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MINISTÉRIO DOS PETRÓLEOS
Gabinete de Estudos, Planeamento e Estatística
“RELATÓRIO DE ACTIVIDADES DO SECTOR PETROLÍFERO,REFERENTE AO ANO DE 2008”
Luanda, Julho de 2009
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Índice
Balanço Petrolífero ..........................................................................................................3
Dados chave do sector....................................................................................................4
Introdução........................................................................................................................5
Capítulo I – Licenciamento, Pesquisa e Desenvolvimento ..............................................7
Capítulo II – Produção...................................................................................................22
2.1. Produção de Petróleo Bruto ...............................................................................22
2.2. Produção de Gás de Petróleo Liquefeito............................................................24
2.3. Refinação e Petroquímica ..................................................................................24
2.3.1. Refinaria de Luanda....................................................................................24
2.3.2. Unidade de Malongo – Produção do Topping Plant....................................26
Capítulo III – Comercialização.......................................................................................27
3.1. Mercado Internacional de Petróleo Bruto ...........................................................27
3.2. Exportações de Petróleo Bruto...........................................................................29
3.3. Exportação de Derivados de Petróleo................................................................34
3.4. Importações de Produtos Derivados ..................................................................37
3.5. Vendas de derivados de Petróleo ao mercado local ..........................................38
Capítulo IV – Finanças e Execução Fiscal ....................................................................41
4.1. Realização Fiscal ...............................................................................................41
4.2. Grau do Cumprimento do Exercício Fiscal .........................................................43
4.3. Evolução Fiscal Quinquenal ...............................................................................44
Capítulo V – Investimentos............................................................................................49
Capítulo VI – Ambiente..................................................................................................64
Capítulo VII – Legislação...............................................................................................65
Capítulo VIII – Intercâmbio Internacional.......................................................................66
Capítulo IX – Recursos Humanos .................................................................................68
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Balanço Petrolífero 2008
Constituição deSTOCK DE
DERIVADOS( 1.165 )
IMPORTAÇÃO DEDERIVADOS
(1.515)
CONSTITUIÇÃO DESTOCK TEÓRICO DEPETRÓLEO BRUTO
( 985 )
PRODUÇÃO DEPETRÓLEO BRUTO
95.302)EXPORTAÇÃO DE
PETRÓLEO BRUTO(92.469)
PETRÓLEO BRUTOTRATADO NA
REFINARIA(1.848)
AUTO CONSUMO NAREFINARIA
( 74)
EXPORTAÇÃO DEDERIVADOS
(1.255)
BUNKERINGS
(304)
RECURSOS TOTAISCALCULADOSDISPONÍVEIS
(4.528))
PRODUÇÃO LÍQUIDADE DERIVADOS
(1774)
MERCADO INTERNO(2694)
PRODUTOSENERGÉTICOS
(2.631)
PRODUTOS NÃOENERGÉTIOS
(63)
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Dados Chave do Sector
2004 2005 2006 2007 2008
Produção de Petróleo Bruto de Angola (Mil Barris) 360.931 454.891 514.609 619.827 695.708
Produção Méd. Diária Pet. Bruto de Angola (Mil Bopd) 986 1.246 1.410 1.698 1.901
Produção de petróleo Bruto Sonangol EP (Mil Barris) 118.154 140.480 193.333,00 258.282 296.872
Exportações de Petróleo bruto (MBBL) 343.865 438.742 495.919 605.482 675.024
Exportações de Petróleo bruto (M US$) 12.442.314 22.308.407 30.393.320 42.357.156 62.401.503
Preço Médio de Petróleo Bruto (US$/BBL) 36,20 50,85 61,29 69,96 92,443
Vendas de Petróleo Bruto à Refinaria (Mil barris) 13.429 13.700 13.232 13.781 13.491
Capacid. Instalada Actual Ref. de Luanda (Mil T..Met.) 2.750 2.750 2.750 2.750 2.750
Produção Total da Refinaria de Luanda (Mil Ton. Met.) 1.769 1.750 1.753 1.813 1.774
Produção de Lubrificante (MilTon.Met.) 10 13 16
Produção Total de LPG de Cabinda (Mil Barris) 1.378 1.535 7.241 7.920 7.920
Consumo de derivados (Mercado Interno) (Mil TM) 2.706 1.887 2.196 2.632 3.273
Venda de derivados mercado interno (bilhões de Kz.) 38 78 97 114
Exportações de produtos Refinados (Mil TM) 788 919 1.361 1.283 1.255
Exportações de produtos Refinados (MUS$) 176.032 342.445 556.191 653.500 795.300
Importações de produtos Refinados (Mil TM) 817 784 1.364 1.702 2.270
Importações de produtos Refinados (MUS$) 359.818 472.468 919.339 1.289.916 2.500.000
Investimentos totais (MM US$) 6.500,9 7273,4 9058,6 10.843,2 12.935,2
Impostos pagos pelas companhias (MM US$) 5.881,5 10.145,1 17.319,5 22.209,8 37.429,4
Força de Trabalho do Sector (trabalhadores) 25.182 27.173 48.818 55.061 67.063
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Introdução
O presente relatório reflecte as actividades desenvolvidas ao longo do ano de2008, relativamente aos aspectos dominantes da vida do Sector Petrolífero Nacional.Os esforços desenvolvidos pelo Sector para materialização das políticas a sidefinidas, para este período, permitiram atingir resultados considerados bastantepositivos. Assim é que a participação do Sector no PIB e nas exportações totaissituaram-se em cerca de 57% e 97,7%, respectivamente.
As actividades do Sector Petrolífero em 2008 decorreram num contextomacroeconómico mundial que certamente ficará na história da indústria, tendo-seregistado a maior aceleração no movimento ascendente do preço do “brent” quepartindo de USD/BBL 70,00, em Janeiro, atingiu um pico record de USD 147,00barril em Julho. Ao mesmo tempo verificou-se a maior inversão de tendência daqueda do petróleo do “brent” que se situou a volta dos USD/BBL 40,00, no mês deDezembro.
Em 2008 a produção total de petróleo bruto angolano foi de 695.707.744 barris,correspondente a uma média diária de 1.900.841 barris, representando umadiminuição na ordem dos 3% em relação ao inicialmente previsto, enquantocomparativamente ao ano de 2007 registou-se um aumento de 12%. Do totalproduzido, a quota-parte da Sonangol-E.P. foi de 296.872.278 barris.
A produção de LPG foi de 7.919.664 barris, correspondente a uma média diáriade 21 037 barris, verificando-se uma redução na ordem dos 3% comparativamenteao ano de 2007.
Actualmente a Refinaria de Luanda tem uma capacidade instalada de cerca de65.000 mil barris/dia, correspondente a cerca de 8.680 T.M./dia, enquanto oprocessamento actual é de 37.500 barris /dia, devido a limitação da capacidade dasunidades de separação e tratamento e de armazenagem de produtos.
O mercado mundial de petróleo bruto foi marcado por muitas mudanças,impulsionadas pela conjugação de factores de ordem económico-financeira,geopolítica e climatérica, tendo contribuído para a volatilidade dos preços.
As exportações de petróleo bruto angolano atingiram os 675,02 milhões debarris valorizados em cerca de 62,40 biliões de dólares americanos. O preço médiopraticado para a quantidade total das ramas angolanas foi de USD/BBL 92,443,contra o preço médio previsto de USD/BBL 52,00, reflectindo um ganho na ordemdos USD 40,353 por barril.
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O mercado de produtos refinados foi influenciado pelos mesmos factores domercado do petróleo bruto. Em 2008 as exportações de derivados de petróleocifraram-se em 1,5 milhões de toneladas métricas, correspondentes ao valor de 1,68milhões de USD.
Durante o ano de 2008 as importações de Refinados totalizaram em 3.27milhões de toneladas métricas de produtos, valorizadas em cerca de 1,7 biliões dedólares americanos.
No ano em análise a comercialização de derivados a nível nacional ascendeu a3,27 milhões de toneladas métricas, o que correspondem a um aumento na ordemdos 24% comparativamente ao ano de 2007.
Durante o ano económico de 2008 as companhias petrolíferas que operam nacosta ocidental angolana pagaram impostos e taxas no valor de 2.805.382,6 Milhõesde Kwanzas, dos quais 1.502.410,3 Milhões de Kwanzas declarados pela Sonangolcomo Concessionária Nacional. Os impostos petrolíferos representaram cerca de61,4% relativamente às receitas totais do País.
Durante o ano de 2008 os investimentos realizados no Sector Petrolíferoascenderam aos USD 12.935.248,3 Mil, representando um índice de realização de69,7% em relação ao valor orçamentado.
No domínio do ambiente foram desenvolvidas diversas acções direccionadas àpreservação das condições ambientais na indústria petrolífera.
No âmbito da legislação o Ministério dos Petróleos deu continuidade aostrabalhos de regulamentação dos vários aspectos da Lei das Actividadespetrolíferas. Assim foi preparado um pacote legislativo consubstanciado em váriosdiplomas e actividades.
A nível do intercâmbio internacional, o Sector foi marcado por acçõesconcernentes a APPA, SADC, Cooperação bilateral e o acordo firmado entre oMinistério dos Petróleos e a Agencia Norueguesa de Petróleos NPD (NationalDirectorate of Petroleum).
Relativamente à Gestão dos Recursos Humanos do Sector, de entre asactividades de acompanhamento e monitorização dos Recursos Humanos do Sector,destaca-se as acções ligadas ao Estabelecimento de um Qualificador único dereferência para o Sector Petrolífero nacional, a elaboração de um Plano Estratégicode Recursos Humanos para a indústria petrolífera, de acordo com o seu programade desenvolvimento, bem como a actualização do Sistema de Carreiras de acordocom a realidade do sector Petrolífero.
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CAPÍTULO I – Licenciamento, Pesquisa e Desenvolvimento
As actividades de Licenciamento e Pesquisa durante o ano em referênciaresumiram-se nas seguintes realizações:
Licenciamento
Licitações
Mantiveram-se suspensas as licitações de 2007/08. Entretanto, os Blocos 9 e21, foram retirados das referidas licitações e cedidos a Concessionária Nacional,Sonangol E.P. mediante aprovação de um Decreto-Lei do Conselho de Ministros queobteve da Assembleia Nacional a autorização legislativa.
Cessões de interesse
Bloco 33 – Área de Desenvolvimento do Calulu: a Esso Exploration andProduction Angola cedeu 40% a Tepa Block 33 Ltd. e 5 a Falcon Oil Holding; dos45% da sua participação que detinha.
Bloco 12 – A Sonangol P&P da totalidade dos interesses participativos, cedeu50% a Alrosa Company Ltd. e 30% a Dark Oil Company.
Bloco 13 – A Sonangol P&P da totalidade dos interesses participativos, cedeu50% a Alrosa Company Ltd. e 30% a Dark Oil Company.
Bloco 16 – A Devon Energy International Ltd. cedeu 15% de Participação aAfren Plc.
Prorrogações do Período de Pesquisa
Bloco 2/05 por dois (2) anos Bloco 3/05-A por dois (2) anos Bloco 34 por um período de três (3) anos
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Exploração
Prospecção
As actividades de prospecção Geofísica produziram os seguinteslevantamentos sísmicos:
Deepwater: 2D totalizando 2445,25 km; Bloco 15: 3D e 4D realizados num total de 706 Km2 e 565 Km2,
respectivamente; Blocos 1/06, 8/06, 15/06 e 23/06 3D nos totais de 601 Km2, 1200Km2,
2207Km2 e 3000Km2, respectivamente; 4D no Bloco 17, perfazendo um total de 794,5 Km2.
Pesquisa
No âmbito da pesquisa, foram perfurados 25 poços dos quais 10 de pesquisa e15 de avaliação. Do total de poços de pesquisa sondados 6 revelaram-sedescobridores de petróleo, feito que corresponde a uma taxa de sucesso deexploração de 60%.
Em relação ao ano transacto, a perfuração de poços de pesquisa decresceuem 6 poços, enquanto a de poços de avaliação cresceu em 10 poços.
Actividade de Sondagem
Foram perfurados 140 poços de desenvolvimento e realizados 76 Workovers.
Projectos de Desenvolvimento
Bloco 0
Banzala Lago – foram sondados e completados 6 poços de produção e 4poços de injecção de água.
Jacket Banzala C – Foram sondados e completados 6 poços de produção e 4de injecção de água, dos quais 2 poços adiados aguardando avaliação.
Desenvolvimento da Área Malongo Sul – Efectuou-se desenvolvimentoregional dos campos Kambala, Livuite e Mafumeira, utilizando uma abordagem deportfolio de vários activos.
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Re-desenvolvimento dos campos ácidos do interior do Malongo (IMSFR).Foram concluídos os trabalhos da segunda fase de desenvolvimento, cujosresultados foram apresentados aos parceiros.
Projecto Mafumeira Norte – Este projecto inclui o fabrico de uma plataformapara a cabeça de poço e de condutas para KWIP, bem como a sondagem de poçosde desenvolvimento, cujo início da sondagem está prevista para 2º trimestre de2009.
Melhoria nas instalações do KWIP/Kungulo – foram avaliadas oportunidadesadicionais no Campo do Kungulo, e melhoramentos das infra-estruturas da Kwipcom vista a implementação de bombas Eléctricas Submersas (ESP). Avaliada apossibilidade de expansão das infra-estruturas de injecção de água para a zonaNorte do Campo.
Banzala Lago – Elaborado o Projecto de fabricação de duas plataformas decabeça de poço com vista a apoiar o desenvolvimento dos campos Banzala B&C. Aprimeira produção da jacket Bazanla B aconteceu em Março/08. Foi feita a injecçãode água na jacket Banzala C, efectuado o processo de sondagem. Concluíram-se 6poços produtores e 4 injectores na jacket Banzala B (Planeados 5 produtores e 2injectores para o futuro).
