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Resolução n.º 48/2018

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Resolução n.º 48/2018

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Texto do artigo · p. 1 CONSELHO DE MINISTROS
Texto do artigo · p. 1 Resolução n.º 48/2018
Texto do artigo · p. 1 de 3 de Dezembro
Texto do artigo · p. 1 Tornando-se necessário adoptar um Plano para acelerar
Texto do artigo · p. 1 o investimento em infra-estruturas eléctricas, que sustente o acesso universal à electricidade até 2043 e o aproveitamento dos recursos energéticos naturais para o desenvolvimento económico de Moçambique, nos termos da alínea f) do n.º 1 do artigo 204 da Constituição da República, o Conselho de Ministros determina:
Número ou marcador · p. 1 Artigo 1. É aprovado o Plano Director Integrado de Infra-
Texto do artigo · p. 1 -estruturas de Electricidade 2018- 2043, em anexo, que é parte integrante da presente Resolução.
Número ou marcador · p. 1 Art. 2. A presente Resolução entra em vigor na data da sua publicação.
Texto do artigo · p. 1 Aprovada pelo Conselho de Ministros, aos 16 de Outubro
Texto do artigo · p. 1 de 2018. Publique-se.
Texto do artigo · p. 1 O Primeiro-Ministro, Carlos Agostinho do Rosário.
Texto do artigo · p. 1 PLANO DIRECTOR INTEGRADO DE INFRAESTRUTURAS DE ELECTRICIDADE 2018-2043
Número ou marcador · p. 1 1. Introdução
Texto do artigo · p. 1 A Estratégia Nacional de Desenvolvimento de Moçambique (ENDE) pressupõe que o desenvolvimento económico e social integrado passa pela transformação estrutural da economia para um estágio competitivo e diversificado, apostando assim na industrialização como principal via para alcançar a visão de prosperidade e competitividade, assentes num modelo de crescimento inclusivo.
Texto do artigo · p. 1 O Governo indicou o sector de energia como um dos quatro pilares para o alcance dos objectivos da ENDE.
Texto do artigo · p. 1 O grande desafio centra-se em assegurar fiabilidade no acesso à energia de qualidade, facto que requer a elaboração de um Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade, para orientar a expansão do parque de produção, transporte e distribuição, assim como a diversificação da matriz de produção de energia, em resposta ao acentuado crescimento da Procura que se perspectiva para os próximos anos.
Número ou marcador · p. 1 2. Objectivos do Plano Director Integrado
Texto do artigo · p. 1 O Plano visa assegurar o alinhamento institucional na implementação dos diversos projectos de produção, transporte e distribuição, com enfoque para a segurança energética, estabilidade, qualidade e fiabilidade do sistema eléctrico nacional. O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade identifica e caracteriza os investimentos necessários e prioritários para o desenvolvimento da infraestrutura eléctrica, servindo de suporte para a industrialização nacional, aumento do acesso à electricidade através da Rede Eléctrica Nacional, e monetização dos recursos naturais nacionais, com a exportação de energia eléctrica para a região austral.
Número ou marcador · p. 1 3. Conteúdo do Plano Director Integrado O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade
Texto do artigo · p. 1 contém as seguintes componentes:
Texto do artigo · p. 1 • Previsão da Procura; • Plano de Desenvolvimento da Produção; • Plano de Desenvolvimento do Transporte; • Operação do Sistema; • Plano de Desenvolvimento da Distribuição; • Análise Económica e Financeira, e
Texto do artigo · p. 2 • Considerações Ambientais e Sociais.
Texto do artigo · p. 2 da exploração dos recursos energéticos, visando estimular o investimento público e privado, e reduzir as importações de energia eléctrica para o território nacional.
Texto do artigo · p. 2 O Plano Director Integrado faz uma projeção da procura nacional, doméstica e industrial, prevendo atingir cerca de 8.000 MW em 2043 (10 vezes acima dos níveis actuais), representando uma taxa média anual de crescimento de 8.6%, a segunda maior na região austral, depois da Tanzania. Na exportação de energia para a região, prevê-se atingirem-se níveis acima dos 7.000 MW. Prevê-se que esta procura seja satisfeita nos termos da Estratégia Nacional de Electrificação, pela qual cerca de 70% do acesso em 2030 será providenciado por sistemas da Rede Eléctrica Nacional.
Texto do artigo · p. 2 O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade será revisto de dois em dois anos, com vista à actualização das premissas da procura, cronograma de investimentos e demais factores críticos do plano.
Número ou marcador · p. 2 4. Previsão da Procura
Texto do artigo · p. 2 A procura é dividida em 3 categorias sendo que a primeira refere-se aos “Clientes Gerais”, que são agregados familiares e pequenos clientes fornecidos pela BT (Baixa Tensão). Em segundo lugar, o “Médio-Grande (M-L) Cliente”, que são grandes clientes fornecidos por BT, MT (Média Tensão) e clientes de Alta tensão (AT); finalmente, "Clientes Especiais", que são clientes cujo contrato é acima de 1MW e alimentados por tensão acima de 66kV.
Texto do artigo · p. 2 Os projectos de produção de energia totalizam 4.300 MW de produção hídrica, 8.500 MW de produção a gás, 1.350 MW a carvão, 530 MW solar e 150 MW eólica. Prevê-se que em 2043, a produção de energia com base no gás natural represente mais de 50% da energia produzida.
Texto do artigo · p. 2 O total de investimentos previstos para a produção ultrapassa os 18 mil milhões de Dólares Americanos (USD). O Plano Director Integrado identifica e prioriza os potenciais produtores garantindo o desenvolvimento da produção baseado na sua viabilidade e rentabilidade económica.
Texto do artigo · p. 2 A procura foi prevista em três níveis, do lado do cliente, na subestação de transporte e na central, levando em conta as perdas de energia na rede de transporte e distribuição.
Texto do artigo · p. 2 A previsão da procura nacional, do lado da entrega (do lado do cliente) é mostrada na Tabela 2.1 e para o efeito, a taxa média de crescimento anual (AAGR) do consumo de energia é de 8,58%.
Texto do artigo · p. 2 No que se refere à infraestrutura de transporte de energia, prevê-se um investimento de 9.1 mil milhões USD, em linhas a 400 kV AC, que irão concretizar as interligações regionais, e interligar os sistemas Sul e centro - norte. Cerca de 70% destes investimentos devem ser mobilizados até 2025, para permitir a conclusão da Linha de transporte entre Cataxa-Tete e Maputo no âmbito da espinha dorsal, vulgo Sociedade de Transporte de Energia (STE).
Texto do artigo · p. 2 Tabela 1.1 Previsão da Procura Nacional (Consumo de Energia, Potência Máxima) Tabela 2.2 Previsão da Procura Provincial (Consumo de
Texto do artigo · p. 2 2015 2042 Consumo de energia 3,908GWh 35,444GWh Procura máxima 655MW 5,950MW
20152042
Consumo de energia3,908GWh35,444GWh
Procura máxima655MW5,950MW
Texto do artigo · p. 2 Na distribuição de energia, prevê-se que se atinja o acesso universal em 2030, com a ligação de mais 7 milhões de famílias, das quais pouco mais de 2 milhões em sistemas isolados, num investimento estimado em 6.6 mil milhões USD, dos quais 25% serão reservados para obras de reabilitação e reforço de redes existentes.
Texto do artigo · p. 2 Do mesmo modo, a previsão de procura é realizada para 11 províncias onde o PIB / Capita de cada província foi empregado e o factor de coincidência para 11 províncias foi considerado para prever a procura máxima.
Texto do artigo · p. 2 As Tabelas 2.2 e 2.3 mostram a previsão da procura provincial ressalvando o facto de que o aumento da procura nas províncias do Norte, como Cabo Delgado, Niassa, Nampula, Zambézia e Sofala, na região centro, é maior do que nas outras províncias.
Texto do artigo · p. 2 Para a implementação dos Projectos do Plano Director Integrado, requer-se um investimento de 34 mil milhões USD, com a participação do Governo, doadores, instituições de financiamento e sector privado. É necessário que o quadro regulatório e regime tarifário acompanhem estes investimentos, e que o sector tenha uma abordagem integrada no planeamento
Texto do artigo · p. 2 Energia)
Texto do artigo · p. 2 (GWh) Cabo Delgado Niassa Nampula Zambezia Manica Tete Sofala Inhambane Gaza Maputo Provincia Maputo Cidade Total 2015 99.3 55.7 476.6 148.6 147.1 351.5 375.3 117 267.2 855.3 1049.1 3942.7 2043 2110.9 703.1 4978.7 1864.6 1251 2020 4619.8 1049.8 1718 7458.1 7670.2 35444 AAGR 12.58% 10.11% 9.33% 10.07% 8.31% 6.70% 10.41% 8.49% 7.18% 8.52% 7.67%
(GWh)
Cabo DelgadoNiassaNampulaZambeziaManicaTeteSofalaInhambaneGazaMaputo ProvinciaMaputo CidadeTotal
201599.355.7476.6148.6147.1351.5375.3117267.2855.31049.13942.7
20432110.9703.14978.71864.6125120204619.81049.817187458.17670.235444
AAGR12.58%10.11%9.33%10.07%8.31%6.70%10.41%8.49%7.18%8.52%7.67%
Texto do artigo · p. 2 Tabela 2.3 Previsão da Procura Provincial (Potência Máxima)
Texto do artigo · p. 2 (MW) Cabo Delgado Niassa Nampula Zambezia Manica Tete Sofala Inhambane Gaza Maputo Provincia Maputo Cidade Total 2015 21.4 12.5 94.3 33.9 26.6 73 73.9 18 43.3 160.1 164.1 721 2043 408.8 153.5 934 355.3 242.2 411 866.6 180 368.3 1374.5 1374.5 6651 AAGR 11.88% 10.00% 9.08% 9.35% 8.60% 6.62% 10.21% 8.95% 8.33% 8.41% 8.27%
(MW)
Cabo DelgadoNiassaNampulaZambeziaManicaTeteSofalaInhambaneGazaMaputo ProvinciaMaputo CidadeTotal
201521.412.594.333.926.67373.91843.3160.1164.1721
2043408.8153.5934355.3242.2411866.6180368.31374.51374.56651
AAGR11.88%10.00%9.08%9.35%8.60%6.62%10.21%8.95%8.33%8.41%8.27%
Número ou marcador · p. 3 5. Plano de Desenvolvimento de Produção
Texto do artigo · p. 3 A análise do plano de desenvolvimento da produção é feito em 2 estágios sendo o primeiro, estágio 1, abrangendo os dois sub-sistemas Sul e Centro-Norte isolados e o segundo, estágio 2, abrangendo os sistemas integrados.
Texto do artigo · p. 3 O sistema eléctrico em Moçambique em 2018 está dividido em dois sub-sistemas: sub-sistema Sul, sub-sistema CentroNorte sendo que o sub-sistema Sul está interligado com a rede da África do Sul enquanto que o sub-sistema Centro-Norte, à rede do Zimbabwe.
Texto do artigo · p. 3 No estágio 1, o plano de desenvolvimento da produção visa responder à procura doméstica, e no estágio 2 além da procura doméstica, prevê produzir inicialmente 20% do pico da procura doméstica para exportação.
Texto do artigo · p. 3 A curto prazo, o plano de desenvolvimento da produção foi avaliado para cada um dos sub-sistemas, esperando-se que os projectos STE (Espinha Dorsal) e Central hidroeléctrica de Mphanda Nkuwa sejam operados em 2028, altura em que os sistemas serão integrados.
Texto do artigo · p. 3 A penetração das energias renováveis com incidência para as solar e eólica será no máximo de 10% do pico da procura doméstica. O resultado do plano de desenvolvimento da produção é mostrado nas Tabelas 3.1 e 3.3.
