, sendo a mais desenvolvida em termos de actividade petrolífera, possui infra-estruturas de produção, transporte e processamento, bem como infra-estrutu- ras para a utilização do Gás Natural. No entanto, com a implementação de projectos de Gás Associado e Gás Não Associado será crucial a expansão das referidas infra-estruturas. A possibilidade de existência de consumidores de longo prazo, na Região Norte e Nordeste (Cabinda, Zaire, Uíge e Lunda-Norte), deverá garantir a atractividade de investimentos e a insta- lação de novos gasodutos para satisfazer a procura. O mapa abaixo ilustra opções de transporte e distribuição de gás nas regiões acima referidas. As oportunidades de desenvolvimento dos Blocos 1, 2, 17/06, 31 e 32, a curto prazo, são cruciais para o fornecimento contínuo de gás ao norte do País. A ligação a rede existente de transporte do gás na Bacia do Baixo Congo, poderá ser feita nos pontos de entrega, em Cabinda e Zaire-Soyo, como ilustram as Figuras 24, 25 e 26. Para o escoamento do gás produzido no Bloco 0 até ao mercado local, em Cabinda, prevê- -se a instalação de um gasoduto com uma extensão de cerca de 58 km, para o fornecimento de volumes de cerca de 120 MMSCFD. O investimento para a instalação do referido gasoduto poderá ser suportado pela produção petrolífera do bloco ou transportador, de forma a garantir a viabilidade dos projectos e incentivar o investimento no downstream. Em Cabinda, existe um ponto de ligação (gate 2) e o traçado do gasoduto estende-se até à Central Térmica do Malembo, conforme ilustrado na Figura 26. A implantação de novos gaso- dutos em Cabinda deverá considerar a procura de gás da zona industrial (Polo Industrial do Fútila com 2.344 hectares)24 das fábricas de cimento, petroquímica e outras. 24 Polo de Desenvolvimento Industrial (PDI). DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12003 Figura 25 - Ponto de Entrada e ligação de gasodutos à Central Malembo em Cabinda, Fonte: ANPG. Para o transporte do Gás Natural para Cabinda, nos níveis de procura, será essencial mate- Para o transporte do Gás Natural para Cabinda, nos níveis de procura, será essencial rializar os estudosos materializar deestudos viabilidade de realizados viabilidadeno upstreamno realizados e implantar novos upstream e gasodutos. implantar novos Porgasodutos. outro lado, para a produção e escoamento do gás dos blocos a sul do rio Congo, pla- neia-se Poraoutro instalação lado, de uma gasoduto para adicional, produção e em do escoamento terra, gásno Soyo, dos para o blocos fornecimento sul do rio Congo,de gás planeia- se a instalação de um gasoduto adicional, em terra, no Soyo, para o ao mercado local. O investimento para esse efeito, será assegurado pela produção petrolí- fornecimento de gás ao mercado local. O investimento para esse efeito, será fera dos blocos de assegurado modo pela a garantir produção a viabilidade petrolífera dosde dos blocos projectos modo a e incentivar garantir a o investimento viabilidade dos no projectos e incentivar o investimento no downstream. downstream. Para a ligação de novos gasodutos no Soyo, a jusante da BVS (Beach Valve Station), ilustrada na27 Polo Figurade 26, existe uma zona Desenvolvimento prevista Industrial (PDI) para o desenvolvimento da indústria petroquímica e não só. A instalação de Unidade de Recepção e Distribuição de Gás (URDG), fase 2 do Projecto Falcão e a construção de gasodutos essencial para levar o gás aos novos consumidores e a zona indus- 109 trial reservada. A figura abaixo, ilustra o mapa do espaço reservado para futuros consumidores de gás na proximidade das infra-estruturas existentes. e não só. A instalação de Unidade de Recepção e Distribuição de Gás (URDG), fase 2 do Projecto Falcão e a construção de gasodutos essencial para levar o gás aos novos consumidores e a zona DIÁRIO DAindustrial REPÚBLICAreservada. A figura DE abaixo, 21 DE ilustra MARÇO oDEmapa 2025 do espaço reservadoI SÉRIE, para futuros N.º 53 | 12004 consumidores de gás na proximidade das infraestruturas existentes. Figura 26 - Mapa de espaço reservado para zona industrial no Soyo. Fonte: SNG A implementação de projectos pilotos, tais como redes de gasodutos para a distribuição de gás a zona industrial, condomínios, edifícios e não só, a partir das Unidades Autónomas de Gás (UAG) será uma opção promissora a curto-médio prazo. A implantação das UAG’s permitirá abastecer110 as redes de gasodutos de distribuição ou gran- des clientes identificados ao longo do corredor Norte. Essas unidades poderão ser instaladas em determinadas zonas do País até que sejam criadas redes de gasodutos de transporte. O abastecimento de gás a essas unidades, poderá ser, inicialmente, efectuado por via rodoviária (camiões-cisterna) para o interior, assim como ilustra a Figura 24 — Mapa de Transporte e dis- tribuição de Gás em Angola, acima. Meta: Expandir infra-estruturas, tais como gasodutos e SSLNG para o transporte de gás para as regiões Norte e Nordeste do País, a médio e longo prazos (AMP/ALP). Acções: a) Promover, no up-midstream, a ligação de novos gasodutos dos Blocos 0, 1, 2 e 17/06 a rede de gasodutos existente, (ACP); b) Promover o desenvolvimento de zonas industriais com serviços de integrados, com base na disponibilidade de Gás Natural produzido na Bacia do Baixo Congo (ACP); DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12005 c) Promover a expansão das infra-estruturas e criação de condições (técnicas, económico- -financeira e jurídicas) de transporte do Gás Natural via gasodutos, em Cabinda, a curto e médio prazos (ACP/AMP); d) Promover o investimento em infra-estruturas (gasodutos) para o transporte do Gás Natural até a zona industrial reservada no Soyo (petroquímica, indústria transforma- dora), a curto prazo (ACP); e) Promover o investimento de (SSLNG) Small Scale LNG de forma a permitir o carrega- mento de LNG em cisternas e tanques criogénicos; f) Promover o investimento em infra-estruturas de transporte (camiões-cisternas, cami- nho de ferro) para levar o Gás Natural até ao consumidor, interligando a uma rede de gasodutos a projectos pilotos de fornecimento de gás a condomínios e edifícios, a curto médio prazo (AMP); g) Promover a expansão das infra-estruturas (Unidades Autónomas de Gás e gasodutos, vias rodoviárias e ferroviárias), para o transporte do Gás Natural as Regiões Norte e Nordeste do País, essencialmente Bengo, Uíge e Lunda-Norte, a curto e médio prazos (ACP/AMP); h) Promover a conclusão do projecto de instalação da Unidade de Recepção e Distribuição do Gás URDG (Falcão 2), (ACP). 5.3.4. Infra-Estruturas na Região Centro (Bacia do Kwanza e Benguela) Na região Centro, foram realizadas descobertas de Gás Natural nos Blocos 19, 20, 21 e 24 localizadas nas Bacias do Kwanza e Benguela, respectivamente. Contudo, para o desenvolvi- mento das referidas descobertas, torna-se necessário a realização de estudos adicionais para a avaliação dos respectivos volumes. Esta região não dispõe de infra-estruturas de Gás Natural, mas possui um potencial de recursos de Gás Natural considerável que poderá constituir uma oportunidade para atrair investidores, considerando os resultados dos estudos e análises preliminares realizados. No entanto, enquanto não forem desenvolvidos os recursos de gás descobertos e as infra-estru- turas necessárias na região Centro, em particular no Cuanza-Sul e Benguela a curto prazo, a promoção de investimento em infra-estruturas (terminais e unidades de regaseificação) de Gás Natural necessárias para o fornecimento as centrais térmicas, projectos industriais como petroquímica, em especial a produção de fertilizantes, metanol ou siderurgia, poderá ser estra- tégica para o desenvolvimento do corredor e no longo prazo, a criação de condições para que o gás fosse fornecido a partir da produção das Bacias do Kwanza e Benguela. A procura de Gás Natural por um período longo, para a geração de energia eléctrica e fins industriais, implicará a existência de infra-estruturas de transporte de gás entre o Cuanza-Sul e Benguela. A conversão da Central Térmica do Quileva em Benguela, (174 MW) para gás é uma alternativa económica e pode ser a âncora para o fornecimento de gás à zona industrial. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12006 Considerando a instalação inicial de terminais para o armazenamento e distribuição a Luanda e Benguela, o gás poderá ser transportado, por via rodoviária ou ferroviária, para futu- ros consumidores na região Centro e Nordeste do País que abrange as Províncias de Malanje, Huíla, Bié, Huambo, Lunda-Sul, Moxico e Moxico-Leste, considerando a instalação de UAG’s em algumas dessas províncias. A região Centro é de crucial importância, considerando a Zona Industrial da Catumbela (Benguela) e a existência do Corredor Ferroviário do Lobito até a Zâmbia. A interligação da Região Norte, a partir do Soyo, com o Centro do País permitirá igual- mente o escoamento de gás por via do potencial gasoduto Lobito-Zâmbia, proporcionando opções de mercado de gás a nível regional. Meta: Implantar infra-estruturas e condições de transporte do Gás Natural via Meta gasodu- tos e SSLNG, para a região Centro e Leste do País, a médio-longo prazo (ACP/AMP/ ALP). Acções: a) Promover estudos (MIREMPET/ANPG) de viabilidade para o transporte do Gás Natural das Bacias do Kwanza (Blocos 20 e 21) e Benguela (Blocos 24 e 25) até ao Sul de Luanda e/ou Benguela, constituindo assim um novo polo de gás (ACP); b) Promover estudos para a implantação de UAG’s nas províncias da região Centro e Nordeste, nomeadamente nas Províncias de Malanje, Huíla, Bié, Huambo, Lunda-Sul, Moxico e Moxico-Leste(ACP); c) Promover a conversão das centrais térmicas a gasóleo para Gás Natural para a geração de energia eléctrica, nas províncias da região Centro e Nordeste do País, nomeada- mente Malanje, Huíla, Bié, Huambo, Lunda-Sul, Moxico e Moxico-Leste(ACP); d) Promover a criação de condições para o transporte (rodoviário, ferroviário) de gás a partir do Cuanza-Sul e/ou Benguela, considerando UAG’s, (ACP); e) Promover estudos para a implementação de projectos pilotos para a canalização de gás em edifícios e condomínios, diversificando o uso do gás residencial (metano canali- zado), no corredor central, (ACP); f) Promover a implantação de projectos privados a Sul de Luanda e/ou Benguela, «novo polo de gás», com vista à utilização do gás proveniente das Bacias do Kwanza e Ben- guela, com a entrada em produção dos Blocos 20, 21 e futuramente do Bloco 24 (ACP). 5.3.5. Infra-Estruturas na Região Sul (Bacia do Namibe) A Bacia do Namibe é inexplorada e, consequentemente, a avaliação do potencial de Gás Natural existente requer estudos adicionais. Foram adjudicados 6 (seis) blocos em 2020 que, em caso de sucesso exploratório, a produção de hidrocarbonetos não deverá acontecer antes de 2030. A Região Sul possui escassos recursos hídricos e uma eventual descoberta de Gás Natural nessa bacia, representaria uma excelente oportunidade para a geração de ener- gia eléctrica e para outras aplicações industriais. Este facto, constitui uma oportunidade de investimento para o desenvolvimento de infra-estruturas de transporte e distribuição para o fornecimento de gás no corredor Sul, com base na procura identificada. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12007 Prevê-se, a curto prazo, a intenção de se converterem para gás as Centrais Térmicas do Namibe, Lobito, Ongiva e Menongue, bem como satisfazer a procura de Gás Natural para ali- mentar o Complexo Mineiro de Cassinga, na Huíla. Meta: Implantar infra-estruturas e criar condições de transporte do Gás Natural via gaso- dutos e SSLNG, para as Regiões Sul e Sudeste do País, a curto, médio e longo prazos (ACP/AMP/ALP) Acções: a) Promover a realização de estudos de viabilidade para fornecimento de gás liquefeito (LNG) a Província do Namibe, via Unidade de Regaseificação e Armazenamento Flu- tuante, FSRU (Floating Storage Regasification Unit) ou em terra (ACP); b) Promover estudos para a implantação de UAG’s nas províncias do corredor Sul do País, nomeadamente Namibe, Huíla, Cunene, Cuando e Cubango (ACP); c) Promover a conversão das Centrais Térmicas a gasóleo para Gás Natural nas Províncias do Namibe, Huíla, Cunene, Cuando e Cubango (ACP); d) Promover condições para o transporte do Gás Natural aos consumidores identificados nas Províncias do Namibe, Huíla, Cunene, Cuando e Cubango (ACP); e) Promover o investimento para a implantação de infra-estruturas para o transporte e fornecimento de gás ao Complexo Mineiro de Cassinga, na Huíla (ACP); f) Promover estudos para implantação de projectos pilotos de gás canalizado em edifícios e condomínios nas Províncias do Namibe, Huíla, Cunene, Cuando e Cubango (ACP); g) Envolver e dar a conhecer aos Governos Locais e Administrações sobre o processo de expansão da rede de gasodutos, tendo em conta o acesso a terra (ACP/AMP). 5.4. Sustentabilidade do Plano Director do Gás Natural O carácter finito do Gás Natural obriga a que este recurso seja usado de forma racional, na melhoria do bem-estar e da qualidade de vida dos cidadãos, obedecendo a preservação do meio ambiente. Assim, a sustentabilidade do PDG deve estar associada as questões de natureza legal, eco- nómica, social e ambiental, visando a melhoria do ambiente de negócios para a atracção do investimento estrangeiro e nacional e, consequentemente, alavancar o crescimento económico. Para a realização dos avultados investimentos necessários para a construção e implanta- ção de novas infra-estruturas para o Gás Natural, é importante a participação e interacção dos Ministérios, cujos sectores e seus planos e necessidades são determinantes para a execução das acções contidas neste PDG, nomeadamente o MINEA, MINDCOM, MAT, MINTRANS, MINOPOT, MINAMB, MINFIN, MED e MINTTICS, sendo por isso crucial a aprovação do PDG pelo Titular do Poder Executivo. O PDG será um instrumento crucial para desbloquear a aplicações de investi- mento em project finance, pelos bancos locais. Entre outras acções, pretende-se uma definição de critérios que salvaguardem os interes- ses do Estado com a promoção de uma indústria integrada em que os recursos de gás sejam essencialmente direccionados ao mercado doméstico considerando as seguintes prioridades: i. Utilização do Gás Natural no mercado local e criação de uma indústria de suporte com um modelo de negócio atractivo; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12008 ii. Apoio ao desenvolvimento das indústrias locais (agricultura, pesca, energia, indús- tria petroquímica, siderúrgica entre outras); iii. Fomento da formação de quadros nacionais especializados; iv. Promoção do comércio inter-regional por via da importação e exportação entre os Países vizinhos. 