Infra-estrutura da Área do Takula – Beneficiação da capacidade detratamento de água, controlos e sistemas de segurança em varias plataformas eáreas de tratamento. Continua a implementação de 3 grandes projectos quepermitirão a redução da queima de gás na área A. Estão em curso trabalhos deinstalação, ligação e activação de oleodutos. (CGP): Prosseguem os esforços deconstrução das fundações, estruturas, condutas e E&I. (FARM): os trabalhos demontagem (em Angola) continuam. Trabalhos de operações simultâneasprosseguem nas plataformas GS Mike, ALP, e GS Papa. O trabalho na GS-N foiadiado para o 1º Trim. /09
Projecto Lifua – vai possibilitar a produção de vários campos de menordimensão e também o desenvolvimento de novas descobertas de exploração naárea circundante do Lifua, e permitir a proximidade com as Infra-estruturasexistentes. Foi feita a avaliação das alternativas para se fazerem os estudos deEngenharia (FEED).
Projecto Nemba ESR – O objectivo do projecto é a redução dos volumes dequeima e as emissões de gases com efeito de estufa e o aumento da recuperaçãofinal de petróleo. Estão concluídos os estudos detalhados de engenharia para ainstalação do Compressor de Alta Pressão (HP). Foram feitos os Estudos deEngenharia (FEED) para a nova Plataforma Nemba Sul.
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Projecto N`Dola Sul – Desenvolvimento do primeiro campo a sul de N`Dola.Foi aprovada a AFE do FEED
Projecto Oleoduto do Desfiladeiro do Rio Congo – Gasoduto do Bloco 0para LNG. Prosseguem os trabalhos preliminares de engenharia (FEED) daplataforma auxiliar Sanha. Foram feitas propostas para instalação da plataformaSanha auxiliar.
Bloco 1/06
Relativamente ao cumprimento do programa de trabalho temos a destacar:
Reprocessamento de Sísmica 3D Perfuração de dois poços opcionais Conceito de pré-desenvolvimento.
Bloco 2/05
O Bloco 2/05 está localizado na Bacia do Baixo Congo, tendo com grupoempreiteiro Sonangol P&P (Op) detentor de 70% e Somoil 30%, neste bloco foraminvestidos cerca de USD 250.491,0 mil contra os USD 182.377,0 Mil inicialmenteprogramados.
Das actividades realizadas em 2008, destacam-se a aquisição da sísmica 3D2C OBC, reavaliação das reservas para o aumento das mesmas e maximização darecuperação, e a preparação dos estudos detalhados para relançamento daprodução.
Foram realizados trabalhos de sondagem nos poços Albacore, Bagre, Estrela,Essungo e Raia, e reavaliados os resultados de dois poços em avaliação.
Foram concluídas a sondagem e completação com bombas eléctricas de fundodos cinco poços de desenvolvimento do campo Morsa West, e iniciada a sondagemdos três poços do campo Solha.
Bloco 3
As actividades no bloco 3 estiveram ligadas com a monitorização e Intervençãodos campos, com um declínio de 11% na produção de cobo-pambi, houve umdecréscimo de 10% de produção de COBO e 16% na produção de PAMBI.Registando uma paragem de 10 dias para intervenção nos poços.
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Comparando 2008 com 2007, concluímos que a produção teve um aumento de8,7% na no Bloco 3/91, devido ao sucesso do trabalho realizado no OOM102P bemcomo a performance obtido na injecção de água. A pressão do reservatório continuaa aumentar depois da intervenção. Registou-se uma paragem de 20 dias em Junhoe 21 dias em Agosto/08 respectivamente.
Bloco 5
Das actividades realizadas, destaca-se o cumprimento do programa detrabalho relacionado com o licenciamento da sísmica e Interpretação dos dados 3DPré-Stack. Maturação dos prospectos Mubafo e outros Potenciais. Foi recomendadasísmica adicional. Foi finalizado o licenciamento da sísmica 2D perto da costa e aInterpretação Regional da Sísmica 2D e analise de Pakubalu.
Bloco 8
O Bloco 8 é constituído pelo seguinte grupo empreiteiro: Maersk Op. (50%),Ocidental Petroleum (30%) e Sonangol P&P (20%), estando localizado no offshoreda Bacia do Kwanza. Foram reconhecidos escassos canais característicos nasecção do Neogeno Superior com possibilidade de encontrar depósitos de areias“prone”. Os dados do poço sugerem altas amplitudes associadas com “interbedded”margas e calcário
Com base nos dados do poço e na sísmica 2D a presença de areias noreservatório são consideradas de alto risco para o Cretácico Superior e TerciárioInferior do “play” turbiditico.
Bloco 14
Localizado na Bacia do Baixo Congo, constituído pelo seguinte grupoempreiteiro: Chevron (Op) com 31%, Sonangol P&P 20%, Total E&P 20%, EniAngola Expl. 20% e Petrogal 9%. Foram investidos USD 1.749.660,0 mil contra osUSD 1.785.511,0 inicialmente previstos.
Foram Sondados os poços Lucapa 3, 4 e 5, tendo sido submetidas aspropostas de Desenvolvimento e declaração de Descoberta Comercial àConcessionária para aprovação. Relativamente ao Desfiladeiro Sul do Congo pDA, asua calendarização encontra-se suspensa até a clarificação dos termos do CorredorMarítimo (ZIC); decorrem a preparação técnica do programa de avaliação. Foienviada a proposta para pDA do Malange para aprovação pela Concessionária.
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Destacamos as seguintes actividades:
Trabalhos acondicionados sem sucessos em 2 poços do Kuito; Sondagem e completação de poços; Tombua-Landana: Construção e Sondagem preliminar de poços para o
campo Tombua Sul; Negage: Recomendado avaliação para desenvolvimento conjunto com o
Bloco 15/06 Gabela: Estudos de viabilidade e de compatibilidade de fluidos do Lucapa;
BBLT – Foram realizadas as seguintes acções:
Exportações de mais de 73 MMCFPD para Malongo Oeste paraarmazenamento e manutenção da pressão;
Utilização de mais de 35 MMCFPD de gás para levantamento coluna de óleo; Completação dos poços de injecção e produção Benguela BN6-T05 (11),
BN6-T08 (12), BN6-T06 (P2), BN6-T07 (P6); Primeira injecção de água no reservatório de petróleo intermédio a partir do
BN6-T05 (11); Instalação de 3 “casings” condutores nos lugares para futuros poços (para dar
tempo para ganhar consistência e evitar subsidência); Completação de dois poços no Belize BL6-T10 (P4), e BL6-T11 (13); Procedeu-se à realização de trabalhos de “Scale squeeze” nos poços BL6-
T06 (P2), BL6-T05 (P7) e BL6-T03 (P5);
Projecto Kuito:
Foi aprovado o SIOP AFE que inclui o plano de contratação; Efectuaram-se estudos de engenharia preliminar (Pré-FEED) com a SBM
para completar os requisitos da fase 2;
Gabela
Realizaram-se estudos de viabilidade do co-desenvolvimento com o Lucapa“Tieback” e “Flow Assurance”;
Fez-se uma avaliação preliminar do potencial de óleo leve nas zonas maisprofundas.
Foram instaladas as secções estruturais da Torre Articulada (CPT), Módulos daPlataforma e Acomodações. Instalados oleodutos e colectores “Manifold” paraTombua Sul. Sondado e completados os poços LDN4 e LDN5.
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Bloco 15
Bavuca
Registaram-se igualmente aumentos nos trabalhos de perfuração (6 poços daTLP e 2 poços da Plataforma MODU), bem como nos projectos submarinos (Proj. deascensores) e FPSO. Foram instalados 2 dispositivos de fecho de Água e Gás. Deregistar ainda um aumento dos custos de operação/Manutenção, devido a factoresde mercado.
Registaram-se atrasos no levantamento de dados sísmicos 4D e com previsãode redução de 2 poços para aperfeiçoamento dos projectos. De realçar ainda aparalisação prolongada da TLP do Kizomba A no início do ano.
Realizações:
Marimba Norte – Início de produção de petróleo no dia 25 de Setembro. Projecto de recolha de Gás - Conclusão do Estudos de Engenharia de Base
(FEED) a adjudicação do contrato de execução. Projectos satélites do Kizomba – Continuação do Desenvolvimento dos
estudos Pré-FEED para aperfeiçoamento do plano de desenvolvimento dossatélites do Kizomba.
Actualização da caracterização dos reservatórios
Quanto ao projecto de Recolha de gás associado do Bloco 15, encontra-se emfase de execução, após assinatura da Decisão final de Investimentos do AnLNG.
Bloco 15/6
Foi assinado um Memorando de Entendimento entre a Sonangol E.P. e a EniS.p.A, do qual se destacam os seguintes pontos:
Desenvolvimento do Gás Associado e Infra-estruturas para produção deelectricidade com a IPP
Oportunidades de Negócios no “Onshore” Oportunidades de Negócios em parcerias Internacionais Projectos de responsabilidade Social Conteúdo Nacional
Iniciaram-se as operações no Bloco com o programa de perfuração do terceiropoço de pesquisa Omocola 1, estando a concluída a primeira fase, mas, porproblemas operacionais e de segurança as operações foram suspensas, dado oestado da BOP da sonda.
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Quanto aos poços Sangos-1 e Ngoma-1 foram declarados como descobertascomerciais, após realização com sucesso dos testes.
Bloco 16
Neste bloco destacam-se o Plano operacional de exploração de poços em bomritmo de execução e em execução a Planificação das operações do quarto poço deexploração Catumbela.
Destacam-se ainda a conclusão do reprocessamento sísmico de “Salt Mini-Basin PSDM”, Bengo 3D, e Bengo “Trough” 2D de alta resolução. A avaliação do“Zenza” e “Transverse Grabem” usando novos dados reprocessados de sísmica 3Dnão representa dados animadores.
Foi realizado o Estudo de iluminação ao redor do prospecto Catumbela eModelo de aquisição/análise de iluminação para a área do “Salt Mini-Basin”.
Foi tecnicamente avaliada a Extensão do campo Gindungo, decorrendo adefinição da estratégia para a perfuração de um poço de avaliação.
Na área de G&G salientamos a Modelagem da bacia, Estudos de chaminé etrilha de migração, reconstrução estrutural, estudos de previsão da pressão dospoços. Efectuaram-se trabalhos de exploração em 4 poços: Caindo, Catumbela,Omba e Chissonga.
Bloco 17
O Projecto Rosa teve início de produção em Junho de 2007. Dos 25 poçosprevistos, 13 são produtores, 9 injectores e 3 opcionais (1 prod. & 2 inj.). No 2ºsemestre de 2008 foram actualizados os modelos RM2 e realizada a campanha deintervenção nos poços.
No (FPSO Girassol) estão localizados os campos Girassol/Jasmim com 40poços perfurados, e dada a performance verificada, foram adicionados algunsprojectos.
O Desenvolvimento do Pólo Dália, teve o início da produção em Dezembro de2006, sofrendo algumas modificações no FPSO devido a exportação de gás. Foramperfurados até ao momento 44 poços, dos quais, 20 produtores conectados e 3injectores de gás.
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O Projecto PAZFLOR tem a sua primeira produção está prevista para Outubrode 2011, estimada em cerca de 200-220 kbopd. Foram introduzidas soluçõesinovadoras para o desenvolvimento combinado dos 4 campos do (Miocénico eOligocenico) Superior (Perpétua, Acácia, Zinia e Hortênsia)
O pólo Clov, com capacidade independente de um FPSO está direccionadopara produzir os campos Cravo, Lírio, Orquídea e Violeta, cuja produção prevê-separa Julho/ 2013, com uma produção diária estimada em 160 mil bopd (kbopd)
Bloco 17/06
Situado nas águas ultra profundas da Bacia do Congo, tem o seguinte grupoempreiteiro e respectivos interesses participativos: Total (Op) 26,10%, SSI 27,5 %,Sonangol P&P 23,9 %, Falcon Oil 5,0%, ACR 5,0 %, Partex Oil&gás 2,5 % e Somoil10,0 %.
Em Abril/07 tiveram início os trabalhos de avaliação e preparação deprospectos dos poços, tendo sido cumpridas as datas e programa de trabalhoscontratuais. A Pesquisa terá o seu início no período 2008-2011.
Bloco 18
Foi concluída a actualização dos projectos de Grande Plutónio, cumprindo-secom o programa de perfuração e completação de 9 poços, dos quais 3 de produçãoe 6 de injecção de agua. 5 (cinco) destes são completações complexas com controlode fluxo dentro do poço.
Dos campos de petróleo, 14 poços produtores e 15 injectores, estão emdesenvolvimento, com produção de água em todos os reservatórios e capacidade deinjecção de água suficiente para alcançar mais de 100% de preenchimento dosespaços vazios.
Relativamente aos projectos de gás não operados pela BP, procura-se umaalternativa e o estudo de fórmulas de recuperação de custos. A execução dosgasodutos foi incorporada nos projectos de Desenvolvimento dos blocos. Os blocos17 e 18 partilham o gasoduto de 24”, e do Plem 3.ª/B até a fábrica da ALNG. O bloco17 irá gerir a execução do projecto em nome do bloco 18.
Nos projectos de gasoduto de 24” para a terra (shore) e o NSOS, o bloco 18assumirá funções de operador para todos os parceiros e para efeitos aprovações deconcessionaria relativamente à recuperação de custos.
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O projecto Platina Chumbo, realizou as seguintes actividades:
Modernização usando fonte electromagnética, propondo reprocessamentoPSTM como alternativa para diminuir o risco associado ao prospecto ChumboEast e sísmica de Alta Resolução em 2009.
Estudos de aquecimento da conduta para o projecto Césio-viabilidadeconfirmada da ligação do Césio ao Cobalto.