Texto do artigo · p. 3 Tabela 3.1 Plano de Desenvolvimento da Produção (2018-2028)
Texto do artigo · p. 3 Ano Pico da Demanda [MW] Capacidade Total Instalada [MW] Hídrica [MW] Diesel [MW] Gás [MW] Carvão [MW] Capacidade Adicional Necessária [MW] Solar [MW] Eólica [MW] 2018 1,405 2,937 0 0 110 0 300 0 2019 1,622 3,132 0 0 0 0 240 40 0 2020 1,750 3,412 0 0 0 0 120 40 0 2021 1,931 3,572 0 0 0 0 360 0 0 2022 2,118 3,932 0 0 400 0 -290 0 0 2023 2,308 4,042 0 0 210 650 -550 0 30 2024 2,503 4,382 0 0 100 0 0 30 0 2025 2,703 4,512 50 0 1000 0 0 30 0 2026 3,767 5,592 0 0 100 300 -100 30 0 2027 3,980 5,922 0 0 180 0 0 0 30 2028 4,199 6,132 0 0 100 0 0 30 0 Capacidade Desenvolvida (MW) 50 0 2200 950 160 200 60 3,366
AnoPico da Demanda [MW]Capacidade Total Instalada [MW]Hídrica [MW]Diesel [MW]Gás [MW]Carvão [MW]Capacidade Adicional Necessária [MW]Solar [MW]Eólica [MW]
20181,4052,9370011003000
20191,6223,1320000240400
20201,7503,4120000120400
20211,9313,572000036000
20222,1183,932004000-29000
20232,3084,04200210650-550030
20242,5034,3820010000300
20252,7034,512500100000300
20263,7675,59200100300-100300
20273,9805,9220018000030
20284,1996,1320010000300
Capacidade Desenvolvida (MW)500220095016020060
3,366
Texto do artigo · p. 3 Tabela 3.3 Plano de Desenvolvimento da Produção (Sistema integrado. 2029-2043)
Texto do artigo · p. 3 Sistema Integrado de 2029 até 2042 (Com a Mozal) Ano Pico da Demanda (Domestic) Pico da Demanda a Exportar Capacidad e Total Instalada Mphanda Nkuwa Cahora Bassa Lupata Boroma Tete Hídrica CCGT Carvão Central Solar Central Eólica Hídrica Hídrica Hídrica Carvão Hídrica Gás Carvão Solar Eólica [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] 2029 4,283 857 6,132 1,500 300 30 2030 4,499 900 7,962 300 100 30 2031 4,722 944 8,392 100 30 2032 4,953 991 8,522 650 30 2033 5,192 1,038 9,202 100 30 2034 5,439 1,088 9,332 1,245 30 2035 5,695 1,139 10,607 100 1,500 30 2036 5,961 1,192 12,237 100 30 2037 6,237 1,247 12,367 200 30 2038 6,523 1,305 12,597 100 2,000 30 2039 6,821 1,364 14,727 400 30 2040 7,131 1,426 15,157 2,000 30 2041 7,442 1,488 17,187 400 30 2042 7,770 1,554 17,617 50 400 30 2043 Capacidade Desenvolvida (MW) 1,500 1,245 650 600 850 6,300 400 330 90 11,965
Sistema Integrado de 2029 até 2042 (Com a Mozal)
AnoPico da Demanda (Domestic)Pico da Demanda a ExportarCapacidad e Total InstaladaMphanda NkuwaCahora BassaLupata BoromaTeteHídricaCCGTCarvãoCentral SolarCentral Eólica
HídricaHídricaHídricaCarvãoHídricaGásCarvãoSolarEólica
[MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW]
20294,2838576,1321,50030030
20304,4999007,96230010030
20314,7229448,39210030
20324,9539918,52265030
20335,1921,0389,20210030
20345,4391,0889,3321,24530
20355,6951,13910,6071001,50030
20365,9611,19212,23710030
20376,2371,24712,36720030
20386,5231,30512,5971002,00030
20396,8211,36414,72740030
20407,1311,42615,1572,00030
20417,4421,48817,18740030
20427,7701,55417,6175040030
2043
Capacidade Desenvolvida (MW)1,5001,2456506008506,30040033090
11,965
Texto do artigo · p. 3 O custo de investimento do plano de desenvolvimento da produção de 2018 a 2043 está na Figura 3.1 sendo que
Texto do artigo · p. 3 o investimento em 25 anos será na ordem dos 18.5 mil milhões de MUSD.
Texto do artigo · p. 4 Figura 3.1 Custo do Investimento de 2018 a 2043
Texto do artigo · p. 4 Custo de Investimento 2018 -2043 [MUSD] 4,000 3,000 2,000 1,000 Ano 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042
Número ou marcador · p. 4 6. Plano de desenvolvimento de transporte
Texto do artigo · p. 4 O plano de desenvolvimento de transporte é calculado usando a procura de cada subestação e o cenário de desenvolvimento da produção recomendado (a potência de exportação é 20% do pico da procura e a energia solar e eólica é 10% do pico da procura).
Texto do artigo · p. 4 Tabela 4.1 Projecto Principal de Transporte
Texto do artigo · p. 4 O investimento total para as infra-estruturas de transporte de energia é estimado em 9.1 mil milhões de USD por 25 anos e mostrado na Figura 4.1. O custo do investimento até 2024
Texto do artigo · p. 4 Figura 4.1 Custo do investimento para o sistema de transporte de energia
Texto do artigo · p. 4 Custo do investimento para o sistema de transporte de energia 1200 1000 800 600 400 200 0 20/19 20/20 20/21 20/22 20/23 20/24 20/25 20/26 20/27 20/28 20/29 20/30 20/31 20/32 20/33 20/34 20/35 20/36 20/37 20/38 20/39 20/40 20/41 20/42 20/43
Texto do artigo · p. 4 Os sistemas de energia são formulados considerando a introdução dos principais projectos do transporte principal que estão na Tabela 4.1, e para atender ao crescimento da procura e ao critério vulgo N-11 ou seja o sistema deve ser desenhado de tal forma que em caso de indisponibilidade de uma das linhas, não haja interrupção no fornecimento de energia aos consumidores.
Texto do artigo · p. 4 Projecto Previsão de Comissionamento 400kV STE Fase 1-1 AC1 2 (Vilanculos-Maputo) 2022 400kV Interligação com Malawi 2021 400kV Interligação com Zâmbia 2022 400kV Caia-Nacala 2022 400kV STE Fase 1-2 AC (Songo-Vilanculos) 2026 500kV STE Fase 1&2 DC23 (Cataxa-Maputo) 2026 400kV Projecto MoZiSa 2025 400kV Interligação com Tanzânia 2026 400kV Palma-Metoro 2026
ProjectoPrevisão de Comissionamento
400kV STE Fase 1-1 AC1 2 (Vilanculos-Maputo)2022
400kV Interligação com Malawi2021
400kV Interligação com Zâmbia2022
400kV Caia-Nacala2022
400kV STE Fase 1-2 AC (Songo-Vilanculos)2026
500kV STE Fase 1&2 DC23 (Cataxa-Maputo)2026
400kV Projecto MoZiSa2025
400kV Interligação com Tanzânia2026
400kV Palma-Metoro2026
Texto do artigo · p. 4 é de 6.5 mil milhões de USD, o que representa cerca de 70% do custo total do investimento até 2043.
Texto do artigo · p. 4 1 Configuração da rede de transporte que permite que em caso de indisponibilidade de uma linha transporte não haja interrupção de energia aos consumidores, 2 Sistemas de transporte de energia em corrente alternada 3 Sistemas de transporte de energia em corrente contínua
Número ou marcador · p. 5 7. Operação do Sistema
Texto do artigo · p. 5 Actualmente em Moçambique, o sub-sistema do Sul está ligado ao da RSA e os outros sistemas (Centro, Centro-Norte e Norte) estão separados e ligados à rede do Zimbabwe. Para atender à integração do sistema, especialmente à interligação entre todos os sub-sistemas dispersos, as funcionalidades modernizadas de controlo e despacho do sistema devem ser estabelecidas.
Texto do artigo · p. 5 Algumas funcionalidades importantes do sistema eléctrico moçambicano é feito na África do Sul e/ou no Zimbabwe, tornando o País dependente e vulnerável aos outros Países. A título
Texto do artigo · p. 5 de exemplo, o controlo da subestação de Maputo e da MOZAL é feito na África do Sul, enquanto a regulação da frequência da rede é feita pela África do Sul e pelo Zimbabwe.
Texto do artigo · p. 5 Para a sua instituição, os problemas actuais devem ser resolvidos de maneira razoável, o que é compatível com o projecto básico (conceito) para a operação do sistema, para o que o presente estudo propõe soluções.
Texto do artigo · p. 5 Dada a importância da funcionalidade de um Centro Nacional de Despacho para a segurança e fiabilidade do sistema eléctrico, há necessidade de acelerar o investimento no Plano Director Integrado de Infraestruturas eléctricas.
Texto do artigo · p. 5 Tabela 5.1 Desafios de Curto Prazo relacionados à Operação do Sistema.
Texto do artigo · p. 5 1 Nenhuma capacidade de manutenção do NCC SCADA 2 Nenhuma directriz de operação do sistema aprovada 3 Programa de desenvolvimento de RH pouco claro relacionado com a operação do sistema
1Nenhuma capacidade de manutenção do NCC SCADA
2Nenhuma directriz de operação do sistema aprovada
3Programa de desenvolvimento de RH pouco claro relacionado com a operação do sistema
Texto do artigo · p. 5 Conceitos básicos a serem determinados são também propostos como abordagens contra os desafios de médio a longo prazo apresentados na tabela abaixo.
Texto do artigo · p. 5 Tabela 5.2 Desafios de médio a longo prazo relacionados à operação do sistema
Texto do artigo · p. 5 Desafio de Médio a Longo Prazo Abordagem Directa relacionada com a Solução A Estabelecimento de diretrizes de operação do sistema de acordo com a operação da instalação • Selecção de dispositivo de controlo automático e sofisticação do método de operação de facilidade • Introdução da facilidade no local que reduz a carga de operação B Familiaridade com o controlo da oferta e da procura em consonância com o aprimoramento do sistema • Formulação do método de configuração do controlo automático da produção (AGC) • Finalização da área de controlo • Análise cuidadosa do processo de negócios interno da EDM C Introdução da função de controlo de oferta e procura e sistema SCADA, que reduz a carga no operador do sistema • Decisão do Centro Nacional de Despacho e Centro de Controlo de backup • Construção da rede de comunicação D Desenvolvimento do sistema de gestão de negócios chave que incorpora a informação da operação do sistema • Formulação do modelo de negócio • Prestação de novos serviços
Desafio de Médio a Longo PrazoAbordagem Directa relacionada com a Solução
AEstabelecimento de diretrizes de operação do sistema de acordo com a operação da instalação• Selecção de dispositivo de controlo automático e sofisticação do método de operação de facilidade • Introdução da facilidade no local que reduz a carga de operação
BFamiliaridade com o controlo da oferta e da procura em consonância com o aprimoramento do sistema• Formulação do método de configuração do controlo automático da produção (AGC) • Finalização da área de controlo • Análise cuidadosa do processo de negócios interno da EDM
CIntrodução da função de controlo de oferta e procura e sistema SCADA, que reduz a carga no operador do sistema• Decisão do Centro Nacional de Despacho e Centro de Controlo de backup • Construção da rede de comunicação
DDesenvolvimento do sistema de gestão de negócios chave que incorpora a informação da operação do sistema• Formulação do modelo de negócio • Prestação de novos serviços
Número ou marcador · p. 5 8. Plano de desenvolvimento da distribuição O plano de desenvolvimento da distribuição é estudado
Texto do artigo · p. 5 na perspectiva de redução de perdas de distribuição e aumento de acesso à energia eléctrica.