6. INVESTIMENTO E FINANCIAMENTO O PDG tem como um dos objectivos específicos a criação de um ambiente de negócio propí- cio que favorece o investimento e o fomento de uma cadeia de valor do Gás Natural dinâmica e sustentável. Neste sentido, o desenvolvimento sustentável dos recursos de Gás Natural e a sua utiliza- ção no mercado interno contribui para a transição energética e a diversificação da economia nacional, maximizando os benefícios para o Estado e assegurando o retorno dos investidores. O investimento e o financiamento dos projectos da cadeia de Gás Natural podem ocorrer de várias formas: 1. Investimento Privado; 2. Financiamento Bancário; 3. Financiamento Governamental; 4. Parceria Público-Privada (PPP); 5. Financiamento Multilateral (por exemplo: Banco Mundial e Banco Africano de Desen- volvimento); 6. Mercado de Capitais (Acções ou títulos); 7. Fundos Soberanos. Adicionalmente, para várias formas de investimento acima referidas, o Estado poderá pro- porcionar isenções e Incentivos Fiscais. Com a implementação do PDG, espera-se atrair grandes empresas e investimentos superio- res a 30 mil milhões de dólares (CAPEX) com benefícios acima de 150 mil milhões de dólares, geração de milhares de empregos, crescimento das indústrias de 1.ª, 2.ª e 3.ª geração, consi- derando os investimentos na cadeia de valor do Gás Natural, ou seja, desde a exploração ao consumidor final, conforme abaixo se detalha. O investimento em actividades de prospecção, pesquisa, avaliação, desenvolvimento, pro- dução e venda. O regime fiscal aplicável às actividades de prospecção, pesquisa, avaliação, desenvolvimento, produção e venda de Gás Natural em Angola é estabelecido pelo Decreto Legislativo Presidencial n.º 7/18, de 18 de Maio, traduzindo-se assim num estímulo ao inves- timento no upstream da cadeia de valor do Gás Natural. Dessa forma, para a exploração, desenvolvimento dos recursos recuperáveis avaliados acima de 15 TCF, localizados nas Bacias do Baixo Congo, Kwanza e Benguela, estimam-se investimentos E&P superiores a 90 mil milhões de dólares norte-americanos. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12009 Adicionalmente, sempre que não for presencial a construção de gasodutos de escoamento/ transporte do gás natural para o mercado local ao abrigo do Plano de Desenvolvimento do Bloco concedido, a Concessionária poderá promover outros meios alternativos, considerando amortização a longo prazo, habitualmente presente nos projectos de gás natural. Adicionalmente, nas actividades de transporte e armazenamento do Gás Natural, o Estado, por meio da ANPG, promoverá investimentos nestas actividades desde o ponto de produção até ao ponto de entrega aos grandes consumidores, em todo território nacional, promovendo a expansão da Rede de Transporte e Distribuição de Gás (RTD). Conforme a Lei n.º 26/12, de 22 de Agosto, sobre o transporte e armazenamento de petróleo e gás natural, este investimento poderá ser igualmente realizados por sociedades comerciais ou por consórcios, obedecendo as regras e procedimentos do concurso público previstos no Decreto Presidencial n.º 86/18, de 2 de Abril, para o Sector de Petróleo. O transporte de gás considerando o gasoduto prin- cipal conforme Desenvolvimento Ordenado e Faseado de Infra-Estrutura de Gás, estima-se em cerca de 7 mil milhões de dólares americanos para as infra-estruturas de transporte de gás. Este montante é um indicador aproximado do esforço financeiro que o Estado terá que fazer a médio prazo, para o desenvolvimento das infra-estruturas de transporte e distribuição geradoras de benefícios económicos e sociais para o País, na ordem de 90 mil milhões para o upstream e 150 mil milhões em benefícios directos e indirectos. A concretização destes objectivos será suportada por «Clientes Âncora» com elevada capa- cidade de crédito nos mercados de exportação, uma vez que oferecem a segurança necessária para atrair financiamento para a construção de gasodutos de transporte. O transporte do Gás Natural por gasodutos terá tarifas mais acessíveis que o transporte de Gás Natural Liquefeito (GNL/LNG), considerando o custo da liquefação estimados em cerca de USD 3/MMBTU para além do custo de transporte. Neste sentido, o investimento para a construção de gasodutos principais de transporte esti- mulará a procura do Gás Natural, possibilitando a geração de energia confiável e acessível. Outrossim, assegurará e estimulará o consumo do Gás Natural em toda a cadeia de desenvol- vimento do Gás Natural com preços mais atractivos, incluindo a competitividade dos Sectores Manufatureiro e Industrial. Os investimentos deverão ser sempre realizados de acordo com a procura efectiva do Gás Natural mediante contratos de compra e venda. No âmbito do investimento privado, a imple- mentação de projectos de utilização do Gás Natural (Sector Industrial, Energético, Residencial e Comercial), é parcialmente regida pela Lei de Investimento Privado n.º 10/18, de 26 de Junho (alterada e republicada pela Lei n.º 10/21, de 22 de Abril), que estabelece os princípios e as bases gerais, os benefícios e as facilidades, os critérios de acesso, bem como os direitos, obri- gações e as garantias dos investidores privados. Para a implementação de infra-estruturas no downstream, tais como fábricas petroquímicas, calculam-se investimentos na ordem dos 6 mil milhões de dólares norte-americanos, considerando nomeadamente as Províncias de Cabinda, Zaire (Soyo) e/ou Benguela, «aos projectos de montante mínimo em Kwanzas equivalente ou DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12010 superior a 10 milhões de dólares americanos e que criem pelo menos 50 postos de trabalhos directos estão abrangidos por esse quadro legal» e regulamentada pelo Decreto Presidencial n.º 250/18, de 30 de Outubro. Estes custos traduziram em benéficos superiores a 70 mil milhões. Contudo, presume-se que a procura do Gás Natural por entidades com capacidade de cré- dito atraia o financiamento de projectos ao longo da cadeia, fazendo com que o Estado deixe de financiar o desenvolvimento de infra-estruturas de gás (implantação de gasodutos), a partir das suas receitas fiscais ou da emissão de obrigações. O Project Finance (e outras soluções de financiamento para infra-estruturas como BOT, DBOT) possibilita o financiamento de projectos com base no balanço patrimonial e garante a governança necessária para permitir o forneci- mento confiável e garantir a compra. O PDG identifica alternativas de interligação entre as bacias por gasodutos, bem como o transporte de gás natural liquefeito até unidades de regaseificação (LNG, camiões-cisternas) para a oferta ao mercado local, como oportunidades de investimento. 7. QUADRO LEGAL E REGULATÓRIO A regulação do Sector do Gás Natural em Angola passa, num primeiro plano, pelo seu enqua- dramento constitucional. O artigo 16.º da Constituição consagra que os recursos naturais, sólidos, líquidos e gasosos existentes no solo, subsolo, no mar territorial, na Zona Económica Exclusiva (ZEE) e na Plataforma Continental, sob jurisdição de Angola são propriedade do Estado, que determina as condições para a sua concessão, exploração e produção nos termos da lei e do direito internacional. O regime jurídico aplicável às actividades petrolíferas em Angola consta essencialmente da Lei n.º 10/04, de 12 de Novembro — Lei das Actividades Petrolíferas (LAP). A referida lei dis- põe no seu artigo 73.º a obrigatoriedade do aproveitamento do Gás Natural e a proibição da sua queima, excepto por um curto período e quando necessário para ensaios ou outras razões operacionais. Os princípios que asseguram a realização das operações petrolíferas definidos na LAP concretizam-se na legislação complementar de natureza regulamentar, designadamente o Decreto n.º 1/09, de 27 de Janeiro, Lei n.º 5/19, de 18 de Abril — Lei que altera a Lei das Actividades Petrolíferas, e o Decreto n.º 1/09, de 27 de Janeiro — Regulamento das Operações Petrolíferas. Face a necessidade de mitigação dos riscos ambientais decorrentes da queima do gás e a oportunidade de obtenção de receitas por via da sua monetização, em 2007 foi aprovada a Resolução n.º 17/07, de 25 de Abril, da Assembleia Nacional, que autorizou o Governo a legis- lar sobre o quadro jurídico-legal da exploração de Gás Natural no âmbito do Angola LNG sobre a concessão petrolífera para a avaliação, desenvolvimento e produção de Gás Natural. É assim que foi aprovado o Decreto-Lei n.º 10/07, de 3 de Outubro, que aprova a Implementação do Projecto Angola LNG e define o seu regime jurídico. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12011 Convindo definir as regras e os procedimentos de acesso e exercício das actividades de armazenamento e transporte de Petróleo Bruto e Gás Natural, foi aprovada a Lei n.º 26/12, de 22 de Agosto. Com a finalidade de dinamizar o desenvolvimento do Gás Natural e conceder incentivos fis- cais para a atracção de investimento, foi aprovado o Decreto Legislativo Presidencial n.º 7/18, de 18 de Maio, que estabelece o Regime Fiscal Aplicável às Actividades de Prospecção, Pesquisa, Avaliação, Desenvolvimento, Produção e Venda de Gás Natural em Angola. Para o incentivo ao investidor no downstream, foi igualmente publicada a Lei n.º 10/21, de 22 de Abril, que estabelece os Princípios e as Bases Gerais do Investimento Privado, fixa os benefícios e facilidades aos investidores privados e os critérios de acesso aos mesmos, bem como os direitos, os deveres e as garantias dos investidores privados. Contudo, importa a res- salva dos diplomas legais complementares para o desenvolvimento do Gás Natural. Entretanto, o quadro legal e regulatório acima descrito revela-se insuficiente para a mate- rialização dos objectivos do PDG, o que impõe a da sua revisão e complementação de modo a conciliar os interesses das empresas produtoras com as exigências e as expectativas dos consu- midores do Gás Natural e as do Estado. Para tal, é essencial que aspectos tais como o preço do gás, localização das infra-estruturas, expansão de infra-estruturas/instalações de gás e acesso por terceiros, tarifas, corredores de serviço/passagem de gasodutos, regras de construção e segurança para as travessias especiais (cruzamento de estradas, canais, outros gasodutos, etc.) mereçam o devido enquadramento legal e regulatório. Meta: Revisão e suprimento das lacunas do quadro legal e regulatório vigente (ACP). Acções: a) Promover a regulamentação da indústria do gás, considerando o escoamento, tra- tamento, processamento, armazenamento subterrâneo, transporte, liquefacção, regaseificação e comercialização do Gás Natural, (ACP); b) Promover a atribuição de concessões para a exploração e produção de Gás Natural e a importação sempre que necessário (ACP/AMP); c) Promover a regulamentação da actividade de armazenagem subterrânea do Gás Natu- ral no mar e em terra (ACP); d) Identificar as responsabilidades na cadeia de valor (investidor, O&M rede de gasoduto e infra-estruturas, comercialização do gás local). O quadro regulatório será revisto com base em três eixos fundamentais, nomeadamente o económico, social e ambiental, articulação institucional, de modo a atender o interesse das partes e as necessidades das gerações presentes, futuras e impacto esperado. 8. IMPACTO ESPERADO E SUSTENTABILIDADE O Plano Director do Gás Natural é a estratégia para promover o desenvolvimento susten- tável dos recursos de Gás Natural e a sua utilização no mercado interno, a fim de se obterem maiores benefícios para o País e para a população. Assim sendo, o PDG será um verdadeiro impulsionador do desenvolvimento sustentável da cadeia do Gás Natural e da economia do DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12012 País. Com a implementação do PDG espera-se atrair grandes empresas e investimentos supe- riores a 30 mil milhões de dólares e benefícios acima de 150 mil milhões de dólares, a geração de milhares de empregos, crescimento das indústrias de 1.ª, 2.ª e 3.ª geração, considerando os investimentos na cadeia de valor do Gás Natural, ou seja, desde a exploração ao consumi- dor final. O desenvolvimento industrial de Angola deverá ter em conta o uso do Gás Natural como fonte de energia acessível, segura, sustentável, bem como matéria-prima para indústria petroquímica. 8.1. Sustentabilidade Económica Para o alcance das metas relativas ao mercado local, a regulamentação deve considerar o lucro e custo do promotor e do consumidor, reflectido no preço do gás. Para isso, poderão ser usados mecanismos de definição do preço como o «netback», entre outros. Por exemplo, é fundamental que o preço de venda do gás para produção de fertilizantes garanta a margem de lucro do investidor. Outrossim, é fundamental garantir que o preço de gás para o consumidor final seja suficientemente reduzido que permita a sua aplicação com uma intervenção mínima por parte do Estado em matéria de subsídios. A figura abaixo ilustra os preços actuais do Gás Natural, gás butano, gasóleo, fertilizante e energia eléctrica no mercado angolano, com base no valor energético25, reflectidos no consu- midor final. (LNG - Gas Metano/ Etano) Residencial (LPG Butano) Transporte (Gasole) Industrial (siderugia, cimento, ferro, etc) Petroquímica (Fertilzantes e metanol) USD/ MMBTU Energia Eléctrica $ 0,00 $ 3,00 $ 6,00 $ 9,00 Gráfico 24 - Preços dos Produtos em Angola, com base no Valor Energético. Fonte: * Pública OBS (*): Os custos destes produtos derivados do Gás Natural, deverão ser validados pelos OBS (*): ministérios deOstutela. custos destes produtos derivados do Gás Natural, deverão ser validados pelos ministérios de tutela. Os preços e as tarifas dos sectores consumidores em Angola, acima ilustrados, são considerados não atractivos para os produtores em comparação com os do mercado 25 Para o cálculo dos preços reflectidos no consumidor, usou-se os seguintes factores: Gasóleo - LHV (29.2 litros por MMB- internacional. Historicamente, a inviabilidade comercial do Gás Natural doméstico tem TU) @ 135 Kz/Litro; Fertilizantes $160 por Tonelada; Electricidade (293.8 kWh por MMBTU) @ 15 KZ/KWh ($0.02 per KWh); desencorajado indústria: ferro, cimento, o investimento vidro, etc. $ (HOLD)nos projectos por tonelada. de gás, Gás devido Butano (21.3 kgapor não garantia MMBTU) @120de kz/kg. retorno desses investimentos. Para efeitos de comparação entre os preços locais e internacionais, ver a figura abaixo: DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12013 Os preços e as tarifas dos sectores consumidores em Angola, acima ilustrados, são consi- derados não atractivos para os produtores em comparação com os do mercado internacional. Historicamente, a inviabilidade comercial do Gás Natural doméstico tem desencorajado o investimento nos