Continuam discussões sobre a área Única de Desenvolvimento com o GrandePlutónio. Todos os levantamentos 3D de Alta Resolução (HR) nos blocos 17,31 e 18 demonstraram um acréscimo de valor, com vários efeitos possíveisno Platina-Chumbo.
Bloco 23
Foram reconhecidos neste Bloco escassos canais, na secção do NeogenoSuperior.
Observaram-se sequências sísmicas caracterizadas por reflectores contínuosde alta amplitude em vários locais do bloco, o que pode representar depósitos deareia. Os dados de sísmica 2D, dão indicações de não existirem pacotes “sandprone” e a presença de areias são consideradas de alto risco para o CretácioSuperior e Terciário Inferior do “play turbiditico”
Bloco 31
Neste bloco estão em exploração 3 poços, Dione-1, Elara-1 e Leda-1.
O poço Dione-1 está em fase de processamento, com dados avançados comVSP, a secção de reservatório do Elara-1não foi testado e Leda-1 apresentaespessura útil com Mioceno-4m md e Oligoceno- 44m md.
Foram recebidas as aprovações recebidas para as áreas de Desenvolvimentopara o Plutão, Saturno, Vénus e Marte. O plano de Desenvolvimento do PSVMaprovado pelo Grupo Empreiteiro.
Contrato completo estimado para meados de Setembro, para todas asinstalações Tier 1 e conjuntos de contratos estratégicos e call offs do PSVMassinados com excepção da Geração de Energia. Iniciaram as discussões com aSonangol relativamente ao mecanismo para gerir áreas de Desenvolvimentomúltiplas.
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Bloco 32
Das actividades realizadas, destacam-se a conclusão dos seguintes poços depesquisa: Caril, Coentros, Hortelã, Louro, Manjericão e Mostarda. Procedeu-se aaquisição da Sísmica 3DLO, e a continuação dos estudos de pré-desenvolvimentodo Hub Central Sudeste, Campos pequenos & médios (Caril & campos do norte).
Bloco 33
Está localizado no offshore ultra profundo da bacia do Baixo Congo, sendoconstituído pelo seguinte grupo empreiteiro, TOTAL E&P (Op) 55% SONANGOLP&P 20%, FALCON 15%, Galp 05% e NIR 05%. De salientar que, em 2008, a ESSOtransferiu a sua participação à TOTAL E&P.
Das actividades realizadas destaca-se a aquisição de sísmica 3DLO para oinício dos poços Calulu, Funje, Muteta, Jinguinga e Muzongue. Neste momentoapenas o poço Calulu está em actividade.
Bloco 34
Está localizado no offshore ultra profundo da bacia do Baixo Congo, constituídopelo seguinte grupo empreiteiro: Sonangol P&P (Op) 20% Norsk Hydro 30%, Phillips20%, Braspetro 15% e Shell 15%.
Destacam-se as actividades relativas a conclusão do processamento PSDM;conclusão do estudo de modelagem D e 3D; estudo da analise Geoquímica; estudodo modelo de reservatório no pré-sal; interpretação sísmica na área (PSDM);avaliação de prospectos (na área PSDM); estudos de viabilidade sobre o Long Offsete o pedido de extensão do período de exploração
Bloco Norte da Zona Terrestre de Cabinda.
Destacamos a discussão sobre os custos de sísmica, confirmação dadisponibilidade de equipa sísmica para Cabinda e a operação da Operação sísmica,após os acordos de cessão celebrados entre a Sonangol P&P, a ENI e a InteroilExploration and Production. No conceito do programa sísmico, foi promovidadiscussão técnica em Workshop para um novo desenho do programa Sísmico queinclua o Lago Massabi.
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Bloco Sul da Zona Terrestre de Cabinda.
O bloco terrestre Cabinda Sul é operado pela Roc Oil com 60%, Sonangol P&P(20%) e a Force com (20%). No período em análise continuaram as discussões coma Concessionária Nacional (Sonangol), relativamente ao programa de trabalhos queconsiste na aquisição sísmica 3D com 100 Km2 e levantamento gravimétrico, Testesde produção de Coco 1 e estudos de Geologia e Geofísica. Com a sonda Explorerforam perfurados os poços Massambala 2 e Massambala 3 e com a sonda Simmonsperfurados os poços, Milho 1, Coco 1, Sésamo 1 e Arroz 1, respectivamente.
Onshore – Soyo
A área de actividade do Onshore do Baixo Congo - Soyo, tem como operador aSomoil, e a Sonangol P&P e Chevron/Texaco como associadas.
Nesta área foi concluída a transição do processo da passagem das operaçõesda TOTAL para a Somoil. No período de transição, foi realizada uma auditoriatécnica pela empresa Schlumber Busines Consulting e Oil Flow sobre o estado físicodas instalações, organização e condições operacionais existentes.
No ano em referencia foram perfurados 237 poços no quadro das AssociaçõesFS/FST dos quais 217 poços de óleo e 20 de agua. Actualmente estão emactividade cerca de 100 poços. Foram abandonados definitivamente à volta de 50poços entre antigos poços produtores e poços secos, obedecendo às regrastécnicas de abandono.
Actividades de destaque em 2008: substituição de 84 km de pipelines críticos(Ganda – Pangala, Quinfuquena – Pangala, Lumueno – Pangala e Cabeça da Cobra– Quinguila); Substituição de FWKO`s, um para o parque de Pangala e outro para oparque de Quinguila; protecção das locações dos poços; Envio de gás para aestação eléctrica de Pangala; Construção do centro de formação da Base deQuinfuquena; Instalação de um tanque de óleo no parque Cabeça de cobra e oEstudo de radiações de flares e dispersão de gás.
Elaborou-se um diagnóstico das operações FS/FST, tendo-se identificado oseguinte:
Necessidade de um melhor controlo operacional com base no reforço daorganização e nas praticas de management.
Necessidade de realização de um programa de trabalhos Necessidade de um reforço nas 5 áreas funcionais
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Foi realizado o “ShutDown 2008” com objectivo o seguinte:
Conexão dos novos pipelines; Conexão de equipamentos conforme plano de reconstrução (Heater Treaters,
FWKO`s) para upgrade das estações; Rever os planos de desenvolvimento dos campos; Melhoramento dos sistemas de descargas de água e da queima de gás.
Substituição de equipamentos conforme recomendações da campanha deinspecção realizada em 2005;
Outros RFM Works;
Projecto Sonaref – Nova Refinaria do Lobito
Foram desenvolvidas actividades que visam a preparação das condiçõesprimárias para a implantação das infra-estruturas de apoio construção da Refinariado Lobito.
Foi analisado o primeiro draft do relatório para o Estudo interino para o Estudodo Impacto Ambiental elaborado pela consultora Ambiental EnvironmentalResources Management (ERM), com vista a fornecer a informação necessária paraa obtenção da aprovação e o respectivo licenciamento das primeiras actividades aserem desenvolvidas no terreno (construção das infra-estruturas de apoio àconstrução da refinaria).
Igualmente foi concluída a pré-qualificação das empresas seleccionadas pelaSonangol para o concurso relativo ao desenvolvimento das infra-estruturas de apoioe assinou-se o FEED em Novembro com a empresa KBR.
Foram assinados os contratos para assessoria na Gestão de Projectos com aempresa Cezar & Tavares e para desenvolvimento das actividades de design esupervisão das obras de infra-estruturas do projecto com a KBR.
Foi efectuado um levantamento de informação relacionada com o processo detransferência dos antigos utilizadores do terreno, incluindo os criadores de gado eagricultores sazonais.
Projecto Angola LNG
A fábrica de LNG localiza-se numa área a sul do rio Congo, província do Zaire,a oeste da cidade do Soyo. O Projecto Angola LNG é uma “joint-venture” entre asempresas da Chevron com 36,4%, Sonangol 36,4%, Total 13,6% e BP 13,6%.
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O Projecto prevê receber cerca de 1 bilião de pés cúbicos por dia de gásassociado dos campos petrolíferos da zona marítima e produzir cerca de 5 milhõesde toneladas métricas por ano.
Em 2008, o projecto registou os seguintes factos marcantes:
Conclusão do processo de certificação de reservas; Preparação da logística para perfuração dos poços de avaliação no Quiluma; Acompanhamento dos trabalhos relacionados com a Avaliação Quantitativa
de Riscos (DRA) da fabrica de LNG.
Rede de Gasoduto:
Realizado o estudo para elaboração de uma proposta de estrutura orgânicapara a Sociedade de Operações e Manutenção de Gasodutos
Acompanhamento das actividades de Levantamento e Cadastral no Corredorde Gasodutos e Áreas de apoio;
Realizado o levantamento cadastral ao longo do corredor de gasodutos e nasáreas de apoio a actividade de construção.
Foram realizadas as seguintes actividades de preparação do terreno da áreada fabrica:
Dragagem na bacia de manobras, no canal de navegação e no porto deinertes;
Participação na auditoria feita pelos parceiros à BJJV; Verificação da conformidade do aterro e da protecção costeira efectuados no
triangulo da SNL; Conclusão da actividade de aterro na área onde será construída a fabrica de
LNG; Fabrica de LNG – Construção do acampamento de construção permanente e
do porto de agregados e montagem de central de betão; Preparação dasáreas para a conclusão dos tanques; Melhoramento de solos com atecnologia Deep Soil Mixing na área ISBL da fabrica de LNG e no porto deagregados; Cravação de estacas para o tanque A de LNG;
Doca de Construção e Estradas para Veículos Pesados – Construção doporto de inertes; inicio da construção da estrada para veículos pesados.
Corredor de Exploração Conjunta Angola/RDC
Das reuniões realizadas durante o ano de 2008 foi definida a criação de umGrupo Conjunto de Trabalho para elaboração dos acordos que estabelecerão oÓrgão Inter-Estatal que dirigirá a Zona de Exploração Conjunta.
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Foram realizadas reuniões relativas á travessia do Rio Congo por um gasoduto,que ligará Cabinda e o Projecto Angola LNG (Soyo), com passagem em território daRepública Democrática do Congo. A parte angolana apresentou uma proposta doacordo que inclui opções de tarifas. Também têm sido avaliadas rotas alternativas depassagem do gasoduto.
Utilização – Projecto 14k/a-imi
Das reuniões da Estrutura Técnica da Comissão de Unitização e do ÓrgãoInter-Estatal foi definido o seguinte:
Finalização dos Acordos Fiscal e Comercial do Projecto de Desenvolvimentodo Campo Lianzi.
Aceleração do inicio de produção do Campo Lianzi. Actualização e aprovação do Estudo de Engenharia de Detalhe. Aprovação do Programa de Trabalho e do Orçamento para o ano de 2009.
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CAPÍTULO II – Produção
2.1. Produção de Petróleo Bruto
Em 2008 a produção total de petróleo bruto angolano foi de 695.707.744 barris,correspondente a uma média diária de 1.900.841 barris, representando umadiminuição na ordem dos 3% em relação ao inicialmente previsto, enquantocomparativamente ao ano de 2007 registou-se um aumento de 12%. Do total daprodução, a quota-parte da Sonangol-E.P. foi de 296.872.278 barris, equivalentes a42,67 %.
De realçar que, Angola atingiu a capacidade de produção de 2 milhões debarris dia. Porém, devido às decisões nos cortes de produção decorrentes doalinhamento com a OPEP em Outubro de 2008, Angola está a produzir abaixo dasua capacidade de produção.
De realçar entretanto a conclusão de alguns projectos de desenvolvimento dosector petrolífero nacional como factor que contribuiu para o bom desempenho emtermos de produção.
Dois eventos marcaram a actividade do sector, nomeadamente, a paralisaçãoda produção do Bloco 18 em Agosto por um período de 57 dias e o corte deprodução em cerca de 99.000 barris por dia, recomendado pela OPEP. Aparalisação da produção do bloco 18, deveu-se ao bloqueio total do condutor dequeima de gás condensado e a consequente libertação de gás, através do sistemade água de refrigeração, causando danos nas instalações e equipamentos,causando uma perda na ordem dos 11 milhões de barris.
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO – 2008
AREAS PREVISÃO REAL C. P. (%)
CABINDA 116.295.402 118.137.498 102
BLOCO 2 6.904.956 5.237.231 76
BLOCO 3/80/85/91 7.571.808 8.206.890 108
BLOCO 3/05 SNL P&P 21.454.920 19.904.811 93
BLOCO 3 CANUKU 1.121.058 1.124.788 100
BLOCO 14 62.915.400 61.307.053 97
BLOCO 15 241.988.952 235.248.018 97
BLOCO 17 183.915.000 186.225.519 101
BLOCO 18 70.302.378 55.416.825 79
ONSHORE - CONGO 4.912.452 4.899.111 100
TOTAL GERAL 717.382.326 695.707.744 97
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Produção de petróleo Bruto - previsão Vs Realização
2008
0
50.000.000
100.000.000
150.000.000
200.000.000
250.000.000
300.000.000
CAB
INDA
BLOCO
2
BLOCO
3/80
/85/91
BLOCO
3/05
SNL
P&P
BLOCO
3CAN
UKU
BLOCO
14
BLOCO
15
BLOCO
17
BLOCO
18
ONHO
RE
- CONGO
bb
ls
previsão realização
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO
U.M. : MIL BBLS
AREAS 2004 2005 2006 2007 2008 T.C.M.A.