Texto do artigo · p. 5 A EDM tem orçamento interno e orçamento externo apoiado pelos doadores, que foi reduzido entre 2012 e 2016. No entanto, a EDM deve garantir orçamento suficiente, uma vez que
Texto do artigo · p. 5 as instalações ampliadas e reabilitadas aumentarão. A Tabela
Texto do artigo · p. 5 Tabela 6.1 Custo de investimento da distribuição de 2018 a 2043 em [MUSD]
Texto do artigo · p. 5 6.1 mostra o valor total do investimento de distribuição, para
Texto do artigo · p. 5 o período de 2018 a 2043, totalizando 6.6 mil milhões de USD, o equivalente a 263 MUSD por ano.
Texto do artigo · p. 5 As perdas de distribuição em 2015 foram de 18% e deve ser reduzida, pelo que se terá o mesmo efeito de aumentar a capacidade de fornecimento através da construção de novas centrais. Consequentemente, os projectos de redução de perdas de distribuição reduzirão o custo de construção e o custo de operação (incluindo o custo de combustível) das centrais.
Texto do artigo · p. 5 Reabilitação EDM 176 Doadores 1461 Electrificação (EDM, governo, doadores) 4950 Total 6587
ReabilitaçãoEDM176
Doadores1461
Electrificação (EDM, governo, doadores)4950
Total6587
Texto do artigo · p. 5 Devido à limitação de recursos na fase de implementação dos programas de electrificação, foram construídas linhas longas de média tensão. Constata-se que as perdas técnicas são grandes, devido ao comprimento das linhas com incidência nas de média tensão, pelo que este cenário deve ser revertido.
Texto do artigo · p. 6 Propõe-se a introdução do sistema multi-transformador, que vai permitir a redução drástica das perdas. Com esta medida, as perdas de distribuição reduzir-se-ão aos níveis de 206 GWh por ano que é equivalente a uma central com capacidade de 24MW, equivalente ao actual consumo de energia da província de Cabo Delgado.
Texto do artigo · p. 6 Refira-se que o efeito da redução de perdas pelo sistema multi-transformador representará uma poupança de cerca de 461 milhões de USD por 25 anos que é o tempo de vigência do presente Plano Director.
Texto do artigo · p. 6 Importa mencionar que o custo do projecto para a introdução do sistema multi-transformador é de 317 milhões de USD, ou seja, evitar-se-ia a construção de centrais com custos acima dos da sua operação (incluindo o custo do combustível) e a respectiva manutenção.
Número ou marcador · p. 6 9. Programa de Electrificação
Texto do artigo · p. 6 A meta é alcançar o acesso universal até 2030 ou seja o acesso de energia a toda a população de Moçambique em 2030 partindo de uma base de 28% que é a actual taxa de acesso de electricidade do País.
Texto do artigo · p. 6 Neste aspecto, existe uma grande assimetria e, a título de exemplo, na cidade de Maputo, o acesso é de cerca de 92%, mas em Cabo Delgado, Niassa e Zambézia, o acesso está abaixo dos 20% o que mostra a grande disparidade entre as grandes cidades e as áreas rurais.
Texto do artigo · p. 6 No projecto de electrificação com base na rede convencional, se fôr dada prioridade à melhoria da relação de electrificação com o baixo custo, a melhoria da relação de electrificação nos locais já electrificados é mais custo-efectivo (Densificação). Por outro lado, se fôr dada prioridade à melhoria do número de novas ligações em locais sem rede, o custo de electrificação aumentará devido à extensão da linha de distribuição para novos locais, pelo que se deve encontrar uma forma equilibrada de abordagem durante a sua implementação.
Texto do artigo · p. 6 A Tabela 7.1 mostra as condições e pressupostos de electrificação na rede enquanto que a Tabela 7.2 indica o custo de electrificação em 2043.
Texto do artigo · p. 6 O valor total do custo de electrificação é de 5 mil milhões de USD ou seja198 MUSD por ano sendo fundamental para o alcance do acesso universal, a participação activa do Governo bem como o apoio dos doadores para o projecto de electrificação quer para os projectos ligados à rede, quer aos projectos fora da rede.
Texto do artigo · p. 6 O alvo da relação de electrificação 95% Até 2030 serão atingidos e continuados População (a partir de 2016) 27,000,000 Pessoa em casa (a partir de 2016) 5 O número de casas (a partir de 2016) 5,400,000 Crescimento populacional 2% O número de domicílios electrificados por ano pelo sistema EDM on-grid 110,000 Relação do número de casa (a partir de 2017) Na rede: 80% Fora da rede: 20% Custo de electrificação na rede por domicílio conectado 1.500USD Mudança do sistema off-grid (fora da rede) para o sistema EDM on-grid (na rede) 20% clientes fora da rede
O alvo da relação de electrificação95% Até 2030 serão atingidos e continuados
População (a partir de 2016)27,000,000
Pessoa em casa (a partir de 2016)5
O número de casas (a partir de 2016)5,400,000
Crescimento populacional2%
O número de domicílios electrificados por ano pelo sistema EDM on-grid110,000
Relação do número de casa (a partir de 2017)Na rede: 80% Fora da rede: 20%
Custo de electrificação na rede por domicílio conectado1.500USD
Mudança do sistema off-grid (fora da rede) para o sistema EDM on-grid (na rede)20% clientes fora da rede
Texto do artigo · p. 6 Tabela 7.1 Condições para a estimativa do custo de electrificação na rede Tabela 7.2 Custo de eletrificação na rede
Texto do artigo · p. 6 Ano 2017 2043 O número de casas electrificadas [milhões de casas] 1.3 4.6 Custo de electrificação na rede [MUSD] 4 950
Ano20172043
O número de casas electrificadas [milhões de casas]1.34.6
Custo de electrificação na rede [MUSD]4 950
Número ou marcador · p. 7 10. Análise Económica e Financeira 10.1. Plano de investimento O investimento total necessário para o Plano Director durante os 25 anos (2018 – 2043) é de 34 mil milhões de dólares.
Texto do artigo · p. 7 Os valores anuais de investimento para a produção, o transporte e a distribuição são mostrados na Tabela 8.1 ressalvando o facto de em 2024, ser necessário um esforço financeiro excepcional, pois será a altura em que serão implementados os projectos da STE e da Central de Mphanda Nkuwa e Lupata com valores anuais na ordem dos 3 mil milhões de dólares.
Texto do artigo · p. 7 10.2. Análise financeira
Texto do artigo · p. 7 A análise financeira conduziu a dois casos:(i) caso base (importação de energia da África do Sul de 2018 a 2022) e (ii) caso de comparação (compra de energia adicional da HCB de
Texto do artigo · p. 7 2018 a 2022). O resultado da análise do caso base concluiu que as tarifas de energia devem atingir níveis de 12,5 USc/kWh para que assumam a recuperação total de custos de fornecimento de energia em cada ano.
Texto do artigo · p. 7 10.3. Tarifa de energia
Texto do artigo · p. 7 Espera-se que a receita de vendas de energia recupere os custos de investimento, operação e manutenção de instalações de energia. O cronograma esperado de ajuste de tarifas de energia é mostrado abaixo e, para a sua concretização, os aumentos seriam na ordem dos 30% e 15% para os anos de 2018 e 2019, respectivamente.
Número ou marcador · p. 8 11. Aspectos Ambientais e Sociais 11.1. Avaliação do impacto ambiental
Texto do artigo · p. 8 O processo de Avaliação do Impacto Ambiental (EIA) é regulado em "Regulamentos para Avaliação do Impacto Ambiental (Decreto n.º 54/2015)". Os proponentes dos projectos de desenvolvimento precisam das licenças ambientais do Ministério da Terra, Meio Ambiente e Desenvolvimento Rural (MITADER) como órgão regulador do EIA. Os Regulamentos do EIA classificam os projectos de desenvolvimento nas quatro categorias seguintes:
Texto do artigo · p. 8 • Categoria A +: Os projectos são complexos e de impactos irreversíveis para o meio ambiente. Projectos como desenvolvimento mineral, de energia nuclear e desenvolvimento de gás natural estão listados nesta categoria, sendo o EIA obrigatório. • Categoria A: Projectos têm significância para o meio ambiente. Projectos de produção eléctrica como centrais hidroeléctrica, centrais térmicas, centrais geotérmica e energia solar fotovoltaica, e de construção de linha de transporte acima de 66kV são listados nesta categoria, sendo o EIA obrigatório. • Categoria B: Os projectos têm potencial menos adverso para o meio ambiente, do que os projectos da Categoria A. A construção da linha de transporte inferior a 66kV no sector eléctrico está listada nesta categoria, bem como construção da estação transformadora. Para esta categoria, é necessária a Avaliação Ambiental Simplificada (EAS).
Texto do artigo · p. 8 • Categoria C: Os projectos têm um impacto mínimo ou pequeno para o meio ambiente. A construção da linha de transporte de 33kV no sector eléctrico está listada nesta categoria. A categoria C não requer EIA nem SEA.
Texto do artigo · p. 8 11.2. Emissões de CO2 do cenário de desenvolvimento seleccionado
Texto do artigo · p. 8 O volume de emissões de CO2 de 2018 a 2023 é gradualmente aumentado devido à introdução de várias centrais térmicas. O volume após 2024 é diminuído devido à operação de unidades hidroeléctricas de grande porte. O factor médio de emissão de CO2 de 2018 a 2023 é aumentado gradualmente. Após 2024, o factor é diminuído e o baixo nível continuará no futuro.
Número ou marcador · p. 8 12. Considerações Finais
Texto do artigo · p. 8 A produção de energia com base no gás natural deverá representar mais de 50% na matriz energética do País, pelo que é importante aprimorar os critérios de alocação de gás natural com preços preferenciais para a produção de energia, assegurando desta forma uma energia com preços competitivos principalmente para o mercado doméstico.
Texto do artigo · p. 8 Adicionalmente, será necessário estruturar o MIREME e as Instituições relevantes para assegurar a correcta implementação e revisão em tempo útil do Plano Director de infra-estruturas de Electricidade.
Texto do artigo · p. 8 Outras considerações para o desenvolvimento do sector eléctrico são resumidas a seguir:
Texto do artigo · p. 8 Org. Categoria PERIODO Curto prazo (2018-2022) Médio prazo (2023-2030) Longo prazo (2031-2042) EDM Tarifa de energia • Processar os reajustes tarifários para 2018 e 2019. O aumento de 30% e 15% em 2018 2 2019 é particularmente crítico para o desenvolvimento futuro. • M o n i t o r a r periodicamente as posições financeiras e reflectir nos reajustes tarifários, uma vez que este período concentra a s n e c e s s i d a d e s de investimento e, consequentemente, os requisitos tarifários de energia. • Prestar muita atenção aos dados de receita e custo para revisar os níveis tarifários. Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estabelecer as estratégias de desenvolvimento de subprojectos de produção, transporte e distribuição. Em particular, sobre a mobilização de fundos e estratégia financeira. • Implementar os projectos de EDM, como importantes projectos estratégicos. • Trocar pontos de vista e informações sobre subprojectos com as organizações e empresas envolvidas e formular os planos de implementação. Coordenação com organizações relacionadas • Decidir a estrutura de implementação para investimentos privados e projetos conjuntos com a HCB / Motraco. Em particular, o contrato de compra de energia e a estrutura legal para implementação conjunta. • A c o m p a n h a r o a n d a m e n t o d e projectos privados e projectos conjuntos HCB / MOTRACO p a r a f o r n e c e r aconselhamento e assistência. • Prever as futuras posições financeiras do sector eléctrico.
Org.CategoriaPERIODO
Curto prazo (2018-2022)Médio prazo (2023-2030)Longo prazo (2031-2042)
EDMTarifa de energia• Processar os reajustes tarifários para 2018 e 2019. O aumento de 30% e 15% em 2018 2 2019 é particularmente crítico para o desenvolvimento futuro.• M o n i t o r a r periodicamente as posições financeiras e reflectir nos reajustes tarifários, uma vez que este período concentra a s n e c e s s i d a d e s de investimento e, consequentemente, os requisitos tarifários de energia.• Prestar muita atenção aos dados de receita e custo para revisar os níveis tarifários.