projectos de gás, devido a não garantia de retorno desses investimentos. Para efeitos de comparação entre os preços locais e internacionais, ver a figura abaixo: Global (USD/MMBTU) GN (LNG - Gás Metano/ Etano) $9,00 > 50% $6 Residencial (LPG Butano) $8,53 $20,47 $3 Transporte (Gasole) $5 Industrial (s iderugia, cimento, $4,00 ferro, etc) $4 Petroquímica (Fertilizantes e $4,86 metanol) $4 Energia Eléctrica $29,31 $6 Gráfico 25 - Comparação do Preço do Consumidor Local (Angola) vs. Internacional pelo valor energético (USD/MMBTU) Conforme mostra a figura acima, a compra do Gás Natural no mercado global para a comer- Conforme mostra a figura acima, a compra do Gás Natural no mercado global para cialização em Angola, ao preço pago pelo cliente final tem retorno negativo. Observa-se comercialização em Angola, ao preço pago pelo cliente final tem retorno negativo. também queseos Observa- preçosque também doosconsumidor local são inferiores preços consumidor aos preços local são inferiores globais aos 26 dos 29 variados preços globais sectores, essencialmente dos variados para os da energia sectores, essencialmente para eléctrica e transporte os da energia eléctrica (gasóleo). e transporte (gasóleo). O uso do Gás Natural nos Sectores Energético, Industrial e outros, em substituição dos com- O uso do Gás Natural nos sectores energético, industrial e outros, em substituição dos bustíveis líquidos, combustíveis mostra-se líquidos, mais mais mostra-seatractivo pelo facto atractivo pelode reduzir facto de os custos reduzir os em mais custos emde 50%. O mais preço de do 50%.Gás Natural O preço doéGás mais competitivo Natural é mais em comparação competitivo em com as outras comparação comfontes de fontes combustível. as outras de combustível. Porém, o preço baixo dos produtos comercializados no mercado Porém, o preço baixo dos produtos comercializados no mercado local, decorrente da local, subven- decorrente da subvenção, desincentiva o investimento privado devido a inexistência de ção, desincentiva margem o investimento privado devido a inexistência de margem de retorno. de retorno. Ainda assim, mesmo sem incentivos, o preço global do Gás Natural é mais atractivo que o do gasóleo, daí a recomendação do seu uso em substituição deste. 29 Preço Global é considerado de acordo ao preço de venda a grosso ALNG (LPG, LNG) e fontes publicas sobre o mercado de fertilizantes, combustíveis e energético 26 Preço Global é considerado de acordo ao preço de venda a grosso ALNG (LPG, LNG) e fontes públicas sobre o mercado de fertilizantes, combustíveis e energético. 122 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12014 A tarifa do Gás Natural deve considerar os custos de transporte e de distribuição que serão objecto de uma política de regulação a cargo da entidade reguladora competente. Preconiza-se para o incentivo ao desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural uma regulamentação que promova o investimento. 8.1.1. Preço Local do Gás Natural O preço do Gás Natural para o consumo local deve incentivar o seu uso nos Sectores Petroquímico, Energético, Industrial, Transporte, Residencial e Comercial. A formação de pre- ços deve proporcionar confiança e transparência, tanto ao comprador como ao vendedor, de forma a permitir o comércio efectivo e o crescimento do mercado, ou seja, o preço deve ser concorrencial, de modo a incentivar o produtor a vender o gás natural no mercado local. Igualmente, o preço do gás poderá estar reflectido no produto do consumidor/cliente final, quer seja o preço dos produtos adquiridos localmente ou exportados, tais como: fertilizantes, metanol, produtos industriais, tarifa eléctrica, etc. Entende-se que a exportação do excedente desses produtos provenientes do Gás Natural irá permitir a arrecadação de divisas e o retorno do investimento. Com isso, reconhece-se a necessidade de tornar competitivo o mercado doméstico em termos de preço, considerando a venda do LNG produzido em Angola para os mercados mais atractivos, o que poderá impactar negativamente na industrialização do País. Para a industrialização do País, espera-se que seja alcançado um consumo de até 30% do Gás Natural excedentário, a curto e médio prazos. O Gás Natural para a produção de fertili- zantes, metanol ou indústria deve ter prioridade sobre a exportação de energia e deve ser regulado. Porém, as grandes centrais eléctricas, que tenham excedente para a exportação de energia, terão de competir pelo preço do Gás Natural através de um leilão ou de um outro modelo por definir, (ver gráfico abaixo). Espera-se que o fornecimento de Gás Natural para a industrialização do País, atinja, a curto-médio prazos, um consumo de até 30% do total do Gás Excedentário e seja adquirido a um preço regulado, semi-regulado ou livre (ver gráfico 23, acima), que viabilize as indústrias, podendo esta quantidade de gás aumentar na medida em que crescem as infra-estruturas para o consumo doméstico, de formas a mitigar a dispersão dos recursos e melhor optimizar a utilização das infra-estruturas e investimento de capital das mesmas. Entende-se que, o desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural a curto, médio e longo prazos permitirá reduzir significativamente a importação de vários produtos essenciais para Angola e, ao mesmo tempo, permitir o seu crescimento industrial. Para o alcance desse objectivo, alguns modelos económicos para a atracção do promotor encontram-se descritos abaixo: i. Preços regulados de acordo a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) do Produtor ou for- necedor do gás; ii. Preços regulados de acordo com a indexação ao preço de venda dos produtos como: fertilizantes, metanol e tarifa de energia. i. preços regulados de acordo a Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) do Produtor ou fornecedor do gás; ii. preços regulados deDEacordo DIÁRIO DA REPÚBLICA com DE 21 DE MARÇO a 2025 indexação ao preço deI SÉRIE, vendaN.ºdos 53 | 12015 produtos como: fertilizantes, metanol e tarifa de energia; A tarifa de de A tarifa incentivo parapara incentivo motivar o investidor motivar poderá o investidor ser, em poderá ser,alguns casos,casos, em alguns a variação do a variação do preço com base no Índice de Preço do Consumidor (IPC), subtraído da meta de preço com base no Índice de Preço do Consumidor (IPC), subtraído da meta de produtividade produtividade (X) e adicionado a uma contingência (Y). (X) e adicionado a uma contingência (Y). i. (ΔP i. (ΔP= IPC - X +– Y); = IPC X + Y) ii. ii. Preço preço regulado regulado dede acordo acordo coma aindexação com indexaçãoaosaoslíquidos. líquidos. OsOs preços preços considerados considerados nosnos modelos modelos supracitados supracitados, podempodem ser classificados ser classificados comocomo ilustrailustra a figura a a aseguir, figura seguir,sendo sendoaplicados de acordo aplicados de acordoaosaosectores sectores estratégicos estratégicos parapara a industrialização e industrialização e desenvolvimento desenvolvimento dodoPaís. país. Espera-se Espera-se que queoo fornecimento fornecimento dede Gás Gás Naturalpara Natural paraa aindustrialização industrializaçãodo dopaís, País atinja, atinja, aa curto- -médio médio curto- prazos, um consumo prazos, um de consumoaté de 30%atédo 30% total do do Gás Excedentário e total do Gás seja e Excedentário adquirido seja a um adquirido preço a um preço regulado, regulado,ou livre semi-regulado semi-regulado ou livre (ver gráfico 23, (ver gráfico acima), que 23, acima), viabilize as que indústrias, viabilize as indústrias, podendo esta quantidade de gás aumentar podendo esta quantidade de gás aumentar na medida em que crescem as infra-estruturas na medida em que crescem as infraestruturas para o consumo doméstico, de formas a mitigar a dispersão dos para o consumo doméstico, de formas a mitigar a dispersão dos recursos e melhor optimizar a recursos e melhor optimizar a utilização das infraestruturas e investimento capital das utilização mesmas. das infra-estruturas e investimento de capital das mesmas. Mercado Livre Semi-Regulado Regulado Semi-Regulado Regulado Mercado Livre $- $2 $4 $6 $8 $10 $12 Gráfico 26 - Classificação e previsão da regulamentação do preço do Gás Natural. Preços Regulados — visa o desenvolvimento de sectores chaves para o País em que o produto final tem um preço baixo em comparação aos demais sectores, como ferti- lizantes. Preços regulados com base na obrigação de gás doméstico (DOMGAS) por 124 acordos entre o Estado/Concessionária (ANPG) e investidores da cadeia. Preços Semi-Regulados — visa o desenvolvimento de projectos nos sectores energéticos e combustíveis onde o preço final pago pelo consumidor permite uma margem de lucro maior. Este preço poderá estar entre o preço de produção e o netback. Preços em Mercado Livre para permitir o comércio livre entre fornecedor e cliente e o incentivo ao investimento privado. Este preço deve ser igual ou superior ao netback. 8.1.2. Preço Global do Gás Natural Os preços mundiais de petróleo e Gás Natural estão sujeitos a grandes incertezas associa- das à oferta e procura. De acordo com a IEA27 «LNG Market trends and implications», a entrada de possíveis novos fornecimentos de GNL/LNG da América do Norte, Austrália, bem como 27 IEA — International Energy Agency. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12016 Sudeste da Ásia e Qatar, trará mais de 100 bilhões de metros cúbicos (bcm), que podem alte- rar a procura e afectar os preços no mercado internacional e mantê-los relativamente baixos dentro dos próximos 5 anos. Porém, de acordo com as necessidades energéticas e outras utili- zações dos grandes consumidores de Países asiáticos (Japão, Coreia, China e Índia), europeus, e ocorrências como furacões no mar do Golf do México, os preços globais e regionais do gás poderão ser influenciados. De acordo com o estudo da Global and Russian Energy Outlook 2010-2040, o mundo está a testemunhar uma transformação dos vários sistemas regionais de preços de gás, principal- mente devido à expansão gradual do comércio com base na competição «gás-a-gás». Todavia, mais de 60% do Gás Natural no mundo ainda é vendido a preços regulados, a preços indexados ao petróleo ou a preços estipulados por outros mecanismos. A regionalização dos preços do mercado de gás está a tornar-se mais acentuada, devido, não apenas aos mecanismos de regulação de preços, mas também a outros pressupostos como: os níveis de preços, considerando i) preços baixos estabelecidos nos últimos anos no mercado spot dos EUA, devido à produção doméstica de baixo custo; ii) preços médios fixados no mer- cado europeu, com preços híbridos (cerca de metade do gás é fornecido a preços indexados à vista e a outra metade ligada aos preços de derivados de petróleo) e devido a um excesso de fornecimento temporário de gás; e iii) preços altos observados no mercado asiático, onde as A maioria dos países em desenvolvimento obviamente manterá os preços com base na negociações são realizadas regulamentação doprincipalmente com referência governo para volumes ao preço significativos do petróleo. de gás a comercializar em seus A maioria dos Países mercados em desenvolvimento obviamente manterá os preços com base na regu- domésticos. lamentação do governo para volumes significativos de gás a comercializar em seus mercados A figura abaixo ilustra a previsão de preços de gás e estima-se que a Europa e a região Ásia- domésticos. Pacífico conhecerão um aumento notável dos mesmos. Nessas circunstâncias, o mercado A figura abaixo ilustra aestará Norte-Americano previsão numadefaixa preços de de preçogás e estima-se determinada que pela suaaprópria Europa e a região produção. Ásia-Pacífico conhecerão um aumento notável dos mesmos. Nessas circunstâncias, o mercado norte-americano estará numa faixa de preço determinada pela sua própria produção. Gráfico 27 - Previsão do preço médio ponderado de gás por mercado regional, cenário base. Gráfico 27 - Previsão do Fonte: preço ERI RAS- médio 2040de gás por mercado regional, cenário ponderado base. Fonte: ERI RAS- 2040 DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12017 Acções: a) Estabelecer a regulamentação do preço do Gás Natural28, considerando o consumidor local (tarifa de energia, preço dos fertilizantes, gás combustível, etc.) (ACP); b) Garantir o acesso ao mercado livre para compra, venda e transporte do Gás Natural para o uso energético e não energético, considerando modelos económicos actuais (ACP); c) Estudar a operação do modelo de bolsa de valores do Gás Natural como plataforma de compra e venda do gás, considerando o leilão de volumes do Gás Natural e outros modelos como contratos bilaterais, processo de alocações o fornecimento do Gás Natural a determinado preço (ACP); d) Elaborar estudos sobre taxas a aplicar aos rendimentos, bem como políticas de incenti- vos para os projectos com vista a maximizar o rendimento do Estado (ACP); e) Promover incentivos ao desenvolvimento do Gás Natural, para o uso nas centrais térmicas e transportes, considerando a oportunidade de redução dos custos com o combustível em mais de 50%, (ACP/AMP); f) Expandir as infra-estruturas a um preço viável para as indústrias, a medida que crescem as necessidades de Gás Natural para o consumo doméstico (ACP/AMP); g) Envolver o Ministério dos Recursos Minerais, Petróleo e Gás, o Ministério das Finanças, o Instituto Regulador de Derivados do Petróleo, a ANPG e outros órgãos para esta- belecer o regime de taxas, tarifas e preços a aplicar na cadeia de custos inerente ao exercício da actividade. 8.1.3. Estrutura Comercial e Movimentação do Gás Natural A ANPG é a entidade promotora e reguladora para a exploração, produção, fornecimento, transporte, armazenamento, processamento e monetização do Gás Natural. As obrigações de gás doméstico pelos Operadores, a nível contractual, e disponibilidade de gás comercial até 30% do volume, permitirão a agregação de volumes e a consolidação da oferta e/ou procura, viabi- lizando o investimento em novos gasodutos. A semelhança do Sector Eléctrico, que é de rede, onde existem entidades separadas para a produção e venda, transporte, comercialização e distribuição, o Sector do Gás Natural em Angola evoluirá para a mesma estruturação. Nesse sentido, os produtores de gás poderão ven- der o Gás Natural no ponto de entrega/polo29 determinado ou aprovado pela ANPG. Por sua vez o operador da rede de transporte levará o gás para os diferentes utilizadores e assim satis- fazer a necessidade do mercado a jusante, ver figuras 32 e 33. 28 Regulamentação do preço do gás considerando preços regulados, semi-regulados e livres, com base no índice do consu- midor local, custo de produção, transporte, netback, entre outros. 