BLOCO 0 134.437 135.616 138.924 130.371 118.137 -3
BLOCO 2 13.883 11.005 7.909 6.759 5.237 -22
BLOCO 3/80/85 - 3/91 43.299 27.368 11.741 9.262 8.207 -34
BLOCO 3(CANUKU) 2.657 2.413 1.852 1.133 1.125 -19
BLOCO 3/05 SNL P&P 12.035 24.336 23.591 19.905 -
BLOCO 14 20.735 20.410 38.421 69.099 61.307 31
BLOCO 15 52.668 152.000 206.450 194.020 235.248 45
BLOCO 17 87.531 88.983 79.961 170.818 186.226 21
BLOCO 18 9.597 55.417 -
CONGO FS/FST 5.225 5.063 5.015 5.176 4.899 -2
Total Geral 360.435 454.891 514.609 619.827 695.708 18
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
BRUTO
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
2004 2005 2006 2007 2008
Mil
barr
is/D
ia
T. C .M . A . 18%
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Relativamente aos últimos 5 anos registou-se uma taxa de crescimento médioanual na ordem dos 18% na produção de petróleo bruto, devido ao aumento daprodução nos blocos 14,15, 17 e 18 apesar dos constrangimentos acima referidos.
As reservas totais de Angola provadas mais prováveis estão avaliadas em 13,1biliões de barris.
2.2. Produção de Gás de Petróleo Liquefeito
A produção de LPG foi de 7.919.664 barris, correspondente a uma diária de 21037 barris, verificando-se uma redução na ordem dos 3% comparativamente ao anode 2007.
2.3. Refinação e Petroquímica
2.3.1. Refinaria de Luanda
Actualmente a Refinaria de Luanda tem uma capacidade instalada de cerca de65.000 mil barris/dia, correspondente a cerca de 8.680 T.M./dia, enquanto oprocessamento actual é de 37.500 barris /dia, devido a limitação da capacidade dasunidades de separação e tratamento e de armazenagem de produtos.
Petróleo Bruto Tratado na Refinaria 2008
88%
0% 8%4%
CANUKU
PALANCA
KUITO
SLOPS
Durante o ano de 2008 a Refinaria processou 1.848.112 toneladas métricas depetróleo bruto, representando um decréscimo de cerca de 2% em relação ao anoanterior. É de realçar que quase a totalidade de petróleo bruto tratado na refinaria éproveniente do campo Palanca (88%).
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Produção de derivados de Petróleo Bruto 2008
7%
12%
30%
33%
2%
1%4%
4%6%
1%
GPL NAFTA GASOLINA
JET - B JET - A1 GASÓLEO
EXTRA HEAVY ORDOIL FUEL OIL EXPORT.
ASFALTO
Da quantidade total processada na Refinaria de Luanda, destaca-se aprodução de Fuel Oil, gasóleo e Jet A1, como os produtos com maior índice delaboração.
Comparativamente ao ano de 2007, registou-se uma redução noprocessamento das ramas Canuku e Palanca na ordem dos 12% e 1,6respectivamente. A produção de refinados registou uma tímida taxa positiva devariação quinquenal na ordem dos 0,07%.
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DO BALANÇO DA PRODUÇÃO DA REFINARIA TON.MET.
PETRÓLEO BRUTO TRATADO 2004 2005 2006 2007 2008 T.C.M.A.
CANUKU 369.025 323.272 249.599 178.571 157.085 -19,23
PALANCA 1.446.464 1.478.960 1.509.459 1.634.387 1.608.182 3,00
KUITO 24.080 16.764,95 53.541 74.786 74.899 33,00
SLOPS 7.946
TOTAL 1.839.569 1.818.997 1.812.599 1.887.744 1.848.112 0,10
PRODUÇÃO DE DERIVADOS 1.768.747 1.749.167 1.752.515 1.813.120 1.774.043 0,07
GPL 28.338 23.916 27.283 28.409 26.394 -1,00
NAFTA 85.400 79.312 154.703 140.178 118.476 9,00
GASOLINA 95.327 134.344 83.707 55.710 68.068 -8,00
JET - B 119.634 58.094 45.164 95.452 110.225 -2,00
JET - A1 182.309 232.066 268.110 255.548 214.959 4,00
PETRÓLEO ILUMINANTE 40.761 31.477 -982 537 927 -61,00
GASÓLEO 492.921 460.787 481.860 513.455 527.372 2,00
EXTRA HEAVY 77.478 74.117 68.268 65.154 65.632 -4,00
ORDOIL 30.551 38.538 15.933 25.654 15.360 -16,00
CUT BACK RC2 841 658 1.263 2.774 3.378 42,00
FUEL OIL EXPORTAÇÃO 603.970 608.944 586.741 600.782 595.251 -0,30
ASFALTO 11.217 6.914 20.465 29.467 28.001 26,00
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2.3.2. Unidade de Malongo – Produção do Topping Plant
A Refinaria do Malongo apesar de processar 730.000 barris/ano, produzpequenas quantidades de produtos refinados, (butano, gasóleo, querosene e o Jet(JP1) continuando a responder aos objectivos a que foi dimensionada ou seja serviras actividades operacionais do Bloco 0, sendo os excedentes entregues à Sonangolpara o consumo naquela Província.
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CAPÍTULO III – Comercialização
3.1. Mercado Internacional de Petróleo Bruto
O mercado mundial de petróleo bruto foi marcado por muitas mudanças,impulsionadas pela conjugação de factores de ordem económico-financeira,geopolítica e climatérica, tendo contribuído para a volatilidade dos preços. A 11 deJulho de 2008, o preço no Mercado Internacional atingiu o recorde máximo de147,50 dólares por barril, chegando o Brent datado a atingir 144,22 USD/Bbl,registado a 3 de Julho.
No 1.º trimestre a média do preço do Brent datado foi de 96,714 USD/Bbl. Noentanto, importa destacar a diminuição da oferta de petróleo proveniente da Nigéria,as constantes ameaças da Venezuela, em cessar as exportações de petróleo paraos Estados Unidos da América, a recessão económica nos Estados Unidos, choquesentre o Irão e os Estados Unidos devido ao retorno da actividade da estação nuclearno Teheran e as incursões por parte da Turquia no Norte do Iraque.
No 2.º trimestre a média do preço do Brent datado foi de 121,184 USD/Bbl.Importa aqui realçar o ataque rebelde contra um campo de exploração offshore daShell em Bonga (Nigéria) que implicou à suspensão da produção da empresa Anglo-Holandesa e da Chevron e a greve da Shell e Exxon Móbil.
A persistência da instabilidade política levou a desvalorização do dólaramericano, o que provocou reacções imediatas no mercado de petróleo, tornando osinvestidores interessados em comprar os produtos em dólares e vender em euros,originando, com isso, uma mudança drástica no equilíbrio da balança económicamundial.
No 3.º trimestre a média do preço do Brent datado foi de 115,086 USD/Bbl.Devido a persistência da instabilidade verificada nos períodos anteriores, a elevaçãodos preços do petróleo bruto, nas primeiras semanas do 3.º trimestre, foi umarealidade.
No 4.º trimestre a média do preço do Brent datado foi de 55,475 USD/Bbl porbarril. Os preços baixaram consideravelmente devido ao receio da recessão nasmaiores economias do mundo.
Entretanto, os problemas financeiros a nível internacional continuam patentes emesmo depois dos governos americanos e europeus terem aprovado pacotes deajuda para algumas indústrias, a procura de petróleo bruto manteve-se abaixo dasexpectativas apresentadas no final do 3.º trimestre o que torna um cenáriopessimista entre os principais mercados de consumidores.
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Comportamento das Ramas Angolanas
O mercado para as ramas angolanas iniciou em alta, tendo registado bonsdiferenciais. Como destaque, temos o Nemba e o Palanca que foram vendidos comprémios em alguns meses. Entretanto, houve momentos em que o mercado estevemuito fraco devido a crise económica mundial, principalmente no último trimestre,tendo compradores com grande capacidade de armazenagem aproveitado asituação, comprando carregamentos a preços significativamente mais baixos e comoconsequência, ocorreu uma certa desvalorização dos seus diferenciais, que têmcomo referência o Brent Datado conforme indicado abaixo:
Ramas DBM/DBP
Cabinda (4,50) – (2,00), Dália (12,11) – (6,8), Girassol (3,55) – (2,00), Hungo(6,40) – (4,00), Kissanje (5,88) – (2,70), Kuito (17,78) – (10,00), Mondo (6,60) –(6,00), Nemba (3,00) – (1,60), Palanca (0,65) – (1,25), Plutónio (5,80) – (3,80), SaxiBatuque (4,75), Xikomba (3,40) – (2,65).
Os preços médios de exportação de petróleo angolano, ao longo do ano de2008, conheceram a maior aceleração no seu movimento ascendente, partindo emJaneiro de USD/BBL 87,78, chegando a atingir um pico record de USD/BBL 128,53em Junho. A partir de Julho verificou-se uma vertiginosa queda do preço do petróleoque se situou a volta dos USD/BBL 35,53 no mês de Dezembro, conforme mostra alinha da tendência decrescente no gráfico a seguir.
Preços Médios de Exportação de Petróleo bruto -2008
87,78
35,53
128,53
0
20
40
60
80
100
120
140
Jane
iro
Feverir
o
Mar
çoAbr
il
Mai
o
Junh
o
Julho
Agosto
Setem
bro
Out
ubro
Nov
embr
o
Dez
embr
o
US
D/B
BL
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3.2. Exportações de Petróleo Bruto
As exportações de petróleo bruto angolano atingiram os 675,02 milhões debarris valorizados em cerca de 62,34 biliões de dólares americanos. O preço médiopraticado para a quantidade total das ramas angolanas foi de USD/BBL 92,443,contra o preço médio previsto em USD/BBL 52,00, reflectindo um ganho na ordemdos USD 40,443 por barril.
A taxa de crescimento médio anual situa-se na ordem dos 18%, nasexportações efectuadas durante os últimos cinco anos, tendo-se alcançado o preçomais alto no ano de 2008.
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DAS EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO
COMPANHIAS 2004 2005 2006 2007 2008 T.C.M.A.
Mil bbls Mil usd Mil bbls Mil usd Mil bbls Mil usd Mil bbls Mil usd Mil bbls Mil usd (%)
SONANGOL 102.247 3.781.146 128.944 6.598.368 180.076 11.103.294 244.485 17.314.118 291.291 26.959.789 30
CHEV./TEX. 61.378 2.206.514 60.341 3.106.841 63.804 3.981.642 69.332 4.894.221 59.053 5.567.025 -1
TOTAL E & P 59.432 2.122.000 54.935 2.763.865 39.617 2.422.547 73.048 4.990.278 68.852 6.295.617 4
SOMOIL 260 14.324 1.744 103.968 1.225 92.991 1.690 165.155 -
AGIP (ENI) 28.860 1.013.327 41.885 2.133.552 53.065 3.215.331 47.349 3.289.533 39.933 3.712.417 8
PETROGAL 1.707 53.061
PETROBRAS 1.981 71.877 1.456 75.727 1.082 67.985 659 49.985 392 47.838 -
AJOCO 2.085 76.821 1.700 89.887 2.300 148.467 2.615 184.348 1.952 164.541 -2
NAFTAGÁS 600 23.853 320 17.179 553 38.862 1.110 80.887 0 0
NAFTAPLIN 540 22.037 575 30.316 620 36.633 620 51.291 524 30.634 1
AJEX 500 19.118 509 27.310 210 14.025 250 17.353 180 14.257 -23
SWENSKA 418 15.644 325 17.420 253 16.722 291 19.944 215 16.877 -15
GALP 1.826 81.454 2.913 178.732 4.755 350.312 3.798 294.238
ESSO 34.054 1.232.923 66.438 3.340.474 69.644 4.194.770 62.189 4.222.828 66.347 6.090.587 18
BP EXPLORAT. 25.022 890.928 44.074 2.231.902 49.536 3.014.333 50.996 3.577.581 72.202 6.631.758 30
STATOIL 17.234 624.832 27.418 1.380.812 24.961 1.506.354 28.463 1.908.344 30.379 2.747.909 15
CHINA/SONANGOL 1.970 128.022 2.955 210.643 985 115.537
NORSK HYDRO 7.806 288.234 7.736 398.977 3.571 221.634 11.217 762.832 11.401 1.106.585 10
SSI 3.924 339.664 25.581 2.430.181
KOTOIL 125 5.278
POLIEDRO 125 5.278
TOTAL GERAL 343.865 12.442.314 438.742 22.308.408 495.919 30.393.320 605.482 42.357.156 675.024 62.401.503 18
Página 30/69
Preços Médios de Exportações de Petróleo bruto por
Companhias- 2008
42,224
117,297121,905
0,000
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
SONAN
GOL
CHEV
./TEX.
TOTAL
E&
P
SOM
OIL
AGIP
(ENI)
PETR
OBR
AS
AJOCO
NAFTAPLIN
AJEX
SWEN
SKA
GALP
ESSO
BPEXP
LORAT.
STATOIL
CHIN
A/SONAN
GOL
NO
RSK
HYD
RO
SSI
KOTO
IL
POLI
EDRO
Usd
/bb
l
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DOS PREÇOS MÉDIOS DE
EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO ANGOLANO
36,184
50,84661,287
69,956
92,443
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
2004 2005 2006 2007 2008
US
D/B
BL
Página 31/69
EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO POR ÁREAS
2008
Ramas % QUANTIDADES PREÇO MÉDIO VALORES
BBLS USD/BBLS USD
CABINDA 10,11 68.220.449,00 93,052 6.348.060.820,64
NEMBA/BLEND/TL 13,01 87.825.250,00 95,464 8.384.134.354,38
PALANCA BLEND 3,78 25.513.131,00 97,857 2.496.640.524,54
KUITO/BLEND 3,05 20.586.683,00 81,191 1.671.443.847,14
DALIA 13,36 90.186.970,00 88,415 7.973.842.391,33
GIRASSOL 13,89 93.738.737,00 95,783 8.978.586.257,23
HUNGO 13,59 91.728.388,00 92,746 8.507.460.408,89
KISSANJE 13,60 91.784.642,00 93,008 8.536.731.651,17
XIKOMBA 0,56 3.758.094,00 89,976 338.140.040,09
PLUTONIO 8,25 55.703.188,73 94,167 5.245.425.458,06
MONDO 4,57 30.876.644,00 93,070 2.873.699.360,85
SAXI BATUQUE 2,24 15.101.695,00 69,352 1.047.337.840,47
TOTAL GERAL 100,00 675.023.871,73 92,443 62.401.502.954,79
Podemos constatar que as ramas dos campos Nemba, Dália, Girassol, Hungoe Kissange lideraram o grosso do petróleo bruto exportado, representando no seuconjunto 54% do total.