Implementação do Plano de Desenvolvimento• Estabelecer as estratégias de desenvolvimento de subprojectos de produção, transporte e distribuição. Em particular, sobre a mobilização de fundos e estratégia financeira.• Implementar os projectos de EDM, como importantes projectos estratégicos.• Trocar pontos de vista e informações sobre subprojectos com as organizações e empresas envolvidas e formular os planos de implementação.
Coordenação com organizações relacionadas• Decidir a estrutura de implementação para investimentos privados e projetos conjuntos com a HCB / Motraco. Em particular, o contrato de compra de energia e a estrutura legal para implementação conjunta.• A c o m p a n h a r o a n d a m e n t o d e projectos privados e projectos conjuntos HCB / MOTRACO p a r a f o r n e c e r aconselhamento e assistência.• Prever as futuras posições financeiras do sector eléctrico.
Texto do artigo · p. 9 Org. Categoria PERIODO Curto prazo (2018-2022) Médio prazo (2023-2030) Longo prazo (2031-2042) MIREM/ MEF Tarifa de energia • Para discutir no Conselho de Ministros os ajustes de energia para 2018 e 2019. • Fortalecer a função e capacidade do órgão regulador do sector eléctrico. Isso inclui a tarifa de energia, o investimento privado e outras questões regulatórias do sector. • Examinar a política e implementação para exportar energia para outros países. Sector de Regulação • Estudar as medidas para facilitar a participação do sector privado e melhorar /criar as legislações. Em particular, os contractos de compra de energia e questões legais e financeiras. • Acompanhar o impacto dos projectos de investimento nas situações macroeconómicas. • Estudar o fortalecimento da política de desenvolvimento de poder com o desenvolvimento da energia primária e sua sinergia. HCB Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estabelecer a estratégia de desenvolvimento de grandes projectos hidroeléctricos, estabelecendo e fortalecendo as equipes de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos. • Implementar grandes projectos hidroeléctricos. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto. • Rever a estratégia de desenvolvimento de negócios para projectos de energia e estudar novas colaborações com a EDM. Motraco Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estudar os planos de implementação de projectos de linhas de transporte em larga escala com EDM. Estabelecer e fortalecer as equipe de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos. • Implementar projectos de linhas de transporte em larga escala. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto. • Estudar novas colaborações com a EDM.
Org.CategoriaPERIODO
Curto prazo (2018-2022)Médio prazo (2023-2030)Longo prazo (2031-2042)
MIREM/ MEFTarifa de energia• Para discutir no Conselho de Ministros os ajustes de energia para 2018 e 2019.• Fortalecer a função e capacidade do órgão regulador do sector eléctrico. Isso inclui a tarifa de energia, o investimento privado e outras questões regulatórias do sector.• Examinar a política e implementação para exportar energia para outros países.
Sector de Regulação• Estudar as medidas para facilitar a participação do sector privado e melhorar /criar as legislações. Em particular, os contractos de compra de energia e questões legais e financeiras.• Acompanhar o impacto dos projectos de investimento nas situações macroeconómicas.• Estudar o fortalecimento da política de desenvolvimento de poder com o desenvolvimento da energia primária e sua sinergia.
HCBImplementação do Plano de Desenvolvimento• Estabelecer a estratégia de desenvolvimento de grandes projectos hidroeléctricos, estabelecendo e fortalecendo as equipes de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos.• Implementar grandes projectos hidroeléctricos. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto.• Rever a estratégia de desenvolvimento de negócios para projectos de energia e estudar novas colaborações com a EDM.
MotracoImplementação do Plano de Desenvolvimento• Estudar os planos de implementação de projectos de linhas de transporte em larga escala com EDM. Estabelecer e fortalecer as equipe de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos.• Implementar projectos de linhas de transporte em larga escala. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto.• Estudar novas colaborações com a EDM.
Texto do artigo · p. 10 Mtwara(Tan)
Texto do artigo · p. 10 TANZANIA
Texto do artigo · p. 10 Palma
Texto do artigo · p. 10 Auasse
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Texto do artigo · p. 10 Rovuma200
Texto do artigo · p. 10 Rovuma200
Texto do artigo · p. 10 Rovuma200
Texto do artigo · p. 10 MOZAMBIQUE
Texto do artigo · p. 10 Shell 80
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Texto do artigo · p. 10 Macomia
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Texto do artigo · p. 10 Matangula 100
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Texto do artigo · p. 10 Montepuez Lichinga
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Texto do artigo · p. 10 Marrupa 50
Texto do artigo · p. 10 Metoro
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Texto do artigo · p. 10 Solar 30
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Texto do artigo · p. 10 Marrupa
Texto do artigo · p. 10 Metro 50
Texto do artigo · p. 10 Metro 100
Texto do artigo · p. 10 Metro 50
Texto do artigo · p. 10 Chipata West(Zam)
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Texto do artigo · p. 10 Ulonge
Texto do artigo · p. 10 Nacala Velha
Texto do artigo · p. 10 Nacala Monapo
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Texto do artigo · p. 10 Cuamba
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Texto do artigo · p. 10 Nampula Central Nampula
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Texto do artigo · p. 10 Coal 200
Texto do artigo · p. 10 Mussacama
Texto do artigo · p. 10 Coal 200
Texto do artigo · p. 10 HCB North Bank
Texto do artigo · p. 10 Manje
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Texto do artigo · p. 10 Coal200
Texto do artigo · p. 10 Wind 30
Texto do artigo · p. 10 Namialo
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Texto do artigo · p. 10 Movel Tete
Texto do artigo · p. 10 Gurue
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Texto do artigo · p. 10 Milange
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Texto do artigo · p. 10 Tete
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Texto do artigo · p. 10 Phomebeya(Mal)
Texto do artigo · p. 10 Alto Molocue
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Texto do artigo · p. 10 Jindal
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Texto do artigo · p. 10 Angoche
Texto do artigo · p. 10 Cataxa
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Texto do artigo · p. 10 Moatize
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Texto do artigo · p. 10 ZIMBABWE
Texto do artigo · p. 10 Matambo
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Texto do artigo · p. 10 Mocuba
Texto do artigo · p. 10 Uape Moma
Texto do artigo · p. 10 Lupata
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Texto do artigo · p. 10 Guro
Texto do artigo · p. 10 Caravela
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Texto do artigo · p. 10 Nicuadala
Texto do artigo · p. 10 Bindura
Texto do artigo · p. 10 Catandica
Texto do artigo · p. 10 Caia
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Texto do artigo · p. 10 Macossa
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Texto do artigo · p. 10 Quelimane
Texto do artigo · p. 10 x2
Texto do artigo · p. 10 PV 30
Texto do artigo · p. 10 Inhaminga
Texto do artigo · p. 10 Orange Grove(Zim)
Texto do artigo · p. 10 Marroumeu
Texto do artigo · p. 10 Chibata
Texto do artigo · p. 10 Mutare
Texto do artigo · p. 10 Chimoio
Texto do artigo · p. 10 Inchope Lamego
Texto do artigo · p. 10 PV 30 PV 30
Texto do artigo · p. 10 Manga Airport
Texto do artigo · p. 10 Chicamba
Texto do artigo · p. 10 Mutua
Texto do artigo · p. 10 Tsate
Texto do artigo · p. 10 Nhamatanda
Texto do artigo · p. 10 Manga
Texto do artigo · p. 10 Dondo Beira
Texto do artigo · p. 10 Mavuzi
Texto do artigo · p. 10 Buzi
Texto do artigo · p. 10 Munhava
Texto do artigo · p. 10 PV 30
Texto do artigo · p. 10 Wind 30
Texto do artigo · p. 10 PV 30
Texto do artigo · p. 10 PV 30
Texto do artigo · p. 10 50
Texto do artigo · p. 10 Chibabava
Texto do artigo · p. 10 50
Texto do artigo · p. 10 Temane
Texto do artigo · p. 10 Vilanculos
Texto do artigo · p. 10 Temane 100
Texto do artigo · p. 10 Temane400
Texto do artigo · p. 10 Temane 200
Texto do artigo · p. 10 Temane 200
Texto do artigo · p. 10 Temane 200
Texto do artigo · p. 10 Apollo
Texto do artigo · p. 10 SOUTH AFRICA
Texto do artigo · p. 10 Kuvaninga
Texto do artigo · p. 10 Ressano Garcia S/S
Texto do artigo · p. 10 -CTRG -GIGAWATT -GAS 200 -GAS 200 -GAS 200
Texto do artigo · p. 10 Komatiport
Texto do artigo · p. 10 Ressano Garcia
Texto do artigo · p. 10 Maputo
Texto do artigo · p. 10 Boane
Texto do artigo · p. 10 Edwleni II
Texto do artigo · p. 10 SWAZILAND
Texto do artigo · p. 10 Mapai
Texto do artigo · p. 10 x2
Texto do artigo · p. 10 x2
Texto do artigo · p. 10 Massinga
Texto do artigo · p. 10 Wind Tofo
Texto do artigo · p. 10 Lindela
Texto do artigo · p. 10 Lionde
Texto do artigo · p. 10 x2
Texto do artigo · p. 10 x2
Texto do artigo · p. 10 Chibuto
Texto do artigo · p. 10 Corumana
Texto do artigo · p. 10 x3
Texto do artigo · p. 10 x2 x2
Texto do artigo · p. 10 Chongoene
Texto do artigo · p. 10 Chicumbane(Xai-Xai) Macia
Texto do artigo · p. 10 x2 x2
Texto do artigo · p. 10 Xinavane
Texto do artigo · p. 10 Wind 30
Texto do artigo · p. 10 Maracuene Beluluane
Texto do artigo · p. 10 Matola
Texto do artigo · p. 10 Infulene
Texto do artigo · p. 10 Salamanga
Texto do artigo · p. 10 50
Texto do artigo · p. 10 Mapa com os projectos das Linhas de Transporte
Texto do artigo · p. 10 Página 13 (13)
Fonte textual acessível e tabelas
  1. Texto do artigo, página 1: CONSELHO DE MINISTROS
  2. Texto do artigo, página 1: Resolução n.º 48/2018
  3. Texto do artigo, página 1: de 3 de Dezembro
  4. Texto do artigo, página 1: Tornando-se necessário adoptar um Plano para acelerar
  5. Texto do artigo, página 1: o investimento em infra-estruturas eléctricas, que sustente o acesso universal à electricidade até 2043 e o aproveitamento dos recursos energéticos naturais para o desenvolvimento económico de Moçambique, nos termos da alínea f) do n.º 1 do artigo 204 da Constituição da República, o Conselho de Ministros determina:
  6. Número ou marcador, página 1: Artigo 1. É aprovado o Plano Director Integrado de Infra-
  7. Texto do artigo, página 1: -estruturas de Electricidade 2018- 2043, em anexo, que é parte integrante da presente Resolução.
  8. Número ou marcador, página 1: Art. 2. A presente Resolução entra em vigor na data da sua publicação.
  9. Texto do artigo, página 1: Aprovada pelo Conselho de Ministros, aos 16 de Outubro
  10. Texto do artigo, página 1: de 2018. Publique-se.
  11. Texto do artigo, página 1: O Primeiro-Ministro, Carlos Agostinho do Rosário.
  12. Texto do artigo, página 1: PLANO DIRECTOR INTEGRADO DE INFRAESTRUTURAS DE ELECTRICIDADE 2018-2043
  13. Número ou marcador, página 1: 1. Introdução
  14. Texto do artigo, página 1: A Estratégia Nacional de Desenvolvimento de Moçambique (ENDE) pressupõe que o desenvolvimento económico e social integrado passa pela transformação estrutural da economia para um estágio competitivo e diversificado, apostando assim na industrialização como principal via para alcançar a visão de prosperidade e competitividade, assentes num modelo de crescimento inclusivo.
  15. Texto do artigo, página 1: O Governo indicou o sector de energia como um dos quatro pilares para o alcance dos objectivos da ENDE.