29 Hub de Gás ou Polo agregador (Físico ou Virtual) — O conceito hub é usado a nível global, servindo assim como ponto de compra e venda de Gás Natural e índice do preço do gás. A celebração de contratos com os produtos (locais ou internacio- nais) cria o equilíbrio não só no fornecimento de gás, mas também no índice de preço, podendo assim ter maior controlo sobre variação do mercado e distribuição de Gás Natural doméstico para alcance das metas. As actividades de produção e gás excedentário agregado em Cabinda e Soyo, constituem 2 polos de agregação com significante existência infra-estrutu- ras, sendo a fonte de fornecimento de gás doméstico para: Energia Eléctrica; futuro Desenvolvimento industrial da Região Norte; Desenvolvimento Petroquímico (Metanol, Amónia) e fertilizantes; com a procura de gás na Região Centro e Sul, poderão ser criados outros polos de agregação. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12018 Figura 27 – Modelo de Funcionamento no Segmento da Cadeia de Valor A flexibilidade A flexibilidade das dasfontes fontesde deprodução produçãodedenergia energia (hídrica, (hídrica, renovável e renovável dual-fuel) dual-fuel) atenua o atenua o risco de volume criado pelos diferentes períodos de entrada de projectos e novo volume risco de volume criado pelos diferentes períodos de entrada de projectos e novo volume de de oferta do upstream para a cadeia de consumidores, no downstream. oferta do upstream para a cadeia de consumidores, no downstream. A ANPG regula o fornecimento de gás, obrigações de gás doméstico e mitiga o risco de preço. A ANPG regula o fornecimento de gás, obrigações de gás doméstico e mitiga o risco de preço. Deverá assegurar-se que, em caso de subida dos preços dos produtos acabados no mercado Deverá assegurar-se internacional, que, em o Estado casoa de reduza subida dos atribuição preços dosOsprodutos de subsídios. acabados distribuidores no mercado estatais de adubos utilizarão a produção nacional para substituir as importações, comprando assim internacional, o Estado reduza a atribuição de subsídios. Os distribuidores estatais de adubos a preços ligados aos mercados internacionais o que não introduz riscos adicionais (isso utilizarão a produção nacional para substituir as importações, comprando assim a preços liga- representará uma poupança palpável). Alternativamente, para outros projectos (Ex: dosiderurgia aos mercados internacionais - sector o quede mineiro) o preço não introduz venda riscos do gás adicionais natural (isso representará do upstream ao mercado uma tambémpalpável). poupança poderá estar indexado aospara Alternativamente, preços internacionais outros projectos (Ex:dos produtos siderurgia acabados, — Sector Mineiro) transferindo o risco da entidade estatal para o segmento upstream. o preço de venda do gás natural do upstream ao mercado também poderá estar indexado aos preços internacionais Porém, por dos do determinação produtos acabados, transferindo Governo/MIREMPET, caberá aoANPG risco da entidade o disponibilizarestatal gás nopara o mercadoupstream. segmento nacional considerando o Plano de Desenvolvimento Nacional (PDN) e suas metas. Todavia, o acesso à rede de transporte e distribuição de gás por terceiros (gás importado Porém, pore determinação distribuidoras)do deverá ser livre e regulado Governo/MIREMPET, para agarantir caberá ANPG a competitividade disponibilizar o gás no do preço. mercado nacional, considerando o Plano de Desenvolvimento Nacional (PDN) e suas metas. Todavia, o acesso à rede de transporte e distribuição de gás por terceiros (gás importado e dis- tribuidoras) deverá ser livre e regulado para garantir a competitividade do preço. Nesta conformidade, o Plano Director do Gás Natural observará princípios que, pela sua natureza, são decisivos para o desenvolvimento sustentável do País, com implementação de 129 um sistema de gestão eficiente e redução de monopólios. A figura a seguir ilustra um modelo mais detalhado de fornecimento e gestão de gás. Nesta conformidade, o Plano Director do Gás Natural observará princípios que, pela sua natureza, são decisivos para o desenvolvimento sustentável do país, com implementação de um sistema de gestão eficiente e redução de monopólios. A figura a seguir ilustra um DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12019 modelo mais detalhado de fornecimento e gestão de gás. Figura 28 - Modelo de fornecimento e Gestão de gás. Fonte: ANPG ParaPara alémalém do polo do polo deexiste de gás, gás, existe a oportunidade a oportunidade de investimento de investimento privadoprivado no fornecimento no fornecimento degás de gáspara parao sector o Sector Energético, energético, comocomo por exemplo por exemplo «Power “Power Purchase Purchase Agreement» Agreement” (PPA) ou(PPA) ou «LNGtoto “LNG Power”, Power»,bem bem como como a criação criação de infra-estruturas de infraestruturas de transporte, de transporte, para o fornecimento para o fornecimento de Gás Natural à indústria e a outros sectores. de Gás Natural à indústria e a outros sectores. Porém, Porém, deve-se deve-se considerar considerar sempre sempre os os prazos, prazos, períodos períodos e e existência existência de de gásgás produzido pelos produzido pelos Operadores Operadores locais.locais. Os investidores Os investidores privadosprivados poderãopoderão apresentar apresentar soluções soluções de de financiamento financiamento integrado para entrega do gás até aos consumidores finais e a ANPG integrado para promoverá a entrega o ambiente do gás até regulatório aosoconsumidores para investimento,finais e a ANPG podendo promoverá aprovar o gestor odoambiente regulatório para o investimento, mercado/plataforma podendo (comercialização local eaprovar o gestor do mercado/plataforma (comercia- infraestruturas). lização, local e infra-estruturas). A importação de Gás Natural em Angola, quer seja seco ou liquefeito, deverá ser regu- lada de forma a garantir o escoamento da produção local e a redução da importação para o benefício económico do País. O MIREMPET 130 e a ANPG devem garantir a regulamentação da importação de Gás Natural sempre que viável, a fim de permitir o uso eficiente dos recursos de hidrocarbonetos. 8.1.4. Gestão da Movimentação do Gás Natural A distribuição de funções e responsabilidades no segmento do midstream terá um impacto crítico na atractividade do investimento no interesse do investidor privado. A figura abaixo ilus- tra o modelo de gestão do fornecimento de gás e infra-estruturas afins. 8.1.4 Gestão da Movimentação do Gás Natural A distribuição de funções e responsabilidades no segmento do midstream terá um impacto DIÁRIO crítico DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO na atractividade do investimento noDEinteresse 2025 do investidor Iprivado. SÉRIE, N.º A 53figura | 12020 abaixo ilustra o modelo de gestão do fornecimento de gás e infraestruturas afins. Figura 29- Gestão e Movimentação de Gás Natural ao Mercado Doméstico, EssaEssa estrutura de de estrutura gestão do Gás gestão Natural do Gás apresenta-se Natural adequada apresenta-se para a adequada parafase inicial a fase do do inicialmer- mercado doméstico cado doméstico de Gáspara de Gás Natural Natural para estimular estimular o seu crescimento. o seu crescimento. Todavia,Todavia, a estrutura a estrutura deve ser deve ser revista ao longo do tempo e adaptada a evolução da indústria. revista ao longo do tempo e adaptada a evolução da indústria. A A ANPGANPGé aé a entidade entidadepromotora promotora e ereguladora reguladorapara paraoofornecimento fornecimento de gás doméstico de gás domésticoeepela pela gestãogestão eficiente eficiente e responsável e responsável dos recursos dos recursos de Gásde gás natural Natural de forma de forma a maximizar a maximizar a criação a criação de de valor para o Estado, e seus projectos estruturantes. valor para o Estado, e seus projectos estruturantes. Considerando a disponibilidade de gás registada pela ANPG, a mesma garantirá a acumu- lação de volumes de gás de vários blocos fornecedores, obrigações de gás doméstico e promoverá fórum com o operador da rede de gasodutos e transporte de forma a viabilizar 131 e construir infra-estruturas de gás eficientes e sustentáveis. A ANPG autorizará a construção e operações de gasodutos de escoamento, transporte, unidades de processamento, centrais petroquímicas e centrais de liquefacção. As infra-estruturas de gás geradoras de benefícios económicos e sociais para o Estado, tais como projectos estratégicos e prioritários que mere- cerão o investimento e financiamento do Estado, por meio de empresas públicas (Sonagás e Energias Renováveis), público-privadas, ou outros meios aplicáveis. A separação do fornecedor de gás e o operador da rede de gás permitirá a aplicação de tari- fas justas e transparentes para a utilização de infra-estruturas, para impedir a criação de um monopólio ou potencial conflitos de interesses no funcionamento de infra-estrutura e acesso as mesmas. A estrutura comercial representada na figura acima, é consistente com a activi- dade da entidade SOMG ou Sonagás, para a operação e manutenção de gasodutos, de forma separada da comercialização do Gás Natural. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12021 A gestão das operações30 e infra-estruturas deve ser definida considerando o carregamento e transporte de gás para um polo do gás (único ou regional). As estruturas e políticas devem encorajar a concorrência a todos os níveis, excepto quando existam monopólios naturais, por exemplo, portos, terminais e gasodutos onde o acesso de terceiros deve ser disponibi- lizado utilizando mecanismos reguladores que sejam justos e permitam a transparência e a concorrência. O gestor da plataforma de gás, ANPG, em articulação com o operador da rede, deverá con- tinuamente executar análises de procura, alinhada com o Plano Geral de Necessidades de Gás (PGNG), para garantir futuros contratos de Gás Natural a curto, médio e longo prazos, que jus- tifiquem investimentos no transporte e distribuição do Gás Natural por gasodutos ao longo do País e actualização do Plano de Expansão da Rede de Transporte e Distribuição de gás (PERTD). A garantia de fornecimento do Gás Natural, livre de interrupções a longo prazo, é preferí- vel, pelo que se incentiva o investimento público ou privado em infra-estruturas, assegurando o retorno esperado. Os projectos considerados prioritários (Sector Mineiro, Petroquímico, Industrial e Energético) identificados como os geradores de maiores benefícios para o Estado devem apresentar as seguintes condições: a) O volume total de gás em MMSCFD pretendido durante um período de 20 anos; b) O preço do gás em USD/MMBTU e mecanismo de variação anual do preço do gás; c) O volume de produção dos diversos produtos acabados, em toneladas ano; d) A localização de implementação do projecto, considerando os incentivos ao investi- mento privado; e) Qualificações técnicas e financeiras. Acções: a) Garantir as obrigações de DOMGÁS e promover a disponibilidade do Gás Natural pelas Operadoras ao polo de Gás, cabendo a esta, por notificação da ANPG e/ou órgão competente (MIREMPET), considerar a venda aos projectos estratégicos no mercado nacional e a preço regulado, semi-regulado ou livre (ACP); b) Esclarecer as responsabilidades dos diferentes sectores que participam ou têm inte- resse no mercado de gás, para garantir maior impacto e abrangência das decisões de investimento, principalmente nos projectos de Gás Natural à jusante da cadeia (ACP); c) Coordenar e aprovar tarifas para o uso de gasodutos de acordo com o investimento (público, público-privado ou privado). Garantir que as regras de funcionamento sejam claramente definidas, públicas e que forneçam acesso a todos os potenciais usuários do sistema de gasodutos (ACP/AMP); 30 Para Operações dos gasodutos, existe a SOMG constituída em 2009 — Sociedade de Operações e Manutenção de Gaso- dutos: responsável pela operação dos gasodutos e pelo transporte de gás e líquidos de Gás Natural para a fábrica de gás, a partir de plataformas de produção ao largo da costa angolana, bem como entre ALNG a Central de Ciclo combinado do Soyo, CCCS. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12022 d) Assegurar a utilização das receitas, alocando-as onde forem necessárias de forma que o uso do Gás Natural contribua para a diversificação da economia, criação de valor acrescentado para a indústria e demais sectores, como o apoio para o desenvolvi- mento das áreas de suporte e logística (ACP); e) Identificar as necessidades e locais de implantação das infra-estruturas. Definir como serão criadas as infra-estruturas necessárias para a expedição do Gás Natural (gaso- dutos, portos, estradas e aeroportos) a tempo de satisfazer as necessidades das comunidades que vão hospedar esses empreendimentos; f) Coordenar, com o sector que trata da planificação da electricidade, entre outros, o desenvolvimento de infra-estruturas para o fornecimento de gás (ACP); g) Propor o modelo prático e transitório de inclusão de pequenas e médias empresas locais na cadeia de fornecimento e distribuição do Gás Natural (ACP); h) Garantir, através da coordenação ministerial, a construção em terra (no Cuanza-Sul, Benguela ou Namibe), de uma planta de processamento e fornecimento do Gás Natu- ral (ACP); i) Orientar a participação do Sector Financeiro na realização dos investimentos locais necessários de modo que a economia continue a crescer de forma sustentável com a participação das empresas nacionais (pequenas e médias empresas), (ACP); j) Promover parcerias com as empresas interessadas e com know-how reconhecido na área do Gás Natural, considerando a complexidade tecnológica e o investimento ele- vado (ACP); k) Envolver e dar a conhecer aos Governos e Administrações Locais o processo de expan- são da rede de gasodutos, tendo em conta o acesso a terra; l) Promover a constituição da Comissão Intersectorial de Acompanhamento da imple- mentação e monitoramento do Plano Director do Gás (ACP); m) Criar quadro regulatório para o desenvolvimento de Gás Natural por meio do financia- mento, créditos bancários (mercado capital) e permitir o investimento de empresas nacionais e estrangeiras, na implementação do projecto do PDG (ACP). 8.2. Sustentabilidade Social 8.2.1. Capital Humano e Conteúdo Local A sustentabilidade da actividade de extracção dos recursos minerais passa por um equilíbrio entre as esferas social, económica e ambiental. A política para o desenvolvimento do con- teúdo local e do capital humano é um dos destaques do Plano de Desenvolvimento Nacional (PDN 2018-2022) e a Lei n.