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
EXPORTAÇÕES DE PETRÓLEO BRUTO POR ÁREAS-2008
Constatamos que o preço médio mais alto foi o da rama Palanca Blend naordem dos USD/BBLS 97,857, enquanto o mais baixo foi o da rama Saxi Batuque,cotado em USD/BBL 69,352.
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PREÇOS MÉDIOS DE EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO
BRUTO POR ÁREAS 2008
97,857
69,352
0,000
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
CAB
INDA
NEM
BA/B
LEND/T
L
PALA
NCA
BLE
ND
KUIT
O/B
LEND
DALI
A
GIR
ASSOL
HUNGO
KISSAN
JE
XIKOM
BA
PLUTO
NIO
MO
NDO
SAXI B
ATU
QUE
PR
EÇ
OU
SD
/BB
L
Da análise às exportações por países de destino, observamos que o grossodas ramas angolanos foram exportadas para a Ásia (38%), com destaque paraChina, considerada o principal importador do petróleo bruto angolano, que detém29%, seguido dos Estados Unidos da América e Canadá (33%), enquanto paraEuropa foram exportados 18%, América do Sul (7%) e África 4%.
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EXPORTAÇÕES DE PETRÓLEO BRUTO POR DESTINO 2008
PAISESQUANT.
BBLS P.MÉDIO VALOR USD
AFRICA DO SUL 25.421.370 98,48 2.503.382.617,38
ALEMANHA 1.899.361 84,45 160.391.707,15
AMERICA DO SUL 949.735 126,24 119.896.445,87
ANGOLA 603.698 79,37 47.914.202,47
ARUBA 1.058.486 73,18 77.457.888,51
BAHAMAS 5.479.552 68,55 375.612.948,22
BRASIL 20.593.550 104,21 2.146.121.622,01
CANADÁ 52.580.245 94,04 4.944.532.618,88
CHILE 15.763.866 104,26 1.643.568.312,26
CHINA 195.250.193 95,31 18.609.657.266,42
COREIA 2.848.654 42,78 121.876.551,42
ESPANHA 18.778.345 80,00 1.502.193.593,67
EUA 163.529.497 92,91 15.194.241.035,94
EUROPA 12.867.665 83,64 1.076.217.072,83
EXTREMO 951.673 104,21 99.173.843,33
EXTREMO ORIENTE 12.295.232 93,85 1.153.903.462,32
FRANÇA 36.651.201 90,95 3.333.256.107,00
FRANÇA/REINO UNIDO 1.027.061 91,74 94.218.467,90
HOLANDA 26.494.459 82,95 2.197.678.714,96
INDIA 33.184.414 81,46 2.703.225.072,37
INGLATERRA 5.900.690 78,98 466.042.419,48
ITÁLIA 1.309.768 92,65 121.343.614,97
JAPÃO 919.867 104,17 95.821.625,52
MEDITERRANEO 1.887.096 95,75 180.691.854,40
PERÚ 5.786.941 110,78 641.086.878,92
PORTUGAL 5.820.037 73,94 430.325.309,66
REINO UNIDO/FRANÇA 1.850.709 83,57 154.664.326,16
SUÉCIA 2.152.397 110,54 237.929.739,68
TAIWAN 18.271.911 97,06 1.773.450.418,60
URUGUAI 2.896.199 67,55 195.627.216,52
TOTAL GERAL 675.023.872 92,44 62.401.502.954,82
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Exportação de petróleo bruto por destinos - 2008
4% 7%
33%
18%
38%
0%
Africa
América do sul
E.U.A/América doNorte
Europa
Asia
Outros
3.3. Exportação de Derivados de Petróleo
O mercado de produtos refinados foi influenciado pelos mesmos factores domercado do petróleo bruto.
No 1.º trimestre do ano verificaram-se grandes stocks de gasolina,especialmente nos E.U.A. devido a depreciação do dólar. Pela primeira vez o preçodo Jet A1 atingiu a casa dos milhares devido sobretudo a influência do encerramentode algumas refinarias para manutenção. Com a mudança na estrutura dos “blends”da gasolina estipulada no ano transacto, o mercado de nafta assinalou grandedeclínio.
O 2.º trimestre destacou-se pela greve da refinaria de Grangemeouth naEscócia, que permitiu um decréscimo da oferta do gasóleo no mercado emquantidades abrangentes aos de 50.000 barris dia. O gasóleo manteve preços altosna Ásia, devido a reserva de stocks na China em preparação para o alto consumodurante os jogos olímpicos. No final do trimestre, apontou-se a redução dos preçosdo fuel óleo, uma vez que tendo a mesma finalidade, o gás natural dispunha-secomo uma opção mais económica. Nos meses do verão, distinguiu-se a maiorsubida dos preços dos produtos derivados, em consequência da subida impetuosados preços do crude. Registou-se uma procura acentuada da gasolina e gasóleopertinente ao encerramento das refinarias no Reino Unido e nos E.U.A., devido àscheias e aos furacões Gustav e Ike.
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O 4.º trimestre foi marcado pela baixa dos preços dos produtos derivados facea recessão das economias. No mercado da nafta registou-se um abrandamentobrusco com a redução dos preços e o declínio da procura na indústria química.
O decréscimo nas vendas dos automóveis, bem como a baixa do preço do“crude” contribuíram para a redução do preço do gasóleo. Indiferente a procura dagasolina no Médio Oriente e no Oeste de África, havia pouca disponibilidade deprodutos no mercado uma vez que mantiveram-se grandes stocks na Europa naesperança dos preços voltarem a subir no ano de 2009, assim que se registaralguma recuperação das economias. Finalmente, foi-se aguardando que a procurado óleo de aquecimento aumenta-se nos últimos meses do ano, contudo, na Europaas temperaturas mantiveram-se amenas.
Em 2008 as exportações de derivados de petróleo cifraram-se em 1,25 milhõesde toneladas métricas, correspondentes ao valor de 795,3 milhões de USD.
Exportações de Derivados de Petróleo Bruto – 2008:
Produtos Quantidade Preço Médio Valor Destino
(Ton. Mét.) (USD/T.M.) (USD)
México, Equador
Gás Butano 180.696 727,33 131.426.226 Brasil, França,
EUA
Brasil, França
Gás Propano 384.537 686,04 263.809.138 Equador, EUA,
Espanha, França.
Gasóleo 12.307 930,56 11.452.308 São Tomé
Gasolina 5.498 857,51 4.714.647 São Tomé
Nigéria
Jet A1 7.811 983,02 7.678.834 São Tomé
Fuel Oil 555.278 526,24 292.211.495 E.U.A
Nafta 105.289 767,75 80.835.577 Holanda
Kerosene 3.353 946 3.171.801 Nigéria
TOTAL 1.254.769 633,82 795.300.026
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EXPORTAÇÕES DEDERIVADOS DE PETRÓLEO-2008
14%
31%45%
8% 0%
0%1%
1%
Gas Butano Gas Propano Gasóleo Gasolina
Jet A1 Fuel Oil Nafta kerozen
À semelhança dos anos anteriores, podemos observar que o fuel oil exportadopara os EUA foi o produto mais vendido, representando 45% do total, seguido dogás propano e butano, respectivamente, 31% e 14%, exportados para México,Equador, França, Brasil, EUA e Espanha. Seguidamente o produto com maior pesofoi a nafta exportada para Holanda, representando 8% do total.
Ao longo dos últimos 5 anos registou-se uma taxa de crescimento médio anualnas exportações de derivados, na ordem dos 12,3%, resultante do aumento dasexportações do gás butano, propano e jet A1.
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DAS EXPORTAÇÕES DE DERIVADOS DE PETRÓLEO BRUTO
Ton. Met
PRODUTOS 2004 2005 2006 2007 2008 T.C.M.A.
LPG 58.680 48.168
Gas Butano 53.630 193.920 176.271 180.696
Gas Propano 75.590 342.396 365.528 384.537
Gasóleo 18.417 25.602 36.514 15.265 12.307 -9,5
Gasolina 7.155 17.927 17.173 7.468 5.498 -6,3
Jet A1 10.072 15.830 14.505 5.041 7.811 -11,9
Fuel Oil 608.352 596.788 608.241 559.047 555.278 -2,2
Nafta 85.727 85.775 147.790 150.602 105.289 5,2
Slops 3.653 0
Kerozen 3.353
Total Geral 788.403 919.310 1.360.538 1.282.874 1.254.769 12,3
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3.4. Importações de Produtos Derivados
Durante o ano de 2008 as importações de Refinados totalizaram em 2,27milhões de toneladas métricas de produtos, valorizadas em cerca de 2,5 biliões dedólares americanos.
As importações de JetA1 estão condicionadas às condições técnicas daRefinaria de Luanda, recorrendo-se assim a compras “spot” sempre que se afiguranecessário.
Verificamos que o gasóleo e a gasolina foram os produtos com maiores níveisde importação devido aos elevados consumos registados no mercado nacional,aliada ao aumento de viaturas no país.
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
To
n.M
et.
Importação de derivados 2008
GASOLINA
GASÓLEO
JETA1
Fuel
Betume
Comparativamente ao ano anterior registou-se um substancial aumento nasimportações na ordem dos 34 %, devido ao incremento nas importações deGasóleo, Gasolina e Jet A1.
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20042005
20062007
2008
Gasolina
Gasóleo
JETA1Fuel
Betume
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
ton
.m
et.
Evolução das Importações de Dderivados
Gasolina Gasóleo JETA1 Fuel Betume
3.5. Vendas de derivados de Petróleo ao mercado local
No ano em análise a comercialização de derivados a nível nacional ascendeu a3,27 milhões de toneladas métricas, o que corresponde a um aumento na ordem dos24% comparativamente ao ano de 2007.
O crescimento das vendas, foi resultado de:
Aumento da Rede de Postos de Abastecimento. Melhoria das vias rodoviárias, proporcionando melhor circulação para o
interior do país e o aumento do tráfego; Aumento nos consumos de gasóleo e gasolina a nível nacional, derivados
fundamentalmente pelo aumento do parque automóvel e do parque demotociclos (interior do País) e pela elevada utilização de geradoresdomésticos, devido a constante falta de energia da rede;
Aumento da Frota de Distribuição. Aumento da capacidade de enchimento de gás.
O mapa a seguir ilustra a evolução das vendas internas de derivados, nosúltimos cinco anos, registando-se uma taxa de média de crescimento na ordem dos18%.
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EVOLUÇÃO QUINQUENAL DAS VENDAS INTERNAS DE PRODUTOS DERIVADOS
PRODUTOS 2004 2005 2006 2007 2008 T.C.M.A.
TON.MET TON.MET TON.MET TON.MET TON.MET
GAS 85.407 59.566 103.557 119.097 140.315 13
GASOLINA 464.283 323.808 347.757 448.783 612.137 7
KEROZENE 438.187 305.608 72.228 75.715 75.291 -35
GÁS AVIAÇÃO 128.919 89.913 558 21 49 -89
GASOLEO 713.995 497.967 1.057.514 1.241.777 1.905.283 23
FUEL OIL 1500 6.503 4.535 8.636 5.841 6.907 0,16
FUEL O.E. HEAVY 59.535 41.522 67.313 61.545 78.530 5
ASFALTO 9.502 6.627 26.360 42.032 32.020 43
LUBRIFICANTES 11.814 8.239 16.370 14.808 24.058 18
JET B 222.455 155.149 54.614 81.809 96.210 -17
JET A1 Nacional 332.863 232.151 205.521 207.162 302.127 -7
JET A1 ESTRANG. 32.832 22.898 22.840 29.157 -6
BUNKER GO NAC. 25.054 17.474 182.244 276.859 84
BUNKER GO ESTR. 156.456 109.118 15.173 13.741 -40
BUNKER FO NAC. 3.480 2.427 115 976
BUNKER FO ESTR. 480 335 208 277
P.ARTESANAL GO 1.466 1.022 2.832 9.179 58
P.ARTESANAL GA 11.855 8.268 11.230 2.982 -27
LUBS MARINE 357 249 282 190 -14
METHANOL 39 27 263 12
SOLVENTES 59 41 70 3
TOTAL 2.705.541 1.886.944 2.195.685 2.631.966 3.272.928 18
Evolução das Vendas Internas de Derivados de Petróleo
2.631.7282.705.541
3.272.929
2.195.6851.886.944
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
2004 2005 2006 2007 2008
Ton.Met.
Página 40/69
VENDAS INTERNAS DE DERVADOS DE PETRÓLEO 2008
4%
19%
2%
0%
59%
0%
2%
1%
1%
3%
9%GAS
GASOLINA
KEROZENE
GÁS AVIAÇÃO
GASOLEO
FUEL OIL 1500
FUEL O.E. HEAVY
ASFALTO
LUBRIFICANTES
JET B
JET A1 NACIONAL
Vendas por Segmento de Negócio
VENDAS DE DERIVADOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO 2008
4%
44%
33%
9%
10%
GÁS RETALHO CONSUMO AVIAÇÃO MARINHA
Podemos observar que o segmento relativo às vendas á Retalho foi o que maisse destacou, absorvendo 44% do total das vendas, seguindo-se do segmento deConsumo com 33%, enquanto os restantes correspondem á Marinha, Aviação eGás.