  16. Texto do artigo, página 1: O grande desafio centra-se em assegurar fiabilidade no acesso à energia de qualidade, facto que requer a elaboração de um Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade, para orientar a expansão do parque de produção, transporte e distribuição, assim como a diversificação da matriz de produção de energia, em resposta ao acentuado crescimento da Procura que se perspectiva para os próximos anos.
  17. Número ou marcador, página 1: 2. Objectivos do Plano Director Integrado
  18. Texto do artigo, página 1: O Plano visa assegurar o alinhamento institucional na implementação dos diversos projectos de produção, transporte e distribuição, com enfoque para a segurança energética, estabilidade, qualidade e fiabilidade do sistema eléctrico nacional. O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade identifica e caracteriza os investimentos necessários e prioritários para o desenvolvimento da infraestrutura eléctrica, servindo de suporte para a industrialização nacional, aumento do acesso à electricidade através da Rede Eléctrica Nacional, e monetização dos recursos naturais nacionais, com a exportação de energia eléctrica para a região austral.
  19. Número ou marcador, página 1: 3. Conteúdo do Plano Director Integrado O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade
  20. Texto do artigo, página 1: contém as seguintes componentes:
  21. Texto do artigo, página 1: • Previsão da Procura; • Plano de Desenvolvimento da Produção; • Plano de Desenvolvimento do Transporte; • Operação do Sistema; • Plano de Desenvolvimento da Distribuição; • Análise Económica e Financeira, e
  22. Texto do artigo, página 2: • Considerações Ambientais e Sociais.
  23. Texto do artigo, página 2: da exploração dos recursos energéticos, visando estimular o investimento público e privado, e reduzir as importações de energia eléctrica para o território nacional.
  24. Texto do artigo, página 2: O Plano Director Integrado faz uma projeção da procura nacional, doméstica e industrial, prevendo atingir cerca de 8.000 MW em 2043 (10 vezes acima dos níveis actuais), representando uma taxa média anual de crescimento de 8.6%, a segunda maior na região austral, depois da Tanzania. Na exportação de energia para a região, prevê-se atingirem-se níveis acima dos 7.000 MW. Prevê-se que esta procura seja satisfeita nos termos da Estratégia Nacional de Electrificação, pela qual cerca de 70% do acesso em 2030 será providenciado por sistemas da Rede Eléctrica Nacional.
  25. Texto do artigo, página 2: O Plano Director Integrado de Infraestruturas de Electricidade será revisto de dois em dois anos, com vista à actualização das premissas da procura, cronograma de investimentos e demais factores críticos do plano.
  26. Número ou marcador, página 2: 4. Previsão da Procura
  27. Texto do artigo, página 2: A procura é dividida em 3 categorias sendo que a primeira refere-se aos “Clientes Gerais”, que são agregados familiares e pequenos clientes fornecidos pela BT (Baixa Tensão). Em segundo lugar, o “Médio-Grande (M-L) Cliente”, que são grandes clientes fornecidos por BT, MT (Média Tensão) e clientes de Alta tensão (AT); finalmente, "Clientes Especiais", que são clientes cujo contrato é acima de 1MW e alimentados por tensão acima de 66kV.
  28. Texto do artigo, página 2: Os projectos de produção de energia totalizam 4.300 MW de produção hídrica, 8.500 MW de produção a gás, 1.350 MW a carvão, 530 MW solar e 150 MW eólica. Prevê-se que em 2043, a produção de energia com base no gás natural represente mais de 50% da energia produzida.
  29. Texto do artigo, página 2: O total de investimentos previstos para a produção ultrapassa os 18 mil milhões de Dólares Americanos (USD). O Plano Director Integrado identifica e prioriza os potenciais produtores garantindo o desenvolvimento da produção baseado na sua viabilidade e rentabilidade económica.
  30. Texto do artigo, página 2: A procura foi prevista em três níveis, do lado do cliente, na subestação de transporte e na central, levando em conta as perdas de energia na rede de transporte e distribuição.
  31. Texto do artigo, página 2: A previsão da procura nacional, do lado da entrega (do lado do cliente) é mostrada na Tabela 2.1 e para o efeito, a taxa média de crescimento anual (AAGR) do consumo de energia é de 8,58%.
  32. Texto do artigo, página 2: No que se refere à infraestrutura de transporte de energia, prevê-se um investimento de 9.1 mil milhões USD, em linhas a 400 kV AC, que irão concretizar as interligações regionais, e interligar os sistemas Sul e centro - norte. Cerca de 70% destes investimentos devem ser mobilizados até 2025, para permitir a conclusão da Linha de transporte entre Cataxa-Tete e Maputo no âmbito da espinha dorsal, vulgo Sociedade de Transporte de Energia (STE).
  33. Texto do artigo, página 2: Tabela 1.1 Previsão da Procura Nacional (Consumo de Energia, Potência Máxima) Tabela 2.2 Previsão da Procura Provincial (Consumo de
  34. Texto do artigo, página 2: 2015 2042 Consumo de energia 3,908GWh 35,444GWh Procura máxima 655MW 5,950MW
    20152042
    Consumo de energia3,908GWh35,444GWh
    Procura máxima655MW5,950MW
  35. Texto do artigo, página 2: Na distribuição de energia, prevê-se que se atinja o acesso universal em 2030, com a ligação de mais 7 milhões de famílias, das quais pouco mais de 2 milhões em sistemas isolados, num investimento estimado em 6.6 mil milhões USD, dos quais 25% serão reservados para obras de reabilitação e reforço de redes existentes.
  36. Texto do artigo, página 2: Do mesmo modo, a previsão de procura é realizada para 11 províncias onde o PIB / Capita de cada província foi empregado e o factor de coincidência para 11 províncias foi considerado para prever a procura máxima.
  37. Texto do artigo, página 2: As Tabelas 2.2 e 2.3 mostram a previsão da procura provincial ressalvando o facto de que o aumento da procura nas províncias do Norte, como Cabo Delgado, Niassa, Nampula, Zambézia e Sofala, na região centro, é maior do que nas outras províncias.
  38. Texto do artigo, página 2: Para a implementação dos Projectos do Plano Director Integrado, requer-se um investimento de 34 mil milhões USD, com a participação do Governo, doadores, instituições de financiamento e sector privado. É necessário que o quadro regulatório e regime tarifário acompanhem estes investimentos, e que o sector tenha uma abordagem integrada no planeamento
  39. Texto do artigo, página 2: Energia)
  40. Texto do artigo, página 2: (GWh) Cabo Delgado Niassa Nampula Zambezia Manica Tete Sofala Inhambane Gaza Maputo Provincia Maputo Cidade Total 2015 99.3 55.7 476.6 148.6 147.1 351.5 375.3 117 267.2 855.3 1049.1 3942.7 2043 2110.9 703.1 4978.7 1864.6 1251 2020 4619.8 1049.8 1718 7458.1 7670.2 35444 AAGR 12.58% 10.11% 9.33% 10.07% 8.31% 6.70% 10.41% 8.49% 7.18% 8.52% 7.67%
    (GWh)
    Cabo DelgadoNiassaNampulaZambeziaManicaTeteSofalaInhambaneGazaMaputo ProvinciaMaputo CidadeTotal
    201599.355.7476.6148.6147.1351.5375.3117267.2855.31049.13942.7
    20432110.9703.14978.71864.6125120204619.81049.817187458.17670.235444
    AAGR12.58%10.11%9.33%10.07%8.31%6.70%10.41%8.49%7.18%8.52%7.67%
  41. Texto do artigo, página 2: Tabela 2.3 Previsão da Procura Provincial (Potência Máxima)
  42. Texto do artigo, página 2: (MW) Cabo Delgado Niassa Nampula Zambezia Manica Tete Sofala Inhambane Gaza Maputo Provincia Maputo Cidade Total 2015 21.4 12.5 94.3 33.9 26.6 73 73.9 18 43.3 160.1 164.1 721 2043 408.8 153.5 934 355.3 242.2 411 866.6 180 368.3 1374.5 1374.5 6651 AAGR 11.88% 10.00% 9.08% 9.35% 8.60% 6.62% 10.21% 8.95% 8.33% 8.41% 8.27%
    (MW)
    Cabo DelgadoNiassaNampulaZambeziaManicaTeteSofalaInhambaneGazaMaputo ProvinciaMaputo CidadeTotal
    201521.412.594.333.926.67373.91843.3160.1164.1721
    2043408.8153.5934355.3242.2411866.6180368.31374.51374.56651
    AAGR11.88%10.00%9.08%9.35%8.60%6.62%10.21%8.95%8.33%8.41%8.27%
  43. Número ou marcador, página 3: 5. Plano de Desenvolvimento de Produção
  44. Texto do artigo, página 3: A análise do plano de desenvolvimento da produção é feito em 2 estágios sendo o primeiro, estágio 1, abrangendo os dois sub-sistemas Sul e Centro-Norte isolados e o segundo, estágio 2, abrangendo os sistemas integrados.
  45. Texto do artigo, página 3: O sistema eléctrico em Moçambique em 2018 está dividido em dois sub-sistemas: sub-sistema Sul, sub-sistema CentroNorte sendo que o sub-sistema Sul está interligado com a rede da África do Sul enquanto que o sub-sistema Centro-Norte, à rede do Zimbabwe.
  46. Texto do artigo, página 3: No estágio 1, o plano de desenvolvimento da produção visa responder à procura doméstica, e no estágio 2 além da procura doméstica, prevê produzir inicialmente 20% do pico da procura doméstica para exportação.
  47. Texto do artigo, página 3: A curto prazo, o plano de desenvolvimento da produção foi avaliado para cada um dos sub-sistemas, esperando-se que os projectos STE (Espinha Dorsal) e Central hidroeléctrica de Mphanda Nkuwa sejam operados em 2028, altura em que os sistemas serão integrados.
  48. Texto do artigo, página 3: A penetração das energias renováveis com incidência para as solar e eólica será no máximo de 10% do pico da procura doméstica. O resultado do plano de desenvolvimento da produção é mostrado nas Tabelas 3.1 e 3.3.