º 271/20, de 20 de Outubro (Conteúdo Local do Sector Petrolífero). A implementação das políticas sobre o desenvolvimento do conteúdo local e do capital humano requer uma intervenção de vários actores do Sector do Gás Natural para que as opor- tunidades de participação estejam garantidas aos angolanos, cuja capacitação profissional constitui um ingrediente essencial para esse efeito. Igualmente, as companhias nacionais pres- tadoras de bens e serviços deverão esforçar-se para fortalecerem as suas capacidades de servir toda cadeia de valor do Gás Natural. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12023 Os serviços das empresas com mão-de-obra nacional deverão ser priorizados de forma a elevar o nível de vida das populações e rentabilidade das empresas. Portanto, um desenvolvi- mento contínuo das competências dos quadros nacionais no domínio do Gás Natural é crucial para a implementação exitosa do PDG, que deverá ser precedido de um programa de formação cuja implementação deve ter início imediatamente após a aprovação do PDG, mas que não se limite ao seguinte escopo: a) Garantir quadros suficientes e qualificados para o sector; b) Dar resposta adequada e suficiente para a angolanização durante a implementação do PDG; c) Criar uma academia especializada para a formação na cadeia completa do gás e seus derivados, devendo ser tutelada pelo MIREMPET; d) Garantir Programa de Desenvolvimento Comunitário e responsabilidade social corpo- rativa. A execução do Plano Director do Gás Natural trará novos investimentos em infra-estruturas e deve acautelar a utilização dos produtos internos sempre que disponíveis a preços com- petitivos. As Indústrias Mineira e Petroquímica deverão criar as condições para que os seus produtos sejam usados localmente, aumentado assim o valor agregado e reduzindo os custos de importação. Acções: a) Garantir a formação técnica e profissional dos angolanos, considerando as especiali- dades necessárias para o desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural (ACP); b) Promover um currículo integrado, visando o desenvolvimento do Gás Natural, incluindo parcerias com instituições académicas e profissionais, para a integração nas activida- des da cadeia de valor do Gás Natural (ACP/AMP); c) Criar capacidade profissional interna especializada e serviços para operar e gerar emprego para os nacionais e garantir a manutenção dos equipamentos e demais infra-estruturas (ACP/AMP); d) Garantir para que o desenvolvimento das descobertas de Gás Natural, a construção de gasodutos e de outras infra-estruturas concorram para o desenvolvimento das cida- des próximas das zonas de operações (ACP/AMP); e) Promover a inclusão de pequenas e médias empresas e mecanismos adequados que estimulem o uso do Gás Natural para o desenvolvimento da cadeia de valor (ACP/ AMP); f) Criar estímulos ao desenvolvimento do Gás Natural através do financiamento, via cré- dito bancário, considerando a entrada de empresas no mercado de capitais (títulos, fundos), de modo que investidores nacionais e estrangeiros possam participar na implementação dos projectos de Gás Natural (ACP/AMP); DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12024 g) Promover a participação do cidadão e das empresas locais na construção de infra- -estruturas, nomeadamente terminais, estradas, gasodutos, caminhos-de-ferro e centrais térmicas, para o transporte e distribuição do gás ao consumidor (ACP/AMP); h) Assegurar e/ou monitorar a implementação do Decreto Presidencial n.º 271/20, sobre o Conteúdo Local no Sector dos Petróleos. 8.2.2. Impacto Esperado Socioeconómico Com o alcance das metas e execução das acções, espera-se um ambiente de negócio susten- tável com os seguintes indicadores: i) quadro regulatório que promova o desenvolvimento da Indústria do Gás Natural; ii) incentivo contínuo ao investimento das partes interessadas. Neste contexto, apresentam-se alguns dos impactos esperados: a) Aumento da oferta de matéria-prima, produtos e subprodutos para a indústria e comércio a preços mais competitivos; b) Redução dos custos de importação face a maior utilização do Gás Natural; c) Maior disponibilidade de divisas face à redução da importação do diesel e dos produtos derivados da indústria petroquímica; d) Gestão macroeconómica sólida e estável, considerando a redução da importação de outros combustíveis líquidos e produtos petroquímicos (fertilizantes, metanol e olefi- nas), com efeito multiplicador no Sector Agrícola e serviços de apoio à indústria; e) Equilíbrio na balança de pagamento com a exportação de produtos dos sectores em crescimento; f) Investimento em infra-estruturas para permitir a prestação de serviços adequados aos projectos de desenvolvimento nacional. Criação de condições para transporte de Gás Natural por gasodutos, via rodoviária e ferroviária para os centros de procura; g) Um sistema financeiro participativo e robusto que sustente a realização dos investi- mentos locais necessários; h) Substituição das importações das matérias-primas, subprodutos e produtos para a indústria e comércio, a preços mais competitivos como resultado de uma maior oferta local; i) Diversificação da economia com o fomento da agricultura e indústria, etc.; j) Aumento da receita fiscal do Estado; k) Aumento da oferta de energia eléctrica, que impactará na melhoria do bem-estar da população; l) Desenvolvimento de projectos de Gás Natural existentes e novos; m) Aparecimento de novos negócios de transporte e distribuição de Gás Natural; n) Fomento e implementação de projectos petroquímico e industriais, etc.; o) Fomento e implementação de empresas e projectos para a prestação de serviço no suporte ao funcionamento da cadeia de valor. Com o desenvolvimento diversificado do Sector do Gás Natural, o País terá em funcionamento fábricas no Sector Industrial (Petroquímica, Siderúrgica e Cimenteira), infra-estruturas neces- sárias para o transporte, fornecimento e distribuição do Gás Natural, garantindo a participação de empresas locais e o fomento de emprego directo e indirecto, assim como a diversificação da economia nacional. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12025 A substituição da gasolina ou gasóleo pelo Gás Natural nos transportes irá contribuir para uma melhor economia dos automobilistas por ter um preço mais acessível e simultaneamente reduz a poluição do meio ambiente, reduz as doenças respiratórias e outras associadas à baixa qualidade do ar. 8.3. Sustentabilidade Ambiental A consciência ambiental é crucial para o desenvolvimento sustentável de qualquer actividade económica e as operações petrolíferas não fogem a essa regra. Nesse contexto, elas devem ocorrer em observação estrita do respeito e preservação da biodiversidade. Para tal, os projec- tos de exploração e produção de gás deverão ser executados em estrito cumprimento com a legislação vigente para a protecção do ambiente, assim como estarem em alinhamento com os Princípios do Equador de formas a contribuírem no alcance dos objectivos de Desenvolvimento Sustentável no geral e dos Acordos de Paris em específico. As lições aprendidas dos incidentes/acidentes ocorridos na indústria petrolífera angolana e internacional demonstram que não haverá desenvolvimento sustentável do Sector Petrolífero, enquanto as respectivas operações danificarem o meio ambiente e colocarem em risco a vida das pessoas e os seus meios de subsistência, pelo que dever-se-á: i. Promover a contínua monitorização da qualidade da água, ar e tratamento dos solos, considerando a recolha de amostras de análise dos parâmetros físico-quími- cos, biológicos e atmosféricos, tecidos de peixe, bem como Gases de Efeito Estufa, em colaboração com as instituições governamentais e respeitar a biodiversidade (AGP); ii. Garantir a conformidade dos Estudos de Impacto Ambiental dos projectos de Gás Natural, considerando e não limitado ao traçado de novos gasodutos e infra-estru- turas ao longo do País (ACP/AMP); iii. Promover a pesquisa e a criação de medidas de mitigação voltadas à recuperação ambiental de áreas que passaram pelo processo de desactivação de instalações (ACP/AMP); iv. Elaboração de um programa de redução do CO2 de maneira a cumprir com os prin- cipais padrões internacionais e nacionais sobre a redução das emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) 2035, (ACP); v. Garantir que todas as actividades da indústria do Gás Natural estejam em conformi- dade com as normas de segurança e protecção ambiental. 8.3.1. Impacto Esperado Ambiental A substituição de combustíveis tradicionais, como gasolina e gasóleo nos transportes, cen- trais térmicas e geradores, pelo Gás Natural, contribuirá positivamente para a redução dos níveis de poluição atmosférica e, consequentemente, irá contribuir para a preservação ambiental. Os impactos ambientais derivados da implementação de projectos dependem da sua locali- zação, por esta razão, a definição dos locais poderá ser crucial para evitar ou minimizar impactos adversos. No entanto, é pertinente reforçar que qualquer que seja a localização dos projectos, deverão ser elaborados os estudos de impacto ambiental previstos por lei. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12026 Como é sabido, a actividade petrolífera tem um potencial elevado para poluir o meio ambiente. Esta realidade não deverá constituir impedimento para o desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural, pelo histórico e aprendizado da indústria petrolífera angolana. O desenvolvi- mento do Gás Natural, cria uma oportunidade de redução de emissão de gases nocivos ao meio ambiente, e deverá ter como base as leis e regulamentos sobre impacto ambiental, bem como nos procedimentos de licenciamento e regulamentos de protecção ambiental, nomeadamente a Lei n.º 5/98, de 19 de Junho — Lei de Bases do Ambiente, Decreto Presidencial n.º 117/20, de 22 de Abril — Regulamento Geral da Avaliação de Impacto Ambiental e do Procedimento de Licenciamento Ambiental, e do Decreto n.º 39/00, de 10 de Outubro — Regula a Protecção do Ambiente no Decurso das Actividades Petrolíferas, para garantir a sua preservação, no que concerne a saúde, água, solo e subsolo, ar, flora e fauna, ecossistemas, paisagem, atmosfera e valores culturais, arqueológicos, estéticos e define o regime de protecção do ambiente a que ficam sujeitas as actividades petrolíferas, quer em terra quer no mar. Nesta senda, o uso do Gás Natural deve ser visto também à luz da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas e do Protocolo de Quioto, onde Angola é membro e subscritor. Sendo o Gás Natural uma fonte de energia mais limpa em relação aos demais hidro- carbonetos, o seu uso, tanto como fonte energética e como matéria-prima, deve ser prioritário à luz da transição energética. 9. INTEGRAÇÃO REGIONAL Os Países da Comunidade para o Desenvolvimento da África Austral (SADC) acordaram a necessidade de cooperar e desenvolver colectivamente projectos que sejam benéficos para a região, em conformidade com o Protocolo sobre Energia da SADC de 1996 (em revisão). Nesta senda, durante a 38.ª Cimeira dos Chefes de Estado e de Governo da SADC, realizada na Namíbia, em Agosto de 2018, o Secretariado da SADC foi orientado para operacionalizar o Comité Regional do Gás e desenvolver o Plano Director de Gás Regional (PDRG). Assim, o PDRG considerou previsões da procura de gás em 10 (dez) Estados-Membros da SADC, nomeadamente Angola, República Democrática do Congo, Malawi, Maurícias, Moçambique, Namíbia, África do Sul, Tanzânia, Zâmbia e Zimbabwe; e em 2 (dois) Países não membros da SADC, designadamente Etiópia e Quénia. Angola tem a oportunidade de cooperação com os Países vizinhos, tais como a República Democrática do Congo, Namíbia e Zâmbia. O Gás Natural pode chegar a esses mercados por via rodoviária ou ferroviária, uma vez criadas as condições para o efeito. De igual modo, no âmbito da Southern África Power Pool (SAPP), a energia gerada pela Central de Ciclo Combinado do Soyo poderá ser integrada na rede de energia da África Austral. Todas as acções acima mencionadas serão levadas a cabo, salvaguardando a estratégia de segurança das fronteiras marítima, terrestres e aérea a ser gizada pelo Ministério da Defesa de Angola. Igualmente, existe a possibilidade de importação de Gás Natural (LNG, LPG) dos demais Países da SADC, a longo prazo, como exemplo, Moçambique (Bacia do Rovuma) cujos recursos e reservas estão estimadas em mais de 170 TCF. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12027 O PDG de Angola está alinhado com os objectivos de desenvolvimento do mercado regio- nal, a médio e longo prazos, com base nos seguintes pressupostos: i) Transporte de LNG do Soyo para zonas de procura interna através de infra-estruturas rodoviárias e ferroviárias; ii) Transporte de LNG através de meios convencionais ou de pequena escala para os nós de procura regional; iii) Transporte de LPG para a República Democrática do Congo, por via rodo- viária ou ferroviária. Porém, com base nas necessidades da Indústria Petroquímica (produção de fertilizantes e metanol) o uso de gás para sectores como transporte e indústria, a exportação de energia, por meio do gás, da Central do Soyo, poderá ser viável apenas a médio e longo prazos. De acordo com o PDRG, a procura de gás de Angola nos Sectores Energético, Industrial, Transporte e Petroquímica será de 73,5 Peta joules (PJ)31 (~ 69.7 x 1012 BTU/Ano ou ~ 191 x 103 MMBTU/D) em 2030, distribuídos: Sector Energético (eléctrico) 38 PJ (99 x 103 MMBTU/D), Sector Petroquímico 28 PJ (73 x 103 MMBTU/D), Sector de Transporte e Industrial 5 PJ (13 x 103 MMBTU/D) e 2 PJ (6 x 103 MMBTU/D), respectivamente, como ilustra a figura 35. A procura total diária de gás para Angola em 2030 (PDG) está estimada em cerca de 315 mil MMBTU, distribuídos da seguinte forma: Sectores Eléctrico (150 x 103 MMBTU/D), Petroquímico (90 x 103 MMBTU/D), Industrial de (50 x 103 MMBTUD/D), Transporte (20 x 103 MMBTU/D) e Comércio/Residencial 5 x 103 MMBTU/D). Como perspectiva de Desenvolvimento da África Austral (SADC) considerando os recur- sos de Gás Natural, apresentam-se abaixo algumas informações sobre o potencial, previsões de desenvolvimento e uso do gás em Moçambique, Tanzânia, Zâmbia, África do Sul e outros Países não membros da SADC, como por exemplo o Gana. Além disso, o Gás Natural para a produção de energia eléctrica oferece aos Países produto- res e à região tarifas mais competitivas. Com infra-estruturas adequadas, essa fonte de energia poderá ser suficientemente atractiva para incentivar o investimento em sectores de agregação de valor na cadeia das commodities. 31 1 PJ — Um (1) Peta Joules equivale a 10A15 Joules — Considerando a conversão energética de 1 MMBTU por 1055 Me- gajoules. 