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CAPÍTULO IV – Finanças e Execução Fiscal
4.1. Realização Fiscal
Durante o ano económico de 2008 as companhias petrolíferas que operam nacosta ocidental angolana pagaram impostos e taxas no valor de 2.805.382,6 Milhõesde Kwanzas, dos quais 1.502.410,3 Milhões de Kwanzas declarados pela Sonangolcomo Concessionária Nacional, assim distribuídos:
Conc. Nacional Kz 1,502,410,327,940.08; Companhias Estrangeiras Kz 1,077,547,559,027.64; Companhias Nacionais Kz 184.602,132,150,93; Outras Kz 40,822,625,442,36.
TRIBUTAÇÃO FISCAL POR ESPÉCIE / 2008
38,41%
0,80% 5,78%
53,55%
1,46%
Concessionária Nacional Sonangol E.P.Sonangol P&P Companhias EstrangenirasCompanhias Nacionais
O gráfico acima ilustra o volume da tributação dos grandes contribuintes dosector petrolífero, sendo a Concessionária Nacional com 53,55%, seguida dasCompanhias Estrangeiras com 38,41%, a Sonangol E.P. com 5,78%, as EmpresasNacionais Privadas com 1,46% e finalmente a Sonangol P&P com 0,80%.
Relativamente às tipologias de impostos fixadas para o Sector dos Petróleos,o quadro seguinte demonstra as receitas arrecadas por rubrica durante o ano de2008:
Página 42/69
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
Akz Milhões
IRP TP TTP PPP
RECEITAS FISCAIS POR RUBRICA - 2008
Imposto de Rendimento: S/ Petróleo (IRP) – Kz 883,327,843,819.18; Taxa de Produção (TP) – Kz 172,588,836,008.05; Taxa de Transacção do Petróleo (TTP) – Kz 247,005,636,793.71; Partilha de Produção do Petróleo (PPP) – Kz 1,502,410,327,940.08.
Do gráfico acima, importa salientar que do total de receitas arrecadadas emImposto Sobre o Rendimento de Petróleo (IRP) inclui o valor de 5.555,4 Milhões deKwanzas apurados pela Comissão de Revisão relativamente ao exercício fiscal doano 2002, bem como 29,5 Milhões de Kwanzas pagos pela Chevron Texaco, Esso eTotal em Taxa de Superfície através dos blocos 14, 15 e 32 e 1,9 Milhões deKwanzas resultante do Imposto de Consumo retidos na fonte pela Esso.
Do total tributado pelo sector petrolífero incluindo as receitas de partilha deprodução, o IRP representa 31,49%, a TTP com 8,81%, a TP com 6,15% efinalmente a Concessionária Nacional com 53,55%. Tal proporção é facilmenteperceptível devido ao facto do IRP ser pago por todas as companhias dos blocos eassociações que se encontram em produção; enquanto a taxa de produção recaisobre o Bloco – 0 e a Associação FS/FST e a taxa de transacção de petróleo ésimplesmente cobrada no Bloco – 0.
Por blocos e áreas de produção, o Bloco-15 representa 37,00%, seguido doBloco-17 com 25,49%, o Bloco-0 com 19,62%, Bloco-14 com 8,35%, o Bloco-3 com4,74% e os restantes com cerca de 4,8%, como espelha o gráfico abaixo.
RECEITAS FISCAIS POR BLOCOS - 2008
37,0%
8,3%
4,7%
0,9%
19,6%0,2%3,7%
25,5%
Bloco 0 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 14 Bloco 15 Bloco 17 Bloco 18 FS/FST
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Por companhias, a ChevronTexaco constituiu a empresa que mais contribuiudurante o exercício fiscal em análise com cerca de 10,11% do total tributado, aseguir a TotalFinaElf com 7,44%, a Sonangol com 6,58%, a Esso com 5,72%, BPExploration Angola com 5,56%, a Eni Angola com 5,42% e restantes com cerca de5,6%.
RECEITAS FISCAIS POR COMPANHIA - 2008
12.06030.16640.823
74.610
151.985155.917160.397
184.602208.787
283.626
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
Chevron
TotalFinaElf
Sonangol
Esso
BpAngola
Eni Angola
Statoil
Com
panhiasNacionais
Norks
Hydro
Outras
C. E
strangeiras
Akz Milhões
4.2. Grau do Cumprimento do Exercício Fiscal
Conforme ilustra o gráfico e os respectivos quadros numéricos abaixo, arealização fiscal foi aquém do rendimento anual declarado para o exercício fiscal de2008. A queda dos preços do crude no mercado internacional a partir do terceirotrimestre e os cortes da produção impostos pela OPEP estiveram na origem doincumprimento das metas preconizadas.
Previsão vs Real
BALANÇO FISCAL POR BLOCOS - 2008
234.209133.074
24.322 6.572
103.801
715.063
1.037.866
550.473
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
BLOCO
0
BLOCO
2-85
BLOCO
3
BLOCO
14
BLOCO
15
BLOCO
17
BLOCO
18
FS/ FST
Akz: Milhões
RENDIM ENTO FISCAL ANUAL PREVISIONAL RENDIM ENTO FISCAL ANUAL EFECTIVO
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4.3. Evolução Fiscal Quinquenal
Durante o quinquénio 2004/2008, as receitas petrolíferas arrecadas através doImposto sobre o Rendimento de Petróleo (IRP), Taxa de Produção (TP), Taxa deTransacção de Petróleo (TTP) e da Partilha de Produção, tiveram um crescimentomédio anual de 37,04% em função do crescimento progressivo da produção dopetróleo bruto e dos respectivos preços de venda no mercado internacional.
BALANÇO FISCAL POR BLOCOS/2008
Unidade de Medida: AKz Milhões
BLOCOSRENDIMENTO FISCAL ANUAL
PREVISIONAL EFECTIVO DESVIO
BLOCO 0 776.461 550.473 -29,10%
BLOCO 2-85 26.506 24.322 -8,24%
BLOCO 3 118.732 133.074 12,08%
BLOCO 14 216.616 234.209 8,12%
BLOCO 15 1.337.783 1.037.867 -22,42%
BLOCO 17 788.193 715.063 -9,28%
BLOCO 18 143.877 103.801 -27,85%
FS/ FST 10.335 6.573 -36,40%
T O T A L 3.418.504 2.805.383 -17,94%
BALANÇO FISCAL POR BLOCOS/2008
U.M.: AKz Milhões
BLOCOSRENDIMENTO FISCAL ANUAL
PREVISIONAL EFECTIVO DESVIO
ChevronTexaco 336.712 283.626 15,77%Total (TFE) 265.209 208.787 -21,27%
Esso 159.484 160.397 0,57%Bp Expl. Angola 156.991 155.917 -0,68%
Eni Angola 144.176 151.985 5,42%Statoil 99.581 74.610 -25,08%
Norsk Hydro 37.591 30.166 -19,75%Galp energia 7.797 9.225 18,31%Ajoco/Ajex 1.610 1.045 -35,13%
Inanafta/Naftagás 747 1.081 44,70%Petrobras 369 422 14,31%Svenska 238 288 21,14%
China-Sonangol 1.100 754 -31,46%Somoil 1.497 1.942 29,69%
SNL Sinopec Inter 51.324 38.127 -25,71%Sonangol 354.287 184.602 -47,89%
Conc. Nacional 1.799.790 1.502.410 -16,52%
3.418.504 2.805.383 -17,94%
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EVOLUÇÃO FISCAL QUINQUENAL
2004 2005 2006 2007 2008
T.C.M .A. = 37,04%
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
Usd Milhões
Evolução Fiscal por Blocos e Companhias
A entrada em produção do Bloco 3/05A e o aumento da produção dosprincipais blocos da concessão angolana contribuíram significativamente para o bomdesempenho do ano fiscal em análise.
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EVOLUÇÃO QUINQUENAL DE IMPOSTOS POR COMPANHIA UM: M USD
CONTRIBUINTES 2004 2005 2006 2007 2008
COMPANHIAS ESTRANGEIRAS
ChevronTexaco 1.285.103 1.848.786 2.785.187 2.742.294 3.783.142
TotalFinaElf 647.475 891.601 1.068.528 1.627.384 2.790.535
Esso 240.624 611.197 1.473.761 1.051.469 2.143.138
Bp Angola 148.757 407.378 989.497 904.351 2.043.199
Eni Angola 423.471 703.804 1.298.253 910.614 2.034.325
Statoil 126.933 237.308 515.983 538.511 996.926
NorskHydro 55.234 65.501 86.889 251.372 403.080
Galp Eenergia 7.207 8.729 18.860 55.650 123.241
Ina/Naftagas 11.369 15.075 6.567 14.447 14.446
Ajoco/Ajex 15.068 19.159 16.519 21.168 13.738
Petrobras 11.272 13.713 7.799 6.286 5.636
Svenska 1.762 3.292 1.848 2.130 3.899
Sub-Tota 2.974.275 4.825.544 8.269.690 8.125.677 14.355.305
COMPANHIAS NACIONAIS
ChinaSonangol 0,00 0,00 33.596 19.998 10.078
Somoil 0,00 0,00 6.272 12.551 25.947
SNL Sinopec Int 0,00 0,00 0,00 29.557 509.296
Sonangol 1.048.169 1.794.521 2.193.875 2.273.962 2.496.658
Sub-Total 1.048.169 1.794.521 2.233.743 2.336.068 3.041.978
CONCESSIONÁRIA NACIONAL
Conc. Nacional 1.859.011 3.524.981 6.816.087 11.748.090 20.032.138
TOTAL 5.881.455 10.145.046 17.319.520 22.209.835 37.429.421
EVOLUÇÃO QUINQUENAL DE IMPOSTOS POR BLOCO EM Mil USD
2004 2005 2006 2007 2008
Bloco 0 2.826.305 4.413.476 5.888.720 5.376.961 7.348.920
Bloco 2 268.576 294.384 254.845 164.828 324.395
Bloco 3 1.076.143 1.496.914 1.314.018 1.200.054 1.778.118
Bloco 14 132.132 210.300 741.199 1.586.342 3.162.826
Bloco 15 444.190 2.227.311 5.801.235 7.683.485 13.805.359
Bloco 17 1.036.527 1.379.090 3.150.605 5.862.952 9.542.566
Bloco 18 0,00 0,00 0,00 143.004 1.385.974
FS/FST 97.582 123.572 168.897 192.208 81.264
TOTAL 5.881.455 10.145.046 17.319.520 22.209.835 37.429.421
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EVOLUÇÃO QUINQUENAL POR BLOCOS
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
Bloco
0
Bloco
2
Bloco
3
Bloco
14
Bloco
15
Bloco
17
Bloco
18
FS/FST
Milhões Usd
2008
2007
2006
2005
2004
IMPOSTOS PAGOS POR COMPANHIAS EM 2008
UM: AKz Milhões
COMPANHIAS I.R.P. T.P. T.T.P. SNL CONC TOTAL
Cabgoc Ltd 57.080,0 69.069,1 121.607,2 247.756,3
Eni Angola (Agip) 19.765,0 16.647,9 43.898,0 80.310,9
Total (TFE) 13.956,8 17.106,8 29.141,3 60.204,9
Sonangol E.P. 41.789,4 68.002,6 52.409,2 162.201,1
TOTAL-BLOCO 0 132.591,2 170.826,4 247.055,6 550.473,2
Sonangol 617,6 617,6
ChevronTexaco 1.469,0 1.469,0
Braspetro 421,8 421,8
Somoil 1.285,8 1.285,8
TOTAL -BLOCO 2 3.794,2 20.527,4 24.321,6
Sonangol 3.094,9 3.094,9
Total (TFE) 3.722,0 3.722,0
Svenska 288,2 288,2
Eni Angola (Agip) 1.663,6 1.663,6
Ajoco 882,4 882,4
Ajex 162,2 162,2
Inanafta 670,2 670,2
Naftagás 410,5 410,5
China Sonangol 754,2 754,2
Somoil, S.A.R.L. 656,0 656,0
TOTAL-BLOCO 3 12.304,1 120.769,9 133.074,0
Eni Angola (Agip) 20.749,4 20.749,4
ChevronTexaco 30.961,6 30.961,7
Total (TFE) 20.783,4 20.783,4
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Galp energia 9.224,9 9.224,9
Sonangol 18.688,4 18.688,4
TOTAL-BLOCO 14 100.407,8 133.801,2 234.209,0
Esso 101.270,0 101.270,0
Eni Angola (Agip) 49.260,9 49.260,9
Bp Expl. Angola 68.195,1 68.195,1
Statoil 34.148,2 34.148,2
TOTAL-BLOCO 15 252.874,2 784.992,8 1.037.867,0
Total (TFE) 120.943,0 120.943,0
Esso 59.126,7 59.126,7
Norsk Hydro 30.166,5 30.166,5
BP Expl. Angola 50.958,9 50.958,9
Statoil 40.461,5 40.461,5
TOTAL-BLOCO 17 301.656,6 413.406,8 715.063,4
BP Angola 36.762,6 36.762,6
SNL Sinopec Inter 38.126,6 38.126,6
TOTAL-BLOCO 18 74.889,2 28.912,2 103.801,4
Total (Fina) 2.203,0 931,0 3.134,1
Sonangol 0,00 0,00 0,00
ChevronTexaco 2.607,5 831,4 3.438,9
TOTAL - FST 4.810,5 1.762,4 6.573,0
GRANDE TOTAL 883.327,8 172.588,8 247.055,6 1.502.410,3 2.805.382,6
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CAPÍTULO V – Investimentos
Durante o ano de 2008, os investimentos realizados no Sector Petrolíferoascenderam aos USD 12.935.248,3 MM, valor que corresponde a 69,7%relativamente ao valor previsto, conforme ilustra o mapa a seguir.