  49. Texto do artigo, página 3: Tabela 3.1 Plano de Desenvolvimento da Produção (2018-2028)
  50. Texto do artigo, página 3: Ano Pico da Demanda [MW] Capacidade Total Instalada [MW] Hídrica [MW] Diesel [MW] Gás [MW] Carvão [MW] Capacidade Adicional Necessária [MW] Solar [MW] Eólica [MW] 2018 1,405 2,937 0 0 110 0 300 0 2019 1,622 3,132 0 0 0 0 240 40 0 2020 1,750 3,412 0 0 0 0 120 40 0 2021 1,931 3,572 0 0 0 0 360 0 0 2022 2,118 3,932 0 0 400 0 -290 0 0 2023 2,308 4,042 0 0 210 650 -550 0 30 2024 2,503 4,382 0 0 100 0 0 30 0 2025 2,703 4,512 50 0 1000 0 0 30 0 2026 3,767 5,592 0 0 100 300 -100 30 0 2027 3,980 5,922 0 0 180 0 0 0 30 2028 4,199 6,132 0 0 100 0 0 30 0 Capacidade Desenvolvida (MW) 50 0 2200 950 160 200 60 3,366
    AnoPico da Demanda [MW]Capacidade Total Instalada [MW]Hídrica [MW]Diesel [MW]Gás [MW]Carvão [MW]Capacidade Adicional Necessária [MW]Solar [MW]Eólica [MW]
    20181,4052,9370011003000
    20191,6223,1320000240400
    20201,7503,4120000120400
    20211,9313,572000036000
    20222,1183,932004000-29000
    20232,3084,04200210650-550030
    20242,5034,3820010000300
    20252,7034,512500100000300
    20263,7675,59200100300-100300
    20273,9805,9220018000030
    20284,1996,1320010000300
    Capacidade Desenvolvida (MW)500220095016020060
    3,366
  51. Texto do artigo, página 3: Tabela 3.3 Plano de Desenvolvimento da Produção (Sistema integrado. 2029-2043)
  52. Texto do artigo, página 3: Sistema Integrado de 2029 até 2042 (Com a Mozal) Ano Pico da Demanda (Domestic) Pico da Demanda a Exportar Capacidad e Total Instalada Mphanda Nkuwa Cahora Bassa Lupata Boroma Tete Hídrica CCGT Carvão Central Solar Central Eólica Hídrica Hídrica Hídrica Carvão Hídrica Gás Carvão Solar Eólica [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] 2029 4,283 857 6,132 1,500 300 30 2030 4,499 900 7,962 300 100 30 2031 4,722 944 8,392 100 30 2032 4,953 991 8,522 650 30 2033 5,192 1,038 9,202 100 30 2034 5,439 1,088 9,332 1,245 30 2035 5,695 1,139 10,607 100 1,500 30 2036 5,961 1,192 12,237 100 30 2037 6,237 1,247 12,367 200 30 2038 6,523 1,305 12,597 100 2,000 30 2039 6,821 1,364 14,727 400 30 2040 7,131 1,426 15,157 2,000 30 2041 7,442 1,488 17,187 400 30 2042 7,770 1,554 17,617 50 400 30 2043 Capacidade Desenvolvida (MW) 1,500 1,245 650 600 850 6,300 400 330 90 11,965
    Sistema Integrado de 2029 até 2042 (Com a Mozal)
    AnoPico da Demanda (Domestic)Pico da Demanda a ExportarCapacidad e Total InstaladaMphanda NkuwaCahora BassaLupata BoromaTeteHídricaCCGTCarvãoCentral SolarCentral Eólica
    HídricaHídricaHídricaCarvãoHídricaGásCarvãoSolarEólica
    [MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW][MW]
    20294,2838576,1321,50030030
    20304,4999007,96230010030
    20314,7229448,39210030
    20324,9539918,52265030
    20335,1921,0389,20210030
    20345,4391,0889,3321,24530
    20355,6951,13910,6071001,50030
    20365,9611,19212,23710030
    20376,2371,24712,36720030
    20386,5231,30512,5971002,00030
    20396,8211,36414,72740030
    20407,1311,42615,1572,00030
    20417,4421,48817,18740030
    20427,7701,55417,6175040030
    2043
    Capacidade Desenvolvida (MW)1,5001,2456506008506,30040033090
    11,965
  53. Texto do artigo, página 3: O custo de investimento do plano de desenvolvimento da produção de 2018 a 2043 está na Figura 3.1 sendo que
  54. Texto do artigo, página 3: o investimento em 25 anos será na ordem dos 18.5 mil milhões de MUSD.
  55. Texto do artigo, página 4: Figura 3.1 Custo do Investimento de 2018 a 2043
  56. Texto do artigo, página 4: Custo de Investimento 2018 -2043 [MUSD] 4,000 3,000 2,000 1,000 Ano 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042
  57. Número ou marcador, página 4: 6. Plano de desenvolvimento de transporte
  58. Texto do artigo, página 4: O plano de desenvolvimento de transporte é calculado usando a procura de cada subestação e o cenário de desenvolvimento da produção recomendado (a potência de exportação é 20% do pico da procura e a energia solar e eólica é 10% do pico da procura).
  59. Texto do artigo, página 4: Tabela 4.1 Projecto Principal de Transporte
  60. Texto do artigo, página 4: O investimento total para as infra-estruturas de transporte de energia é estimado em 9.1 mil milhões de USD por 25 anos e mostrado na Figura 4.1. O custo do investimento até 2024
  61. Texto do artigo, página 4: Figura 4.1 Custo do investimento para o sistema de transporte de energia
  62. Texto do artigo, página 4: Custo do investimento para o sistema de transporte de energia 1200 1000 800 600 400 200 0 20/19 20/20 20/21 20/22 20/23 20/24 20/25 20/26 20/27 20/28 20/29 20/30 20/31 20/32 20/33 20/34 20/35 20/36 20/37 20/38 20/39 20/40 20/41 20/42 20/43
  63. Texto do artigo, página 4: Os sistemas de energia são formulados considerando a introdução dos principais projectos do transporte principal que estão na Tabela 4.1, e para atender ao crescimento da procura e ao critério vulgo N-11 ou seja o sistema deve ser desenhado de tal forma que em caso de indisponibilidade de uma das linhas, não haja interrupção no fornecimento de energia aos consumidores.
  64. Texto do artigo, página 4: Projecto Previsão de Comissionamento 400kV STE Fase 1-1 AC1 2 (Vilanculos-Maputo) 2022 400kV Interligação com Malawi 2021 400kV Interligação com Zâmbia 2022 400kV Caia-Nacala 2022 400kV STE Fase 1-2 AC (Songo-Vilanculos) 2026 500kV STE Fase 1&2 DC23 (Cataxa-Maputo) 2026 400kV Projecto MoZiSa 2025 400kV Interligação com Tanzânia 2026 400kV Palma-Metoro 2026
    ProjectoPrevisão de Comissionamento
    400kV STE Fase 1-1 AC1 2 (Vilanculos-Maputo)2022
    400kV Interligação com Malawi2021
    400kV Interligação com Zâmbia2022
    400kV Caia-Nacala2022
    400kV STE Fase 1-2 AC (Songo-Vilanculos)2026
    500kV STE Fase 1&2 DC23 (Cataxa-Maputo)2026
    400kV Projecto MoZiSa2025
    400kV Interligação com Tanzânia2026
    400kV Palma-Metoro2026
  65. Texto do artigo, página 4: é de 6.5 mil milhões de USD, o que representa cerca de 70% do custo total do investimento até 2043.
  66. Texto do artigo, página 4: 1 Configuração da rede de transporte que permite que em caso de indisponibilidade de uma linha transporte não haja interrupção de energia aos consumidores, 2 Sistemas de transporte de energia em corrente alternada 3 Sistemas de transporte de energia em corrente contínua
  67. Número ou marcador, página 5: 7. Operação do Sistema
  68. Texto do artigo, página 5: Actualmente em Moçambique, o sub-sistema do Sul está ligado ao da RSA e os outros sistemas (Centro, Centro-Norte e Norte) estão separados e ligados à rede do Zimbabwe. Para atender à integração do sistema, especialmente à interligação entre todos os sub-sistemas dispersos, as funcionalidades modernizadas de controlo e despacho do sistema devem ser estabelecidas.
  69. Texto do artigo, página 5: Algumas funcionalidades importantes do sistema eléctrico moçambicano é feito na África do Sul e/ou no Zimbabwe, tornando o País dependente e vulnerável aos outros Países. A título
  70. Texto do artigo, página 5: de exemplo, o controlo da subestação de Maputo e da MOZAL é feito na África do Sul, enquanto a regulação da frequência da rede é feita pela África do Sul e pelo Zimbabwe.
  71. Texto do artigo, página 5: Para a sua instituição, os problemas actuais devem ser resolvidos de maneira razoável, o que é compatível com o projecto básico (conceito) para a operação do sistema, para o que o presente estudo propõe soluções.
  72. Texto do artigo, página 5: Dada a importância da funcionalidade de um Centro Nacional de Despacho para a segurança e fiabilidade do sistema eléctrico, há necessidade de acelerar o investimento no Plano Director Integrado de Infraestruturas eléctricas.
  73. Texto do artigo, página 5: Tabela 5.1 Desafios de Curto Prazo relacionados à Operação do Sistema.
  74. Texto do artigo, página 5: 1 Nenhuma capacidade de manutenção do NCC SCADA 2 Nenhuma directriz de operação do sistema aprovada 3 Programa de desenvolvimento de RH pouco claro relacionado com a operação do sistema
    1Nenhuma capacidade de manutenção do NCC SCADA
    2Nenhuma directriz de operação do sistema aprovada
    3Programa de desenvolvimento de RH pouco claro relacionado com a operação do sistema
  75. Texto do artigo, página 5: Conceitos básicos a serem determinados são também propostos como abordagens contra os desafios de médio a longo prazo apresentados na tabela abaixo.
  76. Texto do artigo, página 5: Tabela 5.2 Desafios de médio a longo prazo relacionados à operação do sistema
  77. Texto do artigo, página 5: Desafio de Médio a Longo Prazo Abordagem Directa relacionada com a Solução A Estabelecimento de diretrizes de operação do sistema de acordo com a operação da instalação • Selecção de dispositivo de controlo automático e sofisticação do método de operação de facilidade • Introdução da facilidade no local que reduz a carga de operação B Familiaridade com o controlo da oferta e da procura em consonância com o aprimoramento do sistema • Formulação do método de configuração do controlo automático da produção (AGC) • Finalização da área de controlo • Análise cuidadosa do processo de negócios interno da EDM C Introdução da função de controlo de oferta e procura e sistema SCADA, que reduz a carga no operador do sistema • Decisão do Centro Nacional de Despacho e Centro de Controlo de backup • Construção da rede de comunicação D Desenvolvimento do sistema de gestão de negócios chave que incorpora a informação da operação do sistema • Formulação do modelo de negócio • Prestação de novos serviços
    Desafio de Médio a Longo PrazoAbordagem Directa relacionada com a Solução
    AEstabelecimento de diretrizes de operação do sistema de acordo com a operação da instalação• Selecção de dispositivo de controlo automático e sofisticação do método de operação de facilidade • Introdução da facilidade no local que reduz a carga de operação
    BFamiliaridade com o controlo da oferta e da procura em consonância com o aprimoramento do sistema• Formulação do método de configuração do controlo automático da produção (AGC) • Finalização da área de controlo • Análise cuidadosa do processo de negócios interno da EDM
    CIntrodução da função de controlo de oferta e procura e sistema SCADA, que reduz a carga no operador do sistema• Decisão do Centro Nacional de Despacho e Centro de Controlo de backup • Construção da rede de comunicação
    DDesenvolvimento do sistema de gestão de negócios chave que incorpora a informação da operação do sistema• Formulação do modelo de negócio • Prestação de novos serviços
  78. Número ou marcador, página 5: 8. Plano de desenvolvimento da distribuição O plano de desenvolvimento da distribuição é estudado
  79. Texto do artigo, página 5: na perspectiva de redução de perdas de distribuição e aumento de acesso à energia eléctrica.
  80. Texto do artigo, página 5: A EDM tem orçamento interno e orçamento externo apoiado pelos doadores, que foi reduzido entre 2012 e 2016. No entanto, a EDM deve garantir orçamento suficiente, uma vez que
  81. Texto do artigo, página 5: as instalações ampliadas e reabilitadas aumentarão. A Tabela
  82. Texto do artigo, página 5: Tabela 6.1 Custo de investimento da distribuição de 2018 a 2043 em [MUSD]
  83. Texto do artigo, página 5: 6.1 mostra o valor total do investimento de distribuição, para
  84. Texto do artigo, página 5: o período de 2018 a 2043, totalizando 6.6 mil milhões de USD, o equivalente a 263 MUSD por ano.
  85. Texto do artigo, página 5: As perdas de distribuição em 2015 foram de 18% e deve ser reduzida, pelo que se terá o mesmo efeito de aumentar a capacidade de fornecimento através da construção de novas centrais. Consequentemente, os projectos de redução de perdas de distribuição reduzirão o custo de construção e o custo de operação (incluindo o custo de combustível) das centrais.
  86. Texto do artigo, página 5: Reabilitação EDM 176 Doadores 1461 Electrificação (EDM, governo, doadores) 4950 Total 6587
    ReabilitaçãoEDM176
    Doadores1461
    Electrificação (EDM, governo, doadores)4950
    Total6587
  87. Texto do artigo, página 5: Devido à limitação de recursos na fase de implementação dos programas de electrificação, foram construídas linhas longas de média tensão. Constata-se que as perdas técnicas são grandes, devido ao comprimento das linhas com incidência nas de média tensão, pelo que este cenário deve ser revertido.