73.5 x10^15 joules aproximadamente 69,7 mm MMBTU por Ano ~ (192 mil MMBTU/D). DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12028 Tabela 12: Preços comparativos de Energia de projectos Independentes na região (Power Africa- Gas Roadmap to 2030). Tipo de Projectos Produtores Independentes de Energia (PIEs) Tarifa [c/KWh] Grandes Hídricas Bujagali em Uganda (250 MW) e, mais recentemente, Itezhi 10 Tezhi na Zâmbia (120 MW). Bujagali, tem uma tarifa de US $ 0,10 / kWh, ajudou a compensar as instalações térmicas mais caras (US $ 0,24-0,27 / kWh) no país. Os preços que actuamente reflectem os custos na Zâmbia são de $ 0,10 / kWh. PIEs de mini-hídricas (<20 MW) tiveram um aumento da 10 actividade, particularmente no Uganda. As mini-hídricas Mini-Hídricas (em torno de US $ 0,099 / kWh) têm custos inferiores as alternativas térmicas (óleo combustível pesado, HFO), que dependem de combustível importado. O projecto queniano datado de 1999 (OrPower) tem uma 9 tarifa de $ 0,09 / kWh. Esta PIE geotérmica é somente Geotérmicas ligeiremante mais cara do que as geotérmicas estatais (US $ 0,07 / kWh). Os PIEs de biomassa estão bem estabelecidos nas 5 Maurícias, África do Sul, Quênia, Uganda e, mais recentemente, Angola. A fábrica Mumias PIE do Quênia, tem uma tarifa de US $ 0,05 / kWh, é mais competitiva do que Biomassa a geotérmica e supera qualquer alternativa de combustível para energia. As novas plantas de biomassa de Uganda (por exemplo, SEFA a 20 MW) têm uma tarifa de $ 0,10 / kWh. As Centrais Térmicas a diesel ou HFO são as mais 19 prevalecentes em todo o continente. Os preços podem Gasóleo e HFO variar entre $ 0,14 / kWh e $ 0,25 / kWh. Um dos primeiros PIEs-IPTL da Tanzânia custa tão alto quanto $ 0,31 / kWh. Estima-se que as centrais de energia de emergência na Tanzânia, que dependem de HFO, diesel e / ou combustível de aviação, custem até US $ 0,40 / kWh. . Tipo de Projectos Produtores Independentes de Energia (PIEs) Tarifa [c/KWh] Os preços dos PIEs que utilizam o gás como combustível 5 para a produção de energia eléctrica diferem Gás Natural significativamente em todo o continente, pois cada projecto é altamente 142dependente do preço do gás que frequentemente é subsidiado, dando uma impressão irreal. No entanto, um bom exemplo é o PIE Songas (190 MW) na Tanzânia com uma tarifa não subsidiada avaliada em $ 0,05 / kWh. 9.1 Moçambique Surge também como caso de estudo na região pelo a existência do gasoduto intraestadual. Tem reservas de gás provadas (1P) de aproximadamente 170 TCF (PDGR, 2018), sendo DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12029 9.1. Moçambique Surge também como caso de estudo na região pela existência do gasoduto intraestadual. Tem reservas de gás provadas (IP) de aproximadamente 170 TCF (PDGR, 2018), sendo as maio- res da SADC. Essas reservas serão desenvolvidas e comercializadas com base na exportação de LNG. Isso teve início com o desenvolvimento de uma instalação flutuante de LNG no campo Coral, na Área 4, operada pela Eni. Está em curso um Plano de Desenvolvimento conjunto (POD), para a concessão da Área 1, operada pela Anadarko, que prevê a construção de uma fábrica de liquefação em onshore para a exportação de LNG. Adicionalmente, estão em curso estudos para o desenvolvimento das oportunidades de gás da Bacia do Rovuma para o apoio ao desenvolvimento industrial, comercial e agrícola, e como consequência gerar empregos. Porém, os conflitos existentes na região poderão adiar a con- cretização desses projectos. Para as infra-estruturas de distribuição no sul de Moçambique, a KOGAS (Empresa Sul Coreana de Gás) está a investir no fornecimento de gás na área de Maputo/Matola. A KANGV (Associação Sul Coreana de Veículos a Gás) tem promovido o uso de veículos de Gás Natural na área, entretanto, Moçambique tem recursos administrativos limitados e outras grandes priori- dades, por isso o transporte alimentado a gás continua a ser uma opção futura. Por outro lado, Moçambique exporta gás para a África do Sul, por via de um gasoduto de cerca de 859 km de extensão entre Temane e Secunda. A África do Sul é o maior centro de procura de gás na região da SADC, tem sofrido cortes de energia e está aumentando o uso de gás com a extensão de novos gasodutos, projecto que está em estudo. Relativamente aos preços do gás praticados, como parte do Plano Director de Gás de Moçambique, os preços netback do gás foram calculados de acordo aos líquidos (GTL), meta- nol, fertilizantes e aplicações metalúrgicas (ICF 2012). Os preços netbacks variam muito em função do preço dos produtos. Os estudos preliminares32 para o upstream, considerando CAPEX, OPEX, taxas, royalties e retorno de 15%, estimam o preço de gás em cerca de $2.5/ MMBTU e netback do LNG entre $6 a $8 /MMBTU. A Sasol é a produtora/fornecedora de gás a Moçambique e África do Sul. A Sasol e a empresa moçambicana (CMG) partilham a responsabilidade no gasoduto ROMPCO de 859 km de extensão entre Moçambique — Temane e África do Sul — Secunda. A figura abaixo ilustra o fornecimento de gás a mais de 5 pontos em Moçambique, incluindo Centrais Térmicas na África do Sul. As reservas de gás dos campos da Sasol estão estimadas em 9 anos o que traz desafios para a expansão da rede de gasodutos. Porém, a mesma tem em curso projectos de exploração e desenvolvimento de gás para a reposição das reservas. 32 Harnessing African Natural Gás, ver lista de referência. extensão entre Moçambique -Temane e África do Sul - Secunda. A figura abaixo ilustra o fornecimento de gás a mais de 5 pontos em Moçambique incluindo centrais térmicas na África do Sul. As reservas de gás dos campos da Sasol estão estimadas em 9 anos o que traz DIÁRIO DAdesafios para a expansão da rede REPÚBLICA DE de 21 gasodutos. DE MARÇO DEPorém, 2025 a mesma tem em curso projectos I SÉRIE, N.º 53 de | 12030 exploração e desenvolvimento de gás para reposição das reservas. Figura 31 -Modelo de Desenvolvimento de Gasoduto de Transporte, ROMPCO O carvão mineral representa cerca de 77% da matriz energética da África do Sul, equivalente a uma geração de energia eléctrica de cerca de 36 GW. A transição energética irá criar grandes desafios ao País e oportunidades para procura de outras fontes de energia mais limpas. 35 Harnessing African Natural Gás, ver lista de referência Actualmente, o País tem constrangimentos de energia e tem em plano projectos de gás para mitigar o défice energético e load sharing. — A África do Sul lançou um processo de licitação e RFI (Request For Information) para 9.2 África implementar o projecto. do Sul O carvão mineral representa cerc 77% da matriz energética da Áfric 144 Sul, equivalente a uma geração energia eléctrica de cerca de 36 GW transição energética irá criar gra desafios ao país e oportunidades procura de outras fontes de energia limpas. Actualmente, o país constrangimentos de energia e tem plano projectos de gás para mitig défice energético e load sharing. África do Sul lançou um process licitação e RFI (Request For Informa para implementar o projecto Figura 32 – Previsão de Infraestruturas de Gás, SA LNG to Power, a curto prazo LNG to paraa curto Power, atender uma prazo paraprocura energética atender uma procura acima de 3 energética GW. acima OGW. de 3 PaísO País prevê trazer 3 FSRU 36 no Leste (projecto Richard´s Bay LNG import com a capacidade de 1 prevê trazer 3 FSRU no Leste (projecto Richard’s Bay LNG import com a capacidade de 1 MTPA) 33 MTPA) a Sul (projecto on Ports of Ngqura-Coega) ao Oeste (a Norte de Capetown o projecto a Sul (projecto on Ports of Ngqura-Coega) Saldanha Bay). As ao Oeste (adeNorte fornecedoras LNG de Capetown serão o projecto responsáveis Saldanha das pelo fornecimento instalações flutuantes de armazenamento e regaseificação (FSRU), instalações portuárias de 33 apoio e gasodutos FSRU — Floating Storage Regasification de transmissão. Unit — Unidade de armazenamento e regaseificação; MTPA — milhões Tonela- das métricas por Ano. As necessidades de energia da África do Sul são elevadas para serem supridas apenas com energias renováveis. Para satisfação energética o gás natural está a ser visto como a alternativa mais confiável e viável. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12031 Bay). As fornecedoras de LNG serão responsáveis pelo fornecimento das instalações flutuan- tes de armazenamento e regaseificação (FSRU), instalações portuárias de apoio e gasodutos de transmissão. As necessidades de energia da África do Sul são elevadas para serem supridas apenas com energias renováveis. Para a satisfação energética, o gás natural está a ser visto como a alterna- tiva mais confiável e viável. 9.3. Zâmbia Estão em curso estudos de viabilidade para a implantação dos gasodutos de produtos refi- nados de petróleo e gás a partir do Lobito (Angola) até Lusaka (Zâmbia) com uma extensão de cerca de 1.400 km. São promotoras do projecto as empresas Industrial Development Corporation (IDC) Zâmbia Limited e a SONANGOL-E.P. cuja previsão de início de operações deverá ocorrer a medio prazo. O mesmo tem como potenciais consumidores os Sectores Energético e Mineiro. O projecto tem como objectivo reduzir o custo de energia. Cerca de 94% da geração de energia da Zâmbia é hidroeléctrica o que demonstra uma dependência elevada. O País não acompanhou o aumento da procura e com as recentes flutuações sazonais, sérias interrup- ções no abastecimento de energia, colocaram o fornecimento de energia sustentável em risco. Como consequência, investimentos significativos na produção de cobre, cobalto e níquel foram adiados, enquanto o País procura enfrentar e encontrar soluções para a actual crise energética. 9.4. Tanzânia Possui reservas de gás estimadas acima de 35 TCF (EIA, 2016), estando em curso nego- ciações entre o País e os promotores, para o desenvolvimento das principais reservas de gás do offshore, como também para a instalação de infra-estruturas para exportação de LNG até 20 MMTPA, bem como o desenvolvimento do mercado interno do gás e a possibilidade de potenciar exportações de gás para os Países vizinhos. Este pressuposto para a exportação para os Países vizinhos será um teste à sustentabilidade do comércio de Gás Natural, na região. Os estudos preliminares34 para o upstream, conside- rando CAPEX, OPEX, taxas, royalties e retorno de 15%, estimam o preço de gás entre $3 e $4 / MMBTU e o preço netback do LNG entre $6 e $8 /MMBTU. 10. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 10.1. Conclusões: a) O advento da indústria e o seu desenvolvimento têm sido acompanhados de um incremento permanente do consumo energético. O petróleo bruto tem ocupado o primeiro lugar no consumo mundial há várias décadas, sendo usado por quase todos os Sectores da Economia de um País. Contudo, a tendência mundial actual é de grande preocupação com a conservação e preservação do meio ambiente, de forma que a par do crescimento económico dos Países, também haja um desenvolvimento susten- tável, pelo que o aproveitamento do Gás Natural permitirá alcançar o crescimento e o desenvolvimento desejados; 34 Harnessing African Natural Gas, ver lista de referência. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12032 b) A caracterização da situação actual do Sector do Gás Natural destaca o problema do incumprimento da obrigação de take ou pay no âmbito do contrato de fornecimento de DOMGAS a Central de Ciclo Combinado do Soyo (CCGT) (ver recomendação a); c) O desenvolvimento do Campo Longui do Bloco 0 para o fornecimento de gás mone- tizado à Província de Cabinda pode ser um indicativo da existência de um potencial mercado (ver recomendação b); d) Garantir o fornecimento de Gás Natural a ALNG até a capacidade máxima (950 MMS- FCD p/ LNG e 125 MMSCFD p/ DOMGAS) e maximizar o desenvolvimento do mercado doméstico, garantindo a segurança energética e o uso do Gás Natural como matéria- -prima no Sector Petroquímico; e) As reservas de gás de 5,8 TCF, em 2023, estão comprometidas com a Fábrica ALNG, das quais cerca de 600 BCF correspondem ao gás doméstico para energia eléctrica, petroquímica, indústria e outras, o que é insuficiente. Para satisfazer as referidas necessidades identificadas nas Províncias de Cabinda, Zaire, Luanda, Benguela e outras regiões, prevê-se uma oferta para o mercado local de cerca de 3 a 3,5 TCF, num período de 30 anos, para os projectos domésticos de Gás Natural; f) Para além das reservas acima referidas, o País possui recursos recuperáveis de gás acima de 15 TCF. A curto-médio prazo, existe o potencial de recursos recuperáveis superior a 7 TCF de gás, na Bacia do Baixo Congo para aumento da base de reservas. Adicio- nalmente, a médio-longo prazo, existe o potencial de recursos recuperáveis superior a 8 TCF de gás não associado, nas Bacias do Kwanza e Benguela, sem compromisso de fornecimento, podendo assim ser agregado a base de reservas existentes para for- necimento e sustentabilidade do mercado local. Todavia, em caso de sucesso da fase de exploração dos recursos prospectivos, mais volumes poderão atender a procura; g) A análise SWOT efectuada indica que mais de 80% do Gás Natural é exportado e a taxa de utilização do Gás Natural é baixa devido a falta de infra-estruturas de transporte, distribuição e escassez de estradas/caminhos-de-ferro. Uma ameaça adicional para o aumento da taxa de utilização do Gás Natural poderá ser a continuidade do subsídio ao preço do gasóleo e a outros produtos. O subsídio ao gasóleo e a outros produtos distorce o mercado e impede a transição para o Gás Natural na produção de energia eléctrica e uso nos sectores como transporte, comercial e residencial; h) O uso do Gás Natural nos Sectores Energético, Industrial e outros, em substituição dos combustíveis líquidos, mostra-se mais atractivo pelo facto de reduzir os custos em mais de 50%. O preço do Gás Natural é mais competitivo em comparação com as outras fontes de combustível. Porém, o preço baixo decorrente da subvenção, dos combustíveis comercializados no mercado local, desincentiva o investimento privado devido a inexistência de margem de retorno; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12033 i) Utilização das instalações de forma ociosa — considerando o objectivo do PDG de fornecer gás aos consumidores nacionais com o menor custo possível de energia, é essencial garantir uma utilização plena das instalações. Os estudos do PDG ilustram que uma central CCGT pode gerar energia a um custo de 0,047 - 0,085 USD /kWh com Gás Natural como combustível, mas se a sua utilização for apenas de 30%, o custo efectivo será de 0,024 USD/kWh. A utilização ociosa das instalações elimina essen- cialmente os benefícios económicos que o uso de Gás Natural tem sobre o gasóleo. O PDG considera que a utilização seja superior a 65% da capacidade das instalações. Os terminais de regaseificação construídos em nações ricas em Gás Natural não foram em grande parte