Previsão realizações Custos
Áreas 2008 2008 % Operacionais
Bloco 0 2.713.271,0 2.374.493,0 87,5 1.006.146,0
Bloco 1/06 32.327,4 18.679,6 57,8
Bloco 2/05 182.377,0 250.491,0 137,3
Bloco 2/85 1.488,0 28,0 1,9
Bloco 3/85 29.159,0 27.599,0 94,7 38.920,0
Bloco 3/05 49.909,0 57.685,0 115,6
Bloco 3/91 30.671,0 35.333,0 115,2 21.020,0
Bloco 5 24.980,0 7.156,0 28,6
Bloco 8 26.586,0 21.706,0 81,6
Bloco 14 1.785.511,0 1.749.660,0 98,0 352.953,0
Bloco 15 2.814.000,0 2.275.100,0 80,8 315.000,0
Bloco 15/06 291.276,0 295.748,0 101,5
Bloco 16 197.912,0 38.691,0 19,5
Bloco 17 2.808.574,0 2.603.706,0 92,7 489.878,0
Bloco 17/06 121.851,0 26.811,0 22,0
Bloco 18 750.530,0 690.698,0 92,0 295.737,0
Bloco 23 43.887,0 40.788,0 92,9
Bloco 31 1.982.651,0 1.497.592,0 75,5
Bloco 32 169.295,0 293.142,0 173,2
Bloco 33 3.042,0 662,0 21,8
Bloco 34 1.681,0 742,0 44,1
FST 118.622,0 72.579,0 61,2 77.174,0
FS 600,0 146,0 24,3 428,0
Cabinda Sul 65.518,2 65.101,4 99,4
Refinação 21.120,0 12.146,3 57,5
Distribuição 467.954,0 42.418,0 9,1
Logistica 954.250,0 96.023,0 10,1
Sonagás 788.654,0 216.376,0 27,4
Sonarefe 1.598.738,0 4.500,0 0,3
Outras actividades 478.258,0 119.448,0 25,0
T O T A L 18.554.692,6 12.935.248,3 69,7 2.597.256,0
Do montante total investido, 72% foi direccionado ao Desenvolvimento dosCampos, verificando-se maior incidência nos Blocos 17, 0, 15 e 31 respectivamente,áreas de grande potencial petrolífero. As actividades de pesquisa absorveram cercade 22,5% do investimento total, sendo o restante distribuído pelas outras áreas deactividade.
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O gráfico a seguir ilustra a distribuição dos investimentos realizados em 2008:
Analisando a evolução dos investimentos numa base quinquenal, verifica-seuma taxa de crescimento médio anual de 15,8%:
Evolução dos Investimentos nos últimos 5 anos:
MM US$
2004 2005 2006 2007 2008
Pesquisa 415,6 694,9 1.276,9 1.522,7 2.926,5
Desenvolvimento 5.719,1 5.490,8 6.976,9 7.997,6 9.315,5
A&S cap. 177,3 125,8 182,3 208,8 223,3
Refinação 9,2 7,5 6,4 6,2 12,1
Distribuição 34,3 49,8 97,4 128,3 42,4
Outras actividades 145,4 904,6 518,7 979,6 436,3
T o t a i s 6.500,9 7.273,4 9.058,6 10.843,2 12.956,1
As páginas a seguir detalham a execução dos investimentos no sectorpetrolífero ao longo do ano de 2008.
Pesquisa
22,5%
desenvolv.
71,9%
A&S Cap.
1,7%
Outras
actividades
3,9%
T.C.M.A.
15,8%
0
3.000
6.000
9.000
12.000
2004 2005 2006 2007 2008
MM
US
D
Página 51/69
Up-stream
Bloco 0
O Bloco 0 situa-se na zona Marítima da Concessão de Cabinda, operado pelaCabinda Gulf Oil Company detentora de 39,2% de interesses, integrando osseguintes sócios: Sonangol 41%, Total E&P 10% e Agip 9,8%. Em 2008 o total deinvestimentos ascendeu aos USD 2.374.493,0 Mil, representando um índice derealização de 88%, comparativamente ao valor orçamentado:
DesignaçãoOrçamento
Realizações % CustosOperacionais
PesquisaGeologia/GeofísicaPerfuração e TestesCustos de Pré- Desenvolvimento
DesenvolvimentoÁrea AÁrea BCustos Comuns
Administração & Serviços Cap.
220.619,046.660,0
120.864,053.095,0
2.224.304,01.505.066,0
382.069,0337.169,0268.348,0
165,949,09.840,0
139.014,017,095,0
2.084,738,01.600.212,0
305,577,0178.948,0123.806,0
7521
11532
94106
805346
1.006.146,0615.310,0347.329,043.507,0
TOTAL 2.713.271,0 2.374.493,0 88 1.006.146,0
Foi sondado um poço de pesquisa e um de avaliação, e completado oprocessamento dos dados migratórios. O processamento dos dados emprofundidade estará pronto em 2009.
Na actividade de desenvolvimento, deu-se continuidade aos trabalhos desondagem dos poços do Banzala e a observação da subida na produção. Asactividades do GVLA avançaram para a fase de estudos preliminares de engenharia(FEED), estando entretanto dependente da resolução das discussões entre oGoverno de Angola e o da RDC. Foi concluída a instalação da plataforma TGPP eda “jacket”de Mafumeira.
Bloco 1/06
O Bloco está localizado na bacia do Baixo Congo, tendo como operador aTullow Angola BV, que detém 62,5%, e os parceiros Sonangol P&P 00%, Prodoil25% e Force Petroleum 12,5%. Os investimentos ascenderam aos USD 18.679,6Mil:
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Designação Orçamento Realizações %
Geologia/GeofísicaAquisição SísmicaProcessatº e Reprocetº SísmicoEngenhariaReservatórioPerfuração
OverheadAdminist. & Serviços Cap.
1.070,917.300,0
350,0259,4
50,011.732,4
307,61.257,1
884,017.262,9
186,1159,8
0,0191,9186,8
1.037,0
83100
536100
7,66482
TOTAL 32.327,4 18.679,6 57,7
Bloco 2/85
O Bloco 2/85 está localizado na Bacia do Baixo Congo, tendo com GrupoEmpreiteiro Sonangol P&P (Op) 25%, Braspetro 27,5% e Chevron 20%, Somoil9,3%, Poliedro 9,1% e Kotoil 9,1%. Os investimentos ascenderam aos USD 28,0 mil,contra os USD 1.488,0 Mil inicialmente previsto.
Bloco 3
O Bloco 3 encontra-se localizado na Bacia do Baixo Congo, e está divididopelas áreas 3/85, 3/05 e 3/91, com o seguinte grupo empreiteiro:
Bloco 3/85 Bloco 3/05 Bloco 3/91TOTAL E&P (Op) 50,0% SONANGOL P&P (Op) 25% TOTAL E&P (Op) 50,0%AGIP 15,0% SSI 25% AGIP 15,0%AJOCO 12,5% AJOCO 20% AJOCO 12,5%SONANGOL 6,25% ENI ANGOLA Exp. 12% SONANGOL 6,25%SVENSKA 5,0% SOMOIL 10% SVENSKA 6,25%INAFTAPLIN 5,0% NAFTAGÁS 4% INAFTAPLIN 5,0%INAFTAGAS 5,0% INA NAFTE 4% INAFTAGAS 5,0%
O total de investimentos realizados ascendeu a USD 120.048,0 Mil conforme oquadro a seguir:
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Designação Orçamento Realizações % CustosOperacionais
Bloco 3/85Desenvolvimento
COBOPAMBICUSTOS COMUNS
Administ. & Serviços Cap.
Bloco 3/05
Bloco 3/91Desenvolvimento
OOMBOCUSTOS COMUNS
Administ. & Serviços Cap.
28.415,013.339,0
7.750,07.326,0
744,0
49.909,0
30.100,025.607,0
4.493,0571,0
27.305,016.107,0
3.654,07.544,0
294,0
57.685,0
35.058,030.193,0
4.865,0275,0
96121
47103
39,5
115,5
116118108
48,2
38.920,09.383,05.428,0
24.109,0
21.020,05.040,0
15.980,0
TOTAL BLOCO 3 108.424,0 120.048,0 110,7 59.940,0
Bloco 5
O Bloco 5/06 é constituído pelo seguinte grupo empreiteiro: VAALCO (Kwanza)(40%), INTER OIL (40%) e Sonangol P&P (20%), está situado na Bacia do Kwanzapróximo do Município do Ambriz. O total de investimentos ascendeu aos USD7.156,0 mil contra os USD 24.980,0 mil programados.
Designação Orçamento Realizações %
SísmicaCustos de Geologia & GeofísicaTeste e Perfuração
Administ. & Serviços Capit.
24.880,09.880,0
15.000,0
100,0
7.047,07.047,0
0
109,0
2871
0
109Total 24.980,0 7.156,0 29
Bloco 8
O Bloco 8 é constituído pelo seguinte grupo empreiteiro: Maersk Op. (50%),Ocidental Petroleum (30%) e Sonangol P&P (20%), estando localizado no offshoreda Bacia do Kwanza. Os investimentos totais foram de USD 21.706 Mil USD.
Designação Orçamento Realizações %SísmicaEstudo de Geologia e GeofísicaAdminist. & Serviços Capit.
24.882,01.000,0
704,0
19.882,01.129,0
695,0
80113
99
Total 26.586,0 21.706,0 82
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Bloco 14
Localizado na Bacia do Baixo Congo, constituído pelo seguinte grupoempreiteiro: Chevron (Op) com 31%, Sonangol P&P 20%, Total E&P 20%, EniAngola Expl. 20% e Petrogal 9%. Foram investidos USD 1.749.660,0 mil contra osUSD 1.785.511,0 inicialmente previstos.
DesignaçãoOrçamento Realizações
% CustosOperacionais
PesquisaPré- DesenvolvimentoMalangeLucapaSouth Congo Canyon
DesenvolvimentoKuitoBBLT
Tombua-LandanaGabelaNegageDesnv. Comum
Administração & Serviços Cap.
201.686,02.663,0
195.759,03.264,0
1.576.790,033.654,0
352.379,01.074.406,0
6.103,082.584,027.664,0
7.035,0
220.259,03.160,0
212.465,04.633,0
1.525.997,013.155,0
388.335,01.086.681,0
3.458,015.785,0
18.582
3.404,0
109119109142
96,73982
10157
19,1
48
352.953,0154.904,0123.701,0
3.515,03.458,0
15.785,0
TOTAL 1.785.511,0 1.749.660,0 97,9 352.953,0
Bloco 15
Localizado no offshore da bacia do Congo, é constituído pelo seguinte grupoempreiteiro: ESSO (Op) 40%, BP 26,67%, AGIP 20% e SONANGOL 13,33%. Osinvestimentos totais ascenderam aos USD 2.275.100,0 mil contra os USD2.814.000,0 inicialmente programados, conforme o quadro abaixo.
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Bloco 15/6
Localizado no offshore da bacia do Congo, é constituído pelo seguinte grupoempreiteiro: ENI (Op) 35%, SSI 20%, Sonangol P&P 15%, TOTAL 15%, FALCON0,5%, STAT OIL 0,5%, e PETROBRAS 0,5%. Os investimentos neste bloco foram deUSD 295.748 Mil contra os USD 291.276 Mil inicialmente programados:
Designação Orçamento Realizações %Exploração
Geologia & GeofísicaPerfuração e Testes
Custos de Pré–Desenvolv.
Adm. & Serviços Capit.
290.831,089.700,0
192.231,08.900,0
445,0
295.467,094.910,0
195.286,05.271,0
281,0
102106102
59
63
TOTAL 291.276,0 295.748,0 102
As variações registadas devem-se aos altos níveis de realizações nasactividades de exploração, como se pode verificar no quadro acima.
Designação Orçamento Realizações % CustosOperacionais
PesquisaGeologia & GeofísicaPerfuração de Pesquisa
Aquisição Sísmica 3DEstudo Viabilidade/AnteriorPré-Desenvolvimento
DesenvolvimentoKizomba AKizomba B
XikombaMarimbaMondoSaxi/BatuqueSatélites Clochas/MavacolaÁreas de Des. Reman. SatélitesGás GatheringAdm. & Serviços Capit.
169.000,011.000,0
112.000,00,00,0
46.000,02.522.000,0
146.000,0460.000,0
1.000,0123.000,0452.000,0695.000,0
0,0152.000,0493.000,0123.000,0
139.000,05.000,0
119.000,015.000,0
1.000,00,0
2.099.000,083.000,0
315.000,0100,0
91.000,0380.000,0720.000,0103.000,0
10.000,0397.000,0
37.000,0
8345
1060.00,00,0835768107484
10400
78130
315.000,066.000,071.000,029.000,0
(12.000),038.000,0
123.000,0
TOTAL 2.814.000,0 2.275.100,0 81 315.000,0
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Bloco 16
O Bloco 16 encontra-se no offshore profundo da Bacia do Congo à 250 km deLuanda, com uma profundidade de água variando de 250m a 1.500m. É constituídopelo seguinte grupo empreiteiro: MAERSK OIL (Op) 50%, Odebrech 30% eSonangol 20%. O orçamento previsto foi USD 179.912,0 Mil tendo-se realizado USD38.691,0 mil.
Bloco 17
Está localizado no offshore profundo do Baixo Congo, e é operado peloseguinte Grupo empreiteiro: TOTAL (Op) 40%, Esso 20%, BPAmoco 16,7%, Statoil13,3% e Norsk Hydro 10%, onde as realizações atingiram cerca de USD 2.603.706,0Mil contra os USD 2.808.574,0 Mil inicialmente programados:
Designação Orçamento Realizações % CustosOperacionais
ExploraçãoPerfuração e TestesCustos de Pré-Desenvolv:
. Área Tulipa – Antúrio
. Área CLOV
DesenvolvimentoGirassolDáliaRosaPazflorCustos Comuns
Administ. & Serviços Cap.