  88. Texto do artigo, página 6: Propõe-se a introdução do sistema multi-transformador, que vai permitir a redução drástica das perdas. Com esta medida, as perdas de distribuição reduzir-se-ão aos níveis de 206 GWh por ano que é equivalente a uma central com capacidade de 24MW, equivalente ao actual consumo de energia da província de Cabo Delgado.
  89. Texto do artigo, página 6: Refira-se que o efeito da redução de perdas pelo sistema multi-transformador representará uma poupança de cerca de 461 milhões de USD por 25 anos que é o tempo de vigência do presente Plano Director.
  90. Texto do artigo, página 6: Importa mencionar que o custo do projecto para a introdução do sistema multi-transformador é de 317 milhões de USD, ou seja, evitar-se-ia a construção de centrais com custos acima dos da sua operação (incluindo o custo do combustível) e a respectiva manutenção.
  91. Número ou marcador, página 6: 9. Programa de Electrificação
  92. Texto do artigo, página 6: A meta é alcançar o acesso universal até 2030 ou seja o acesso de energia a toda a população de Moçambique em 2030 partindo de uma base de 28% que é a actual taxa de acesso de electricidade do País.
  93. Texto do artigo, página 6: Neste aspecto, existe uma grande assimetria e, a título de exemplo, na cidade de Maputo, o acesso é de cerca de 92%, mas em Cabo Delgado, Niassa e Zambézia, o acesso está abaixo dos 20% o que mostra a grande disparidade entre as grandes cidades e as áreas rurais.
  94. Texto do artigo, página 6: No projecto de electrificação com base na rede convencional, se fôr dada prioridade à melhoria da relação de electrificação com o baixo custo, a melhoria da relação de electrificação nos locais já electrificados é mais custo-efectivo (Densificação). Por outro lado, se fôr dada prioridade à melhoria do número de novas ligações em locais sem rede, o custo de electrificação aumentará devido à extensão da linha de distribuição para novos locais, pelo que se deve encontrar uma forma equilibrada de abordagem durante a sua implementação.
  95. Texto do artigo, página 6: A Tabela 7.1 mostra as condições e pressupostos de electrificação na rede enquanto que a Tabela 7.2 indica o custo de electrificação em 2043.
  96. Texto do artigo, página 6: O valor total do custo de electrificação é de 5 mil milhões de USD ou seja198 MUSD por ano sendo fundamental para o alcance do acesso universal, a participação activa do Governo bem como o apoio dos doadores para o projecto de electrificação quer para os projectos ligados à rede, quer aos projectos fora da rede.
  97. Texto do artigo, página 6: O alvo da relação de electrificação 95% Até 2030 serão atingidos e continuados População (a partir de 2016) 27,000,000 Pessoa em casa (a partir de 2016) 5 O número de casas (a partir de 2016) 5,400,000 Crescimento populacional 2% O número de domicílios electrificados por ano pelo sistema EDM on-grid 110,000 Relação do número de casa (a partir de 2017) Na rede: 80% Fora da rede: 20% Custo de electrificação na rede por domicílio conectado 1.500USD Mudança do sistema off-grid (fora da rede) para o sistema EDM on-grid (na rede) 20% clientes fora da rede
    O alvo da relação de electrificação95% Até 2030 serão atingidos e continuados
    População (a partir de 2016)27,000,000
    Pessoa em casa (a partir de 2016)5
    O número de casas (a partir de 2016)5,400,000
    Crescimento populacional2%
    O número de domicílios electrificados por ano pelo sistema EDM on-grid110,000
    Relação do número de casa (a partir de 2017)Na rede: 80% Fora da rede: 20%
    Custo de electrificação na rede por domicílio conectado1.500USD
    Mudança do sistema off-grid (fora da rede) para o sistema EDM on-grid (na rede)20% clientes fora da rede
  98. Texto do artigo, página 6: Tabela 7.1 Condições para a estimativa do custo de electrificação na rede Tabela 7.2 Custo de eletrificação na rede
  99. Texto do artigo, página 6: Ano 2017 2043 O número de casas electrificadas [milhões de casas] 1.3 4.6 Custo de electrificação na rede [MUSD] 4 950
    Ano20172043
    O número de casas electrificadas [milhões de casas]1.34.6
    Custo de electrificação na rede [MUSD]4 950
  100. Número ou marcador, página 7: 10. Análise Económica e Financeira 10.1. Plano de investimento O investimento total necessário para o Plano Director durante os 25 anos (2018 – 2043) é de 34 mil milhões de dólares.
  101. Texto do artigo, página 7: Os valores anuais de investimento para a produção, o transporte e a distribuição são mostrados na Tabela 8.1 ressalvando o facto de em 2024, ser necessário um esforço financeiro excepcional, pois será a altura em que serão implementados os projectos da STE e da Central de Mphanda Nkuwa e Lupata com valores anuais na ordem dos 3 mil milhões de dólares.
  102. Texto do artigo, página 7: 10.2. Análise financeira
  103. Texto do artigo, página 7: A análise financeira conduziu a dois casos:(i) caso base (importação de energia da África do Sul de 2018 a 2022) e (ii) caso de comparação (compra de energia adicional da HCB de
  104. Texto do artigo, página 7: 2018 a 2022). O resultado da análise do caso base concluiu que as tarifas de energia devem atingir níveis de 12,5 USc/kWh para que assumam a recuperação total de custos de fornecimento de energia em cada ano.
  105. Texto do artigo, página 7: 10.3. Tarifa de energia
  106. Texto do artigo, página 7: Espera-se que a receita de vendas de energia recupere os custos de investimento, operação e manutenção de instalações de energia. O cronograma esperado de ajuste de tarifas de energia é mostrado abaixo e, para a sua concretização, os aumentos seriam na ordem dos 30% e 15% para os anos de 2018 e 2019, respectivamente.
  107. Número ou marcador, página 8: 11. Aspectos Ambientais e Sociais 11.1. Avaliação do impacto ambiental
  108. Texto do artigo, página 8: O processo de Avaliação do Impacto Ambiental (EIA) é regulado em "Regulamentos para Avaliação do Impacto Ambiental (Decreto n.º 54/2015)". Os proponentes dos projectos de desenvolvimento precisam das licenças ambientais do Ministério da Terra, Meio Ambiente e Desenvolvimento Rural (MITADER) como órgão regulador do EIA. Os Regulamentos do EIA classificam os projectos de desenvolvimento nas quatro categorias seguintes:
  109. Texto do artigo, página 8: • Categoria A +: Os projectos são complexos e de impactos irreversíveis para o meio ambiente. Projectos como desenvolvimento mineral, de energia nuclear e desenvolvimento de gás natural estão listados nesta categoria, sendo o EIA obrigatório. • Categoria A: Projectos têm significância para o meio ambiente. Projectos de produção eléctrica como centrais hidroeléctrica, centrais térmicas, centrais geotérmica e energia solar fotovoltaica, e de construção de linha de transporte acima de 66kV são listados nesta categoria, sendo o EIA obrigatório. • Categoria B: Os projectos têm potencial menos adverso para o meio ambiente, do que os projectos da Categoria A. A construção da linha de transporte inferior a 66kV no sector eléctrico está listada nesta categoria, bem como construção da estação transformadora. Para esta categoria, é necessária a Avaliação Ambiental Simplificada (EAS).
  110. Texto do artigo, página 8: • Categoria C: Os projectos têm um impacto mínimo ou pequeno para o meio ambiente. A construção da linha de transporte de 33kV no sector eléctrico está listada nesta categoria. A categoria C não requer EIA nem SEA.
  111. Texto do artigo, página 8: 11.2. Emissões de CO2 do cenário de desenvolvimento seleccionado
  112. Texto do artigo, página 8: O volume de emissões de CO2 de 2018 a 2023 é gradualmente aumentado devido à introdução de várias centrais térmicas. O volume após 2024 é diminuído devido à operação de unidades hidroeléctricas de grande porte. O factor médio de emissão de CO2 de 2018 a 2023 é aumentado gradualmente. Após 2024, o factor é diminuído e o baixo nível continuará no futuro.
  113. Número ou marcador, página 8: 12. Considerações Finais
  114. Texto do artigo, página 8: A produção de energia com base no gás natural deverá representar mais de 50% na matriz energética do País, pelo que é importante aprimorar os critérios de alocação de gás natural com preços preferenciais para a produção de energia, assegurando desta forma uma energia com preços competitivos principalmente para o mercado doméstico.
  115. Texto do artigo, página 8: Adicionalmente, será necessário estruturar o MIREME e as Instituições relevantes para assegurar a correcta implementação e revisão em tempo útil do Plano Director de infra-estruturas de Electricidade.
  116. Texto do artigo, página 8: Outras considerações para o desenvolvimento do sector eléctrico são resumidas a seguir:
  117. Texto do artigo, página 8: Org. Categoria PERIODO Curto prazo (2018-2022) Médio prazo (2023-2030) Longo prazo (2031-2042) EDM Tarifa de energia • Processar os reajustes tarifários para 2018 e 2019. O aumento de 30% e 15% em 2018 2 2019 é particularmente crítico para o desenvolvimento futuro. • M o n i t o r a r periodicamente as posições financeiras e reflectir nos reajustes tarifários, uma vez que este período concentra a s n e c e s s i d a d e s de investimento e, consequentemente, os requisitos tarifários de energia. • Prestar muita atenção aos dados de receita e custo para revisar os níveis tarifários. Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estabelecer as estratégias de desenvolvimento de subprojectos de produção, transporte e distribuição. Em particular, sobre a mobilização de fundos e estratégia financeira. • Implementar os projectos de EDM, como importantes projectos estratégicos. • Trocar pontos de vista e informações sobre subprojectos com as organizações e empresas envolvidas e formular os planos de implementação. Coordenação com organizações relacionadas • Decidir a estrutura de implementação para investimentos privados e projetos conjuntos com a HCB / Motraco. Em particular, o contrato de compra de energia e a estrutura legal para implementação conjunta. • A c o m p a n h a r o a n d a m e n t o d e projectos privados e projectos conjuntos HCB / MOTRACO p a r a f o r n e c e r aconselhamento e assistência. • Prever as futuras posições financeiras do sector eléctrico.
    Org.CategoriaPERIODO
    Curto prazo (2018-2022)Médio prazo (2023-2030)Longo prazo (2031-2042)
    EDMTarifa de energia• Processar os reajustes tarifários para 2018 e 2019. O aumento de 30% e 15% em 2018 2 2019 é particularmente crítico para o desenvolvimento futuro.• M o n i t o r a r periodicamente as posições financeiras e reflectir nos reajustes tarifários, uma vez que este período concentra a s n e c e s s i d a d e s de investimento e, consequentemente, os requisitos tarifários de energia.• Prestar muita atenção aos dados de receita e custo para revisar os níveis tarifários.
    Implementação do Plano de Desenvolvimento• Estabelecer as estratégias de desenvolvimento de subprojectos de produção, transporte e distribuição. Em particular, sobre a mobilização de fundos e estratégia financeira.• Implementar os projectos de EDM, como importantes projectos estratégicos.• Trocar pontos de vista e informações sobre subprojectos com as organizações e empresas envolvidas e formular os planos de implementação.
    Coordenação com organizações relacionadas• Decidir a estrutura de implementação para investimentos privados e projetos conjuntos com a HCB / Motraco. Em particular, o contrato de compra de energia e a estrutura legal para implementação conjunta.• A c o m p a n h a r o a n d a m e n t o d e projectos privados e projectos conjuntos HCB / MOTRACO p a r a f o r n e c e r aconselhamento e assistência.• Prever as futuras posições financeiras do sector eléctrico.