utilizados, como por exemplo, Sabine Pass e outros terminais nos EUA, que devido as grandes descobertas de Gás optaram por desenvolver infra-estruturas de gasodutos mais eficientes; j) Importação de Gás Natural — Angola terá, em algum momento, a necessidade de importar Gás Natural. A sua importação aumentará a fiabilidade e a segurança do fornecimento. Seguem-se algumas questões a ter em conta: O preço do fornecimento do Gás Natural transportado via gasoduto virtual (navios ou camiões-cisternas) por considerar as fases de liquefacção, transporte e regaseifica- ção sofre um incremento no custo total entre 4 a 6 USD/MMBTU comparativamente ao custo de entrega do mesmo por gasoduto. Por exemplo a Austrália, País igual- mente rico em gás, aprovou a construção de um gasoduto principal ao invés de um novo terminal de regaseificação (ver recomendação g); Por outro lado, num contexto de crescimento da procura com produção limitada (na fase inicial), dependendo apenas de uma única fonte de importação (Egipto), o Estado de Israel tomou a decisão de investir em infra-estrutura (FSRU), consi- derando a flexibilidade de importação de LNG, o que permitiu o abastecimento suficiente de gás até ao início de produção das novas descobertas de Gás Natural. k) Considerando os recursos descobertos estimados em cerca de 38,74 TCF, in place, e prospectivos de 56,23 TCF, Angola poderá usar o Gás Natural nos Sectores Petro- químico, Industrial e também para a segurança e sustentabilidade da produção de energia eléctrica (ver a recomendação f); l) Sector Eléctrico: Centrais Térmicas — O Plano de Desenvolvimento de Energia (PDE ou PDP — Power Development Plan) do MINEA, elaborado em colaboração com o JICA, TEPSCO e IIEP de Dezembro de 2018, deve estar totalmente alinhado ao desenvolvi- mento de infra-estruturas de gás. A capacidade de produção actual de Angola é de cerca de 5,9 GW com previsão de aumentar para 12,5 GW até 2040 das quais cerca de 7 GW poderão ser provenientes de Centrais Térmicas a gás com base na «configu- ração mínima de custos neste PDE» (ver recomendação h); DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12034 m) Sector Industrial: Aço, Cerâmica e Cimento — Estas mercadorias oferecem a Angola a oportunidade de utilizar os seus recursos em benefício dos cidadãos. As indústrias nacionais poderão utilizar o Gás Natural como matéria-prima e fonte de calor em fornos de grande porte, reduzindo o custo da produção do ferro, cimento, vidro, alu- mínio, plástico, etc. Por exemplo, os Complexos Mineiros de Cassinga, na Província da Huíla, e ADA Aceria de Angola, na Barra do Dande, Província do Bengo, poderão produzir acima de 500.000 toneladas de aço com custos relativamente baixos. O Projecto Siderúrgico do Cuchi, localizado em Menongue, na Província do Cubango, preconiza a instalação de dois fornos de grandes dimensões, que permitirão triplicar a produção anual para 420.000 toneladas de ferro gusa. Estes fornos poderão ser alimentados por gás com vista a proporcionar um melhor aproveitamento do minério. Com este projecto, existe a possibilidade de instalação de uma Central Termoeléctrica para a siderurgia e zonas próximas. Esta Central poderá ser abastecida com gás (ver recomendação j); n) Estima-se que o investimento para o desenvolvimento da cadeia do valor de Gás Natu- ral seja acima de 30 mil milhões de dólares norte-americanos repartidos da seguinte forma: Exploração e Produção: cerca de 20 mil milhões de dólares norte-americanos, e 90 mil milhões ao longo de 25-30 anos; Transporte: 7 mil milhões de dólares norte-americanos; Comercialização e Mercado: 6 mil milhões de dólares norte-americanos (ver reco- mendação l); o) A Interligação entre a Oferta e Procura será feita com a promoção de clientes âncora para apoiar o desenvolvimento de infra-estruturas e abastecimento de gás, como primeiro passo. A construção de gasodutos principais necessitará de clientes âncora para suportar o investimento de capital que estimulará a procura local, substituindo os combustíveis mais caros e promovendo o crescimento económico; Assim como os projectos de exportação de LNG, a infra-estrutura nacional de dis- tribuição de gás necessitará de acordos para assegurar o investimento. Importa realçar que, ao contrário dos projectos de exportação de LNG, os investimentos em projectos de exportação por gasoduto beneficiam directamente os consumidores locais ao longo da rota; p) Relativamente à fronteira de Angola com os Países da SADC, existe dois potenciais clientes âncora identificados no PDG: O Gigantes do Cobre (Copperbelt) da Zâmbia e na RDC estimado em cerca de 3GW-10 GW. Nesta região há muito potencial para substituir diesel, HFO (Heavy Fuel Oil) e LPG. Este mercado pode consumir 3-10 MMTPA de LNG. A introdução de gás e electricidade a preços acessíveis aumentará a oportunidade de produção de mais produtos acabados destas indústrias; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12035 q) Quadro Legal e Regulatório — Os incentivos fiscais desempenham um papel importante na promoção do investimento em infra-estruturas de gás (gasodutos e sistemas de processamento). Estes incentivos, muitas vezes fornecidos através do sistema fiscal de um País, oferecem subsídios, descontos e isenções fiscais. Estes incentivos tam- bém permitem deduções e depreciação acelerada da despesa de capital. Por sua vez, o governo pode definir uma taxa de retorno aceitável e, em última análise, garantir que estas infra-estruturas entreguem o produto (isto é, Gás Natural, electricidade, produtos acabados, entre outros) a um preço competitivo para o consumidor local. Isto reduz os custos de produção para as indústrias emergentes em Angola, tornando- -as mais sustentáveis e competitivas a nível global: A ANPG é o promotor para o investimento em infra-estruturas entre o upstream e o mercado doméstico, e de forma regulada comunicar a disponibilidade de gás para abastecer os projectos prioritários do Estado com base no custo/beneficio (ver recomendação k). 10.2. Recomendações Imediatas As acções abaixo discriminadas devem ser realizadas com urgência para estimular o desen- volvimento inicial do mercado de gás angolano, uma vez que o investimento estrangeiro pode tornar-se mais desafiador à medida que a descarbonização das economias ganha impulso a nível global: a) O uso total do DOMGAS fornecido pela ALNG, deve ser uma prioridade, uma vez que a alocação total do gás doméstico representa uma grande oportunidade para o início de uma indústria nacional de gás. A prioridade deve ser o uso deste recurso de gás para garantir o investimento privado para o desenvolvimento da capacidade industrial (produção petroquímica, siderurgia). Esta medida dará mais confiança aos investido- res (Upsteam) para implementarem novos projectos, em outras áreas do País com recursos menos maduros; Nesse contexto, afigura-se importante considerar a revisão da estrutura do contrato com o Consórcio ALNG para se alavancar o desenvolvimento do mercado do gás doméstico no curto prazo e recomenda-se como solução o investimento adicional numa fábrica de amoníaco/fertilizantes para mitigar o risco de utilização dos volu- mes de gás e respectivo pagamento. É crucial o início de negociações entre o MIREMPET/MINFIN/ANPG e o Consórcio ALNG, no sentido de se garantir o fornecimento de gás sustentável; b) Para definir-se o conceito de desenvolvimento de escoamento do gás e reduzir custos futuros, as partes envolvidas (vendedor/transportador/comprador) devem manifestar o interesse para prosseguir com o desenvolvimento local da cadeia de valor do gás; c) Recomenda-se a identificação dos potenciais compradores de gás credíveis para a Indústria Petroquímica (fábrica de amoníaco/fertilizantes) e para o Sector Eléctrico, em Cabinda; DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12036 d) Deve constituir prioridade máxima, promover os esforços de exploração para provar os recursos significativos fora da Bacia do Baixo Congo. Isto porque o investimento na exploração do Gás Natural especialmente por parte das IOCs35, se tornará cada vez mais difícil nos próximos anos, já que a maior parte dos investimentos poderão ser alocados à transição energética. Se esta janela de oportunidades for perdida, os recursos não serão desenvolvidos. As chaves para o incentivo a exploração e produção no upstream serão o regime fiscal oferecido e a definição de uma estratégia clara para o desenvolvimento de um mercado doméstico, condições contempladas no PDG; e) Para reduzir o risco de crédito na venda do Gás Natural, será considerada o registo de volumes acumulado. Este mecanismo permite regular o preço do gás no mercado doméstico. Essa entidade terá a oportunidade de identificar os problemas atempada- mente e aprimorar a estrutura para garantir a sua sustentabilidade. Curto, Médio e Longo Prazos f) A via para maximizar o aproveitamento de gás deverá ser a instalação de infra-estru- turas adicionais necessárias para o transporte do Gás Natural por gasodutos até aos consumidores identificados. Elaborar um Plano Ordenado de Desenvolvimento de Novas Infra-Estruturas de Gás, tendo em conta os volumes disponíveis, para acelerar o crescimento do mercado doméstico de gás. O referido plano deverá ser implemen- tado de forma estruturada e faseada para que as infra-estruturas desenvolvidas não se tornem ociosas; g) No Contexto de aumento da oferta interna de Gás Natural, recomenda-se a expansão de infra-estruturas de gasodutos por ser a opção mais económica e que permitirá que o consumidor final consiga produzir os seus produtos acabados a um preço mais competitivo; h) Projectar infra-estruturas para o transporte e distribuição de gás para as Centrais Tér- micas e de Ciclo Combinado (CCGT) identificadas; i) Recomenda-se a identificação dos potenciais compradores de gás credíveis para a Indústria Petroquímica em Benguela; j) Os projectos devem ser analisados caso a caso, tendo em consideração os riscos e bene- fícios para todas as partes, havendo a necessidade de se engajar entidades como MIREMPET, MINEA, MINFIN, MINDCOM, MEP, AIPEX e outras agências ou empresas intervenientes. Para a economicidade dos projectos é fundamental a visibilidade de toda a cadeia de valor, segurança de fornecimento e pagamento; Para a expansão das infra-estruturas existentes e criação de novas infra-estruturas com a participação de empresas públicas e privadas, recomendam-se modelos de financia- mento como BOT, DBOT entre outros. Todavia, deve-se identificar centros de elevada procura e clientes industriais com receitas suficientes para sustentar o investimento. Neste âmbito, o PDG identifica potenciais consumidores e/ou clientes âncora para 35 IOC — International Oil Companies. DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12037 projectos petroquímicos, CCGT e industriais nas zonas costeiras do País, nomeada- mente nas Províncias de Cabinda, Zaire, Luanda e Benguela, bem como no interior do País, nas zonas mineiras do Nordeste (Uíge e Lundas) e mineiras da Huíla e Cubango. Para atender estes consumidores estimam-se volumes acima de 250 MMSCFD a curto-médio prazo; k) Projectar infra-estruturas para o transporte e distribuição de gás para as Indústrias Siderúrgicas e zonas mineiras identificadas; l) A execução das acções imediatas e a curto prazo para a implementação dos projectos está directamente relacionada com a produção e o preço do Gás Natural. Assim, o Estado Angolano deverá, directa (MINFIN/AGT) ou indirectamente, proceder à regu- lação desses preços, de forma a evitar especulações. Para o efeito, um quadro legal e regulatório deverá ser aprovado para gestão efectiva do Sector do Gás Natural, tendo em atenção que a utilização do Gás Natural em Angola, ainda se encontra numa fase muito embrionária, pelo que se afigura necessário tratar das questões de base, tais como a expansão e construção de infra-estruturas. 11. IMPLEMENTAÇÃO DO PLANO DIRECTOR DO GÁS NATURAL Para a implementação efectiva do PDG, afigura-se necessária a coordenação e interacção entre as diferentes Instituições do Estado para o alinhamento dos seus planos e necessida- des de forma a garantir um ecossistema equilibrado, estruturado, sustentável e dinâmico para contínua atracção de investimento com vista ao desenvolvimento da Cadeia de Gás Natural, visando o fomento de outros Sectores da Economia, a geração de empregos e a promoção do crescimento do PIB do País. A realização do acima exposto terá como referência os diversos casos de estudos apresen- tados no documento, nomeadamente para os Sectores prioritários como o Petroquímico e Industrial, levando em consideração a experiência de Países como Singapura (petroquímica), Coreia do Sul (indústria), Moçambique (gasoduto principal e Gás Natural canalizado) entre outros. Será também necessário a criação de um roteiro de implementação robusto, conside- rando um Plano de Marketing para a atracção de investidores. Nesta conformidade, a ANPG promoverá a atracção de investimento para os novos contra- tos e licenças, nomeadamente para a expansão da rede de transporte, incluindo unidades de Processamento de Gás Natural, para atender o mercado de consumo. 11.1. Coordenação Institucional Preconiza-se para o sucesso do PDG uma actuação, tendo em conta a governança, respon- sabilidade, transparência, promoção do Sector, conteúdo local, coordenação institucional e princípios de acompanhamento eficazes. Para sustentabilidade do Sector é importante a implantação de um sistema de gestão integrado, livre de monopólios, sempre que possível, sendo o seu monitoramento e manutenção essenciais para o referido sucesso. O desenvolvimento energético obriga a uma coordenação ministerial de excelência e a possível criação de uma comissão de energia (MIREMPET-MINEA) para a gestão eficiente dos recursos hídricos e de gás (hidrocarbonetos) do País. A PRODEL, como responsável pela pro- DIÁRIO DA REPÚBLICA DE 21 DE MARÇO DE 2025 I SÉRIE, N.º 53 | 12038 dução de energia térmica, deverá monitorar a necessidade anual de Gás Natural considerando a utilização efectiva anual e comunicar a ANPG e o gestor da rede de gás para que seja garan- tido o fornecimento efectivo de gás local e/ou decisão de importação de gás para satisfazer a procura, sempre que necessário. De igual modo, dever-se-á considerar a integração dos demais ministérios como MINDCOM (petroquímica, siderurgia, etc.), MINTRANS, MINAAGRIF e entidades distribuidoras de gás numa comissão que deverá gerir o Plano Geral de Necessidades de Gás (PGNG). Para que o PDG cumpra com a sua visão estratégica de curto, médio e longo prazo, torna-se necessário que o mesmo esteja alinhado com os objectivos dos instrumentos do Sistema Nacional de Planeamento, nomeadamente o PDN (2023-2027) e a Estratégia de Desenvolvimento de Longo Prazo (ELP) Angola 2050, sobre o desenvolvimento da cadeia de valor do Gás Natural. Por outro lado, é importante referir a necessidade de haver uma articulação entre o PDG e os Planos Directores Municipais (PDM), por via da interacção com os ministérios (MINOPUH, MAT e MINPLAN), sendo também importante a interacção com os Governos Provinciais onde serão implementadas as principais acções dos projectos de gás (Benguela, Cabinda, Namibe e Zaire). 11.2. Monitoramento e Avaliação do Plano Director do Gás O MIREMPET, através das suas instituições superentendidas e subordinadas, nomeada- mente a ANPG, SNL ou taskforce responsável pelo acompanhamento da implementação do Plano Director do Gás Natural, devem garantir a sua execução. A execução será realizada em consideração com o Plano de Acção, descrito na Secção 12.3, e a suas acções a curto, médio e longo prazos. Considerando o carácter multissectorial das actividades relacionadas com o Plano Director de Gás Natural, poderá ser constituída uma Comissão Intersectorial de Acompanhamento, integrando as entidades governamentais cujas competências se cruzam com as do desenvol- vimento da cadeia de valor do Gás Natural, em particular os Sectores Petrolíferos, Energia, Agricultura, Indústria, Finanças, Ambiente, Educação, Trabalho, entre outros. A tabela a seguir apresenta o Plano de Implementação para as acções de imediato e curto prazo. Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo Garantir o aprovisionamento Envolver todos os operadores na implementação do PDG Início: de gás através do aumento da • Desenvolver e empreender um processo de envolvimento para definir e procurar alinhar as Imediato Conclusão: produção a partir da Bacia do acções gerais, o que exigirá novos recursos de gás. Baixo Congo • Explicar a perspetiva regulatória, infraestruturas, processamento, especificação do gás e o Entidade Responsável: DIÁRIO DA REPÚBLICA código da rede de gasoduto. 1 ano • Descrever o objectivo de maximizar a utilização do gás para o interior de Angola, ANPG e MIREMPET respeitando simultaneamente as necessidades de gás da instalação de LNG. Envolver cada operador na Bacia do Baixo Congo em planos de desenvolvimento de gás • Estabelecer um plano integrado de desenvolvimento de gás com volumes e calendários. • Determinar uma abordagem «use it or lose it» ao abrigo das obrigações de renúncia RECURSOS previstas no CPP. Confirmar/acompanhar os desenvolvimentos no terreno • Analisar o progresso por Planos de Desenvolvimento de Campo (FDP) e/ou novos desenvolvimentos são capturados nos FDP/GDPP. Estes ditarão o calendário de desenvolvimento das infraestruturas de gás e o desenvolvimento do mercado Definir um quadro claro para os preços do gás a montante • Definir diferentes modelos comerciais para o preço do gás upstream, utilizando exemplos de outros países. • Realizar análises comparativas (quantitativas e qualitativas) para determinar as DE 21 DE MARÇO DE 2025 estruturas adequadas para Angola. • Acordar no âmbito da ANPG a abordagem preferida. Definir/negociar os termos contratuais necessários para permitir os desenvolvimentos • Rever os contratos existentes para compreender os termos existentes. • Desenvolver um conjunto de termos contratuais preferenciais e determinar o alinhamento com os termos existentes. • Planear o processo de engajamento em relação a qualquer potencial e re/negociação de termos. Assegurar a existência de capacidade adequada do gasoduto a montante para levar gás para Início: terra em Cabinda e no Soyo Transportar gás do Bloco 0 INFRAESTRUTURAS para Cabinda e Soyo Imediato Entidade Responsável: Conclusão: • Envolver os operadores offshore para estabelecer a capacidade de gasoduto existente e planeada. MIREMPET e Sonangol • Avaliar o mercado para determinar a capacidade necessária. 2 anos I SÉRIE, N.º 53 | 12039 156 Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo • Consultar os operadores a montante sobre a sua disponibilidade para investir em qualquer capacidade adicional necessária. • Rever o quadro de investimento existente para as infraestruturas de recolha de gás a montante e propor as alterações necessárias. DIÁRIO DA REPÚBLICA Avaliar os mercados de Desenvolver uma oferta de mercado clara (por exemplo, prazo, preço e outras condições Início: Cabinda e Soyo comerciais) Imediato MERCADO Entidade Responsável: Conclusão: • Realizar uma avaliação do mercado para determinar a dimensão e o apetite das oportunidades do mercado. ANPG • Realizar a análise e a avaliação necessárias para demonstrar a adequação dos termos. 1 ano (Regulador/Gestor do • Articular a participação da ANPG, se os termos e condições forem em uma base de Mercado) vendedor/comprador disposto e sem a necessidade de suporte de preços, então o papel da ANPG será limitado a zero. Interagir com potenciais clientes utilizando a oferta de mercado com vista a executar os CFG/GSA como Gestor do Mercado/Concessionária Incentivar o Prover Incentivos financeiros (se necessário) Início: desenvolvimento de • Identificar, selecionar e implementar incentivos financeiros para promover o Imediato Conclusão: infraestruturas desenvolvimento do gasoduto necessário para transportar gás do Bloco 0 para Cabinda e Soyo; Por exemplo, considerar a construção do gasoduto recuperável e dedutíveis para DE 21 DE MARÇO DE 2025 QUADRO LEGAL efeitos fiscais ou investimento de terceiros, garantindo um sistema tarifário transparente 1 ano & REGULATÓRIO e claro. Entidade Responsável: • Os incentivos financeiros, caso existam, basear-se-ão numa análise económica da cadeia de valor realizada acima. Aplicar os incentivos financeiros baseados numa análise MIREMPET económica da cadeia de valor. • Se o regime upstream não tiver condições de gás, então a tributação das vendas de gás terá de ser abordada (isto tem um contexto mais amplo para todos os blocos). Articular a tributação, se o regime upstream não tiver termos e condições de gás, então a tributação das vendas de gás terá de ser abordada (isto tem um contexto mais amplo para todos os blocos). 157 I SÉRIE, N.º 53 | 12040 Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo Preparar e realizar Rondas de Licenciamento (provavelmente sequencialmente para as Início: Bacias do Kwanza, Benguela e Namibe) Incentivar o desenvolvimento de recursos nas bacias do Curto prazo Kwanza, Benguela e Namibe • Receber feedback da indústria para recolher lições positivas e negativas sobre a Entidade Responsável: condução da exploração petrolífera em Angola e considerar a inclusão de incentivos Conclusão: DIÁRIO DA REPÚBLICA adicionais em novas Rondas de Licitações. Primeiro RECURSOS MIREMPET/ ANPG • Proceder à avaliação da competitividade de Angola face aos seus pares como destino de turno em 18 exploração com foco no gás; procurar aprender com as melhores práticas de outros locais. meses, depois Engajar os produtores upstream para aumentar a produção de petróleo e gás. • Desenvolver uma estratégia para comercializar as oportunidades upstream. em intervalos • por exemplo, • Identificar volumes de recursos de gás não desenvolvidos. 2 anos Colaborar com os operadores para apresentar planos de desenvolvimento para o gás, aplicando o princípio «use it or lose it». INFRAESTRUTURAS Transportar gás das bacias do Estabelecer um plano de desenvolvimento de infraestruturas de recolha de gás nas bacias Início: Kwanza e Benguela do Kwanza e Benguela. Este plano deve incluir opções de financiamento, incluindo o potencial Curto prazo Entidade Responsável: Conclusão: apoio/financiamento estatal. Realizar um Estudo de Viabilidade do Gasoduto (técnico, económico e financeiro) do Soyo ou offshore para Luanda e Copperbelt (Cinturão de Cobre). ANPG 18 meses • Desenvolver uma lista de rotas alternativas, com análise desktop: DE 21 DE MARÇO DE 2025 1) Início na Bacia do Baixo Congo, passando pelo Kwanza até próximo de Luanda (e.g. ADA) ou do Soyo por terra até à zona de Luanda; 2) depois da zona de Luanda para o Cinturão de Cobre da Zâmbia diretamente ou via Lobito/Benguela; 3) O Cinturão de Cobre da Zâmbia pode então ser alcançado apenas através de Angola ou da República Democrática do Congo • O estudo de viabilidade incluirá a localização de quaisquer instalações de processamento de gás necessárias antes da entrada do gás no sistema de gasodutos. • Envolver potenciais empreiteiros de engenharia e projeto de front-end (FEED) em um estágio inicial para promover o envolvimento e a concorrência. • Mapear preventivamente os aspectos mais desafiadores do projecto e as possíveis mitigações, a fim de reduzir o risco de atrasos futuros. • Para o Projecto Copperbelt, identificar e interagir com potenciais clientes âncora em acordos comerciais e de financiamento I SÉRIE, N.º 53 | 12041 158 Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo Início: gasodutos principais e das infraestruturas de processamento de gás, incluindo potencial Financiar o desenvolvimento de Desenvolver uma estrutura para o financiamento (incluindo o tratamento fiscal) dos garantias. infraestruturas Curto prazo Entidade Responsável: Conclusão: INFRAESTRUTURAS • Desenvolver uma série de opções de financiamento alternativos DIÁRIO DA REPÚBLICA MIREMPET, MINDCOM, • Realizar uma análise económica relevante das opções de financiamentos alternativos 18 meses MINFIN, (ANPG) • Identificar e envolver-se com possíveis fontes de financiamento para estabelecer condições e requisitos de fronteira • Desenvolver uma estratégia de infraestruturas para determinar quem irá desenvolver, e financiar as infraestruturas necessárias. Identificar e selecionar incentivos adequados (e, em seguida, implementar) para o Início: investimento nas principais indústrias "âncora" (por exemplo, petroquímica), tais como zonas francas e regimes de incentivos fiscais. Curto prazo • Realizar uma pesquisa de mercado, incluindo uma categorização de onde, quando e Conclusão: escala de mercados individuais 18 meses Identificar • Considerar diferentes tratamentos fiscais para o mercado interno/exportação, visto que MERCADO indústrias/mercados âncora alguns mercados podem estar a produzir produtos para exportação e outros para Entidade Responsável: consumo interno. Determinar os requisitos da infraestrutura de transporte e fornecimento de gás e testar a viabilidade comercial. ANPG DE 21 DE MARÇO DE 2025 • Estabelecer opções para as infraestruturas de ligação a montante e a jusante com base no estudo de mercado acima referido, • Se este mercado proporcionar a substituição das importações, isso poderá, pelo menos em parte, ser uma compensação para incentivos fiscais. Comercializar gás e executar GSAs com as indústrias/locais onde há viabilidade comercial. Estabelecer zonas francas Início: • Atribuição de franquias MERCADO Entidade Responsável: Determinar o modus operandi destas zonas e as condições da licença Curto a Licitar e adjudicar zonas francas. médio ANPG, MINFIN prazo Conclusão: 3 anos I SÉRIE, N.º 53 | 12042 159 Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo Estabelecer um quadro legal e Determinar a estrutura de propriedade (pública/privada/combinação) de novos gasodutos Início: regulatório para novos • Isso se aplica aos gasodutos principais e de distribuição, incluindo aqueles para Imediato Conclusão: desenvolvimentos de direitos de passagem de franquias, acesso de terceiros e franquias para redes de QUADRO LEGAL gasodutos distribuição. DIÁRIO DA REPÚBLICA & Entidade Responsável: Propriedade estatal de gasodutos principais 2 anos REGULATÓRIO MIREMPET • Potencialmente, a maneira mais rápida de ter uma infraestrutura de gasodutos é o Estado financiar a sua construção. O Estado beneficiará de royalties, impostos, qualquer redução no custo de substituição de importações, tarifas de gasodutos Regular/Gestor do Mercado Selecione um gestor do mercado e determine suas funções Início: Entidade Responsável: • (os papéis podem ser diferentes em Cabinda do que no resto do país). Imediato QUADRO LEGAL Conclusão: • Estabeleça os papéis e responsabilidades do gestor do mercado. O gestor do mercado pode & ANPG ser responsável pela agregação e distribuição de gás, monitorização/policiamento da REGULATÓRIO especificação dos gasodutos, regras DOMGAS e contratos comerciais. 1 ano • Avaliar qual a entidade mais bem posicionada para desempenhar as funções e responsabilidades, tendo em consideração: • O agregador pode ou não assumir riscos de volume e preço e/ou ser a garantia a montante para o desempenho financeiro dos clientes. • É altamente desejável que o agregador tenha um balanço forte DE 21 DE MARÇO DE 2025 Habilitando uma Estabelecer uma especificação de gás de gasoduto Início: QUADRO LEGAL especificação padrão de • Especificação do gás, regime de pressão e outros parâmetros nos pontos de entrada do Imediato & Conclusão: fornecimento de gás por sistema de gasodutos principais após qualquer processamento de gás. REGULATÓRIO gasoduto • Criar a legislação/regulamentação necessária para apoiar a especificação do gás. Entidade Responsável: • [Note-se que a província de Cabinda poderia ser diferente, e isso não seria um 1 ano impedimento para o desenvolvimento do gás no resto do país, desde que o gás ANPG proveniente da área de Cabinda seja processado antes da entrada no sistema de gasodutos principais de Angola Estabelecer um código de rede de gás, Início: QUADRO LEGAL Regulamentar quem pode & utilizar as infraestruturas de • Criar legislação/regulamentação necessária para o apoiar. Imediato/ REGULATÓRIO Entidade Responsável: gás e em que condições Curto prazo Conclusão: ANPG I SÉRIE, N.º 53 | 12043 160 Pilar do PDG Objectivo e Entidade Acções Prazo Estabelecer regras para DOMGAS Início: 18 meses QUADRO LEGAL • Imediato/ Criar & REGULATÓRIO • legislação/regulamentação Quantidade, preço • DIÁRIO DA REPÚBLICA DOMGAS necessária em todo o Este será incluído nas rondas de licitação, Curto prazo Conclusão: fornecimento de gás Criar legislação/regulamentação necessária para apoiar as regras. Entidade Responsável: 18 meses ANPG, MIREMPET Início: QUADRO LEGAL que de outra forma, seria queimado. Criar Regulamentos de Queima Criar regulamentos para cobrir proibições, penalidades e o direito do Estado sobre o gás, & REGULATÓRIO Entidade Responsável: • Imediato/ • Criar legislação/regulamentação necessária para apoiar Curto prazo Conclusão: ANPG, MIREMPET [De acordo com o Global Gas Flaring Tracker Report emitido pela Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) do Banco Mundial, Angola foi o 15º maior país queimador em 2023, com cerca de 1,8 bcm queimados.] 18 meses DE 21 DE MARÇO DE 2025 O Presidente da República, João Manuel Gonçalves Lourenço.  (25-0051-A-PR) I SÉRIE, N.º 53 | 12044 161