  118. Texto do artigo, página 9: Org. Categoria PERIODO Curto prazo (2018-2022) Médio prazo (2023-2030) Longo prazo (2031-2042) MIREM/ MEF Tarifa de energia • Para discutir no Conselho de Ministros os ajustes de energia para 2018 e 2019. • Fortalecer a função e capacidade do órgão regulador do sector eléctrico. Isso inclui a tarifa de energia, o investimento privado e outras questões regulatórias do sector. • Examinar a política e implementação para exportar energia para outros países. Sector de Regulação • Estudar as medidas para facilitar a participação do sector privado e melhorar /criar as legislações. Em particular, os contractos de compra de energia e questões legais e financeiras. • Acompanhar o impacto dos projectos de investimento nas situações macroeconómicas. • Estudar o fortalecimento da política de desenvolvimento de poder com o desenvolvimento da energia primária e sua sinergia. HCB Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estabelecer a estratégia de desenvolvimento de grandes projectos hidroeléctricos, estabelecendo e fortalecendo as equipes de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos. • Implementar grandes projectos hidroeléctricos. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto. • Rever a estratégia de desenvolvimento de negócios para projectos de energia e estudar novas colaborações com a EDM. Motraco Implementação do Plano de Desenvolvimento • Estudar os planos de implementação de projectos de linhas de transporte em larga escala com EDM. Estabelecer e fortalecer as equipe de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos. • Implementar projectos de linhas de transporte em larga escala. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto. • Estudar novas colaborações com a EDM.
    Org.CategoriaPERIODO
    Curto prazo (2018-2022)Médio prazo (2023-2030)Longo prazo (2031-2042)
    MIREM/ MEFTarifa de energia• Para discutir no Conselho de Ministros os ajustes de energia para 2018 e 2019.• Fortalecer a função e capacidade do órgão regulador do sector eléctrico. Isso inclui a tarifa de energia, o investimento privado e outras questões regulatórias do sector.• Examinar a política e implementação para exportar energia para outros países.
    Sector de Regulação• Estudar as medidas para facilitar a participação do sector privado e melhorar /criar as legislações. Em particular, os contractos de compra de energia e questões legais e financeiras.• Acompanhar o impacto dos projectos de investimento nas situações macroeconómicas.• Estudar o fortalecimento da política de desenvolvimento de poder com o desenvolvimento da energia primária e sua sinergia.
    HCBImplementação do Plano de Desenvolvimento• Estabelecer a estratégia de desenvolvimento de grandes projectos hidroeléctricos, estabelecendo e fortalecendo as equipes de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos.• Implementar grandes projectos hidroeléctricos. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto.• Rever a estratégia de desenvolvimento de negócios para projectos de energia e estudar novas colaborações com a EDM.
    MotracoImplementação do Plano de Desenvolvimento• Estudar os planos de implementação de projectos de linhas de transporte em larga escala com EDM. Estabelecer e fortalecer as equipe de projecto para projectos que serão iniciados dentro de 5 ou 6 anos.• Implementar projectos de linhas de transporte em larga escala. Trocar continuamente e fornecer informações sobre o progresso e as situações do projecto.• Estudar novas colaborações com a EDM.
  119. Texto do artigo, página 10: Mtwara(Tan)
  120. Texto do artigo, página 10: TANZANIA
  121. Texto do artigo, página 10: Palma
  122. Texto do artigo, página 10: Auasse
  123. Texto do artigo, página 10: x2
  124. Texto do artigo, página 10: Rovuma200
  125. Texto do artigo, página 10: Rovuma200
  126. Texto do artigo, página 10: Rovuma200
  127. Texto do artigo, página 10: MOZAMBIQUE
  128. Texto do artigo, página 10: Shell 80
  129. Texto do artigo, página 10: x2
  130. Texto do artigo, página 10: Macomia
  131. Texto do artigo, página 10: Matangula 100
  132. Texto do artigo, página 10: 50
  133. Texto do artigo, página 10: 50
  134. Texto do artigo, página 10: Matangula 100
  135. Texto do artigo, página 10: Marrupa 50
  136. Texto do artigo, página 10: x2
  137. Texto do artigo, página 10: MALAWI
  138. Texto do artigo, página 10: x2
  139. Texto do artigo, página 10: Montepuez Lichinga
  140. Texto do artigo, página 10: Marrupa 50
  141. Texto do artigo, página 10: x2
  142. Texto do artigo, página 10: PV 40
  143. Texto do artigo, página 10: Pemba
  144. Texto do artigo, página 10: Marrupa 50
  145. Texto do artigo, página 10: Metoro
  146. Texto do artigo, página 10: x4
  147. Texto do artigo, página 10: Solar 30
  148. Texto do artigo, página 10: x2
  149. Texto do artigo, página 10: x2
  150. Texto do artigo, página 10: Marrupa
  151. Texto do artigo, página 10: Metro 50
  152. Texto do artigo, página 10: Metro 100
  153. Texto do artigo, página 10: Metro 50
  154. Texto do artigo, página 10: Chipata West(Zam)
  155. Texto do artigo, página 10: x3
  156. Texto do artigo, página 10: x2
  157. Texto do artigo, página 10: x2
  158. Texto do artigo, página 10: Ulonge
  159. Texto do artigo, página 10: Nacala Velha
  160. Texto do artigo, página 10: Nacala Monapo
  161. Texto do artigo, página 10: x2
  162. Texto do artigo, página 10: x2
  163. Texto do artigo, página 10: Cuamba
  164. Texto do artigo, página 10: PV 30
  165. Texto do artigo, página 10: Nampula Central Nampula
  166. Texto do artigo, página 10: x3
  167. Texto do artigo, página 10: Coal 200
  168. Texto do artigo, página 10: Mussacama
  169. Texto do artigo, página 10: Coal 200
  170. Texto do artigo, página 10: HCB North Bank
  171. Texto do artigo, página 10: Manje
  172. Texto do artigo, página 10: x2
  173. Texto do artigo, página 10: x2
  174. Texto do artigo, página 10: Coal200
  175. Texto do artigo, página 10: Wind 30
  176. Texto do artigo, página 10: Namialo
  177. Texto do artigo, página 10: PV 30
  178. Texto do artigo, página 10: Mpanda Nkuwa
  179. Texto do artigo, página 10: PV 30
  180. Texto do artigo, página 10: Songo
  181. Texto do artigo, página 10: x2
  182. Texto do artigo, página 10: Movel Tete
  183. Texto do artigo, página 10: Gurue
  184. Texto do artigo, página 10: x2
  185. Texto do artigo, página 10: PV 30
  186. Texto do artigo, página 10: x3
  187. Texto do artigo, página 10: x2
  188. Texto do artigo, página 10: x3
  189. Texto do artigo, página 10: Milange
  190. Texto do artigo, página 10: x2
  191. Texto do artigo, página 10: Tete
  192. Texto do artigo, página 10: x3
  193. Texto do artigo, página 10: Phomebeya(Mal)
  194. Texto do artigo, página 10: Alto Molocue
  195. Texto do artigo, página 10: x2
  196. Texto do artigo, página 10: Jindal
  197. Texto do artigo, página 10: x2
  198. Texto do artigo, página 10: Angoche
  199. Texto do artigo, página 10: Cataxa
  200. Texto do artigo, página 10: x3
  201. Texto do artigo, página 10: 1200
  202. Texto do artigo, página 10: Moatize
  203. Texto do artigo, página 10: x2
  204. Texto do artigo, página 10: x2
  205. Texto do artigo, página 10: ZIMBABWE
  206. Texto do artigo, página 10: Matambo
  207. Texto do artigo, página 10: 50
  208. Texto do artigo, página 10: 50
  209. Texto do artigo, página 10: Mocuba
  210. Texto do artigo, página 10: Uape Moma
  211. Texto do artigo, página 10: Lupata
  212. Texto do artigo, página 10: PV 40
  213. Texto do artigo, página 10: x2
  214. Texto do artigo, página 10: x2
  215. Texto do artigo, página 10: Guro
  216. Texto do artigo, página 10: Caravela
  217. Texto do artigo, página 10: x2
  218. Texto do artigo, página 10: 50
  219. Texto do artigo, página 10: Nicuadala
  220. Texto do artigo, página 10: Bindura
  221. Texto do artigo, página 10: Catandica
  222. Texto do artigo, página 10: Caia
  223. Texto do artigo, página 10: PV 30
  224. Texto do artigo, página 10: Macossa
  225. Texto do artigo, página 10: x3
  226. Texto do artigo, página 10: Quelimane
  227. Texto do artigo, página 10: x2
  228. Texto do artigo, página 10: PV 30
  229. Texto do artigo, página 10: Inhaminga
  230. Texto do artigo, página 10: Orange Grove(Zim)
  231. Texto do artigo, página 10: Marroumeu
  232. Texto do artigo, página 10: Chibata
  233. Texto do artigo, página 10: Mutare
  234. Texto do artigo, página 10: Chimoio
  235. Texto do artigo, página 10: Inchope Lamego
  236. Texto do artigo, página 10: PV 30 PV 30
  237. Texto do artigo, página 10: Manga Airport
  238. Texto do artigo, página 10: Chicamba
  239. Texto do artigo, página 10: Mutua
  240. Texto do artigo, página 10: Tsate
  241. Texto do artigo, página 10: Nhamatanda
  242. Texto do artigo, página 10: Manga
  243. Texto do artigo, página 10: Dondo Beira
  244. Texto do artigo, página 10: Mavuzi
  245. Texto do artigo, página 10: Buzi
  246. Texto do artigo, página 10: Munhava
  247. Texto do artigo, página 10: PV 30
  248. Texto do artigo, página 10: Wind 30
  249. Texto do artigo, página 10: PV 30
  250. Texto do artigo, página 10: PV 30
  251. Texto do artigo, página 10: 50
  252. Texto do artigo, página 10: Chibabava
  253. Texto do artigo, página 10: 50
  254. Texto do artigo, página 10: Temane
  255. Texto do artigo, página 10: Vilanculos
  256. Texto do artigo, página 10: Temane 100
  257. Texto do artigo, página 10: Temane400
  258. Texto do artigo, página 10: Temane 200
  259. Texto do artigo, página 10: Temane 200
  260. Texto do artigo, página 10: Temane 200
  261. Texto do artigo, página 10: Apollo
  262. Texto do artigo, página 10: SOUTH AFRICA
  263. Texto do artigo, página 10: Kuvaninga
  264. Texto do artigo, página 10: Ressano Garcia S/S
  265. Texto do artigo, página 10: -CTRG -GIGAWATT -GAS 200 -GAS 200 -GAS 200
  266. Texto do artigo, página 10: Komatiport
  267. Texto do artigo, página 10: Ressano Garcia
  268. Texto do artigo, página 10: Maputo
  269. Texto do artigo, página 10: Boane
  270. Texto do artigo, página 10: Edwleni II
  271. Texto do artigo, página 10: SWAZILAND
  272. Texto do artigo, página 10: Mapai
  273. Texto do artigo, página 10: x2
  274. Texto do artigo, página 10: x2
  275. Texto do artigo, página 10: Massinga
  276. Texto do artigo, página 10: Wind Tofo
  277. Texto do artigo, página 10: Lindela
  278. Texto do artigo, página 10: Lionde
  279. Texto do artigo, página 10: x2
  280. Texto do artigo, página 10: x2
  281. Texto do artigo, página 10: Chibuto
  282. Texto do artigo, página 10: Corumana
  283. Texto do artigo, página 10: x3
  284. Texto do artigo, página 10: x2 x2
  285. Texto do artigo, página 10: Chongoene
  286. Texto do artigo, página 10: Chicumbane(Xai-Xai) Macia
  287. Texto do artigo, página 10: x2 x2
  288. Texto do artigo, página 10: Xinavane
  289. Texto do artigo, página 10: Wind 30
  290. Texto do artigo, página 10: Maracuene Beluluane
  291. Texto do artigo, página 10: Matola
  292. Texto do artigo, página 10: Infulene
  293. Texto do artigo, página 10: Salamanga
  294. Texto do artigo, página 10: 50
  295. Texto do artigo, página 10: Mapa com os projectos das Linhas de Transporte
  296. Texto do artigo, página 10: Página 13 (13)
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