344.686,0175.663,0
1.885,0167.138
2.393.681,0385.830,0609.940,0335.084,0
1.021.773,041.054,0
70.207,0
107.095,042.122,0
2.033,062.940,0
2.476.645,0264.619,0558.802,0390.820,0
1.246.127,016.278,0
19.966,0
3124
10837,7
10368,691,611712239,7
28,4
489.878,0134.228,0233.232,0
96.134,00,0
26.284,0
TOTAL 2.808.574,0 2.603.706,0 92,7 489.878,0
Designação Orçamento Realizações %Pesquisa
SísmicaEstudos Geológicos e GeofísicosPerfuração e Testes
Administ. & Serviços Cap.
194.181,00,0
5.975,0188.206,0
3.731,0
35.659,0631,0
3.696,031.332,0
3.032,0
1800621781
TOTAL 197.912,0 38.691,0 19,5
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Bloco 17/06
Situado nas águas ultra profundas da Bacia do Congo, tem o seguinte grupoempreiteiro e respectivos interesses participativos: Total (Op) 26,10%, SSI 27,5 %,Sonangol P&P 23,9 %, Falcon Oil 5,0%, ACR 5,0 %, Partex Oil&gás 2,5 % e Somoil10,0 %.
Em Abril/07 tiveram início os trabalhos de avaliação e preparação deprospectos dos poços, tendo sido cumpridas as datas e programa de trabalhoscontratuais. A Pesquisa terá o seu início no período 2008-2011.
Os investimentos alcançaram o montante de USD 26.811,0 mil:
Designação Orçamento Realizações %Exploração
Geologia e GeofísicaPerfuração e Testes
Gardénia 1Violeta Norte 3Begónia 1Gerânio 1
Administ. & Serviços Cap.
121.505,012.454,0
109.051,0109.051,0
000
346,0
26.704,03.874,0
22.830,022.825,0
5,000
107,0
2231
20,920,9
000
30,9TOTAL 121.851,0 26.811,0 22
Bloco 18
Está situado no offshore profundo da Bacia do Baixo Congo, é operado pala BP(Op) 50% e Shell 50%. Os investimentos incorridos no período foram de USD690.698,0 mil, para um programa de cerca de USD 750.530,0 mil.
Designação Orçamento Realizações % CustosOperacion.
Custos Pré Desenv. p/Proj. WACustos de DesenvolvimentoAdminist. & Serviços Cap.
5.650,0712.170,0
32.710,0
3.936,0664.757,0
22.005,0
709367
TOTAL 750.530,0 690.698,0 93 295.737,0
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Bloco 23
É constituído pelo seguinte grupo empreiteiro: Maersk (50%) OccidentalPetroleum (30%) e Sonangol P&P (20%): O orçamento previsto para o ano foi deUSD 40.788,0 Mil tendo-se realizado USD 43.887,0 Mil:
Bloco 31
Está localizado no offshore ultra profundo (ultra deep water) da bacia do BaixoCongo, sendo constituído pelo seguinte grupo empreiteiro BP (Op) 26,67%, Esso25,00% Sonangol 20,00% MARATHON 10,00% TEPA 5,00% e STATOIL 13,33%.No período em referência foram investidos cerca de USD 1.497.592,0 mil contra osUSD 1.982.651,0 mil inicialmente programados.
Designação Orçamento Realizações %
Geologia & GeofísicaPerfuração de TestesPré-Desenvolv. PSVMPré-Desenvolv. SE SouthPré-Desenvolv. Mid & WestAdm. & Serv. Capital.
11.950,0397.072,0
1.251.409,0168.317,0130.794,023.109,0
9.945,0403.118,0881.020,0184.861,0
8.010,010.638,0
83102
70110
646
TOTAL 1.982.651,0 1.497.592,0 76
Contrato completo estimado para meados de Setembro, para todas asinstalações Tier 1 e conjuntos de contratos estratégicos e call offs do PSVMassinados com excepção da Geração de Energia. Iniciaram as discussões com aSonangol relativamente ao mecanismo para gerir áreas de Desenvolvimentomúltiplas.
Bloco 32
Está localizado no offshore ultra profundo da bacia do Baixo Congo, constituídopelo seguinte grupo empreiteiro, TOTAL & EP (Op) 30% ESSO 15%, Marathon 30%,Petrogal 05% e Sonangol 20%, onde as realizações atingiram os USD 293.142,0 Mil:
Designação Orçamento Realizações %SísmicaGeologia & GeofísicaPerfuraçãoAdminist. & Serviços Cap.
41.983,01.200,0
0,0704,0
38.511,01.398,0
38,0841,0
921170,0
119TOTAL 43.887,0 40.788,0 93
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Designação Orçamento Realizações %Exploração
Geologia & GeofísicaPerfuração e TestesCustos de Pré-Desenvolv.
Administ. & Serviços Cap.
168.031,030.573,0
109.677,027.781,0
1.264,0
292.616,022.617,0
249.038,020.961,0
526,0
17474
22775,541,6
TOTAL 169.295,0 293.142,0 174
Bloco 33
Está localizado no offshore ultra profundo da bacia do Baixo Congo, sendoconstituído pelo seguinte grupo empreiteiro, TOTAL E&P (Op) 55% SONANGOLP&P 20%, FALCON 15%, Galp 05% e NIR 05%. De salientar que, em 2008, a ESSOtransferiu a sua participação à TOTAL E&P. Os investimentos realizados foram nomontante de USD 662,0 mil:
Designação Orçamento Realizações %
ExploraçãoGeologia & GeofísicaPerfuração e TestesAdminist. & Serviços Cap.
3010,03010,0
032,0
662,0662,0
00
2222
00
TOTAL 3.042,0 662,0 21,8
Bloco 34
Está localizado no offshore ultra profundo da bacia do Baixo Congo, constituídopelo seguinte grupo empreiteiro: Sonangol P&P (Op) 20% Norsk Hydro 30%, Phillips20%, Braspetro 15% e Shell 15%. As realizações atingiram o montante de USD742,0 mil contra um orçamento previsto de USD 1.681,0 mil.
Bloco Norte da Zona Terrestre de Cabinda
Das tarefas executadas, destacamos a discussão sobre os custos de sísmica,confirmação da disponibilidade de equipa sísmica para Cabinda e a operação daOperação sísmica, após os acordos de cessão celebrados entre a Sonangol P&P, aENI e a Interoil Exploration and Production. No conceito do programa sísmico, foipromovida discussão técnica em Workshop para um novo desenho do programaSísmico que inclua o Lago Massabi.
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Bloco Sul da Zona Terrestre de Cabinda
O bloco terrestre Cabinda Sul é operado pela Roc Oil com 60%, Sonangol P&P(20%) e a Force com (20%). No período em análise continuaram as discussões coma Concessionária Nacional (Sonangol), relativamente ao programa de trabalhos queconsiste na aquisição sísmica 3D com 100 Km2 e levantamento gravimétrico, Testesde produção de Coco 1 e estudos de Geologia e Geofísica. Com a sonda Explorerforam perfurados os poços Massambala 2 e Massambala 3 e com a sonda Simmonsperfurados os poços, Milho 1, Coco 1, Sésamo 1 e Arroz 1, respectivamente.
Designação Orçamento Realizações %Exploração
Geologia & GeofísicaPerfuração e Testes
Administ. & Serviços Capit.
65.090,83.327,2
61.763,6
427,4
64.733,93.928,9
60.805,0
367,4
9911898,4
86Total 65.518,2 65.101,3 99,4
Os investimentos totais foram de 65.101,3 mil USD.
Onshore – Soyo
A área de actividade do Onshore do Baixo Congo - Soyo, tem como operador aSomoil, e a Sonangol P&P e Chevron/Texaco como associadas.
Durante o período em análise, destaca-se a conclusão da transição doprocesso da passagem das operações da TOTAL para a Somoil. No período detransição, foi realizada uma auditoria técnica pela empresa Schlumber BusinessConsulting e Oil Flow sobre o estado físico das instalações, organização e condiçõesoperacionais existentes.
Os investimentos nesta área atingiram os USD 72.725,0 mil para umaprogramação de cerca de USD 119.222,0 mil inicialmente previstos:
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Área Previsão Realizac. %
F/S/T 118.622,0 72.579,0 61,2
Desenvolvimento 118.508,0 72.579,0 61,2
Adm. & Ser. Cap 114,0 0,0 0,0
F/S 600,0 146,0 24,3
Desenvolvimento 600,0 146,0 24,3
Adm. & Ser. Cap 0,0 0,0 0,0
T O T A L 119.222,0 72.725,0 61,0
Down-stream
Refinaria de Luanda
Ao longo do ano os investimentos na Refinaria de Luanda, atingiram os USD12.146,3 Mil contra os USD 21.120,0 Mil inicialmente previstos.
Os investimentos foram direccionados à melhoria de condições de Segurança,Ambiente, Qualidade, Operação, Manutenção, Inspecção, Laboratório, Finanças,Vendas, Compras e Armazenagem de Materiais, Sistemas de Informação,Reestruturação da Refinaria e Recursos Humanos.
Das actividades desenvolvidas, destacam-se as seguintes:
Segurança, Ambiente e Outros: Pequenos projectos diversos (Contingências); Cortina de agua entre as esferas; Rede de incêndio; Ponte rolante para as oficinas; Programa de Gestão Ambiental; Bombas de injecção de produtos químicos.
Modernização/Inovação: Rede eléctrica, Reparação mecânica da caldeira 305; Upgrade do sistema de controlo das caldeiras; Unidade 250 - Desulfurização; Modernização equipamentos do laboratório; Aquisição lancha Kianda e Lancha rápida; Aquisição de viaturas; Material para as serpentinas H-101 e H-251; Transferência petróleo bruto R-004 para R-001;
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Bomba para amostrador da agua residual, Destilação atmosférica U-600; Avaliação condição e calculo da vida serpentinas, Equipamento material informático, Nova central telefónica.
Valorização/Expansão: Analisador humidade da linha de gás U-700; Analisadores em linha.
Projectos Sociais
O Sector Petrolífero tem desenvolvido vastos programas sociais ecomunitários, e de apoio ao desenvolvimento empresarial, no âmbito da suaresponsabilidade social.
Os referidos programas, direccionados principalmente aos sectores da Saúde,Educação e Agricultura, e outros projectos de impacto social, prioriza as seguintesacções:
Contribuição e Execução de programas de saúde, para redução de diversosproblemas de saúde.
Apoios a lares da 3.ª idade. Melhoramento e expansão do acesso à educação primaria
(construção/reparação de escolas), e elevação de qualidade do ensino. Promoção de projectos agrícolas economicamente sustentáveis. Apoio a actividades desportivas e recreativas. Sensibilização e Capacitação de várias instituições e comunidades no que
toca às questões do meio ambiente Ajuda a Sociedade Civil Angolana e instituições governamentais desenvolver
capacidades com vista a alcançar o desenvolvimento sustentável de Angola.
O Programa de Desenvolvimento Empresarial Local, visa promover odesenvolvimento económico sustentável e diversificado através da identificação deoportunidades na cadeia de aprovisionamento ao sector, e não só.
Ao longo de 2008, os programas sociais promovidos pelo sector petrolíferoenvolveu cerca de 38,99 milhões de USD:
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Valor (Mil USD)
Associados do Bloco 0 1.573,5Associados do Bloco 14 1.139,1Contribuição da Chevron 824,9Associados do Bloco 15 6.500,0Associados do Bloco 16 7.420,7Associados do Bloco 18 3.320,0 (bónus social)Contribuição da BP 1.200,0Associados do Bloco 31 674,0Associados do Bloco 3 318,0 (recuperáveis)
99,0 (partilháveis - não recuper.)Associados do Bloco 17 5.592,0 (recuperáveis)
862,0 (partilháveis – não recuper.)Contribuição TEPA 3.169,0Donativos dos Blocos 3, 17, 32,33 6.245,0Associa. Bloco Terrest. Cabinda sul 150,0
T o t a l 39.087,2
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CAPÍTULO VI – Protecção do Ambiente
Foram desenvolvidas diversas acções direccionadas à preservação dascondições ambientais na indústria petrolífera, conforme descriminamos abaixo:
Implementação do Decreto 39/00 e Decretos Executivos
A implementação efectiva dos princípios e instrumentos do ambiente, foi umadas prioridades do Sector, com especial destaque para os planos de prevenção eresposta a Derrames, Planos de Abandono e Restauração do Local de Instalação edos Regulamentos sobre a Gestão, Remoção e Tratamento de Desperdícios,Gestão de Descargas Operacionais e Procedimentos sobre Notificações deOcorrências de Derrames.
Plano Nacional de Contingência
O Plano Nacional de Contingência contra os derrames de Petróleo no mar foiaprovado pelo Conselho de Ministros.
Foram igualmente realizadas visitas de verificação do estado deimplementação das novas áreas para construção de aterros sanitários em Malongo,bem como constatar o andamento da construção da nova Refinaria do Lobito.
Verificação de ocorrências de incidentes em Instalações petrolíferas
Neste período foram realizadas várias visitas, sobretudo para verificação deocorrências de derrames em Onshore e offshore (Luanda, Soyo e Cabinda) e doestado de implementação de projectos de melhoramento ambiental, tais como, osprojectos de substituição da tubagem nas operações do Onshore Soyo e no Takula(Bloco 0).
O Ministério dos Petróleos tem estado envolvido nos trabalhos para elaboraçãoda estratégia nacional de Implementação da Convenção Quadro das Nações Unidassobre as Alterações Climatéricas e Protocolo de Kyoto.
Igualmente registou-se a participação nos trabalhos ligados aos projectos daComissão da Corrente de Benguela, cujo objectivo é a integração, pesquisa egestão da poluição do grande Ecossistema Marinho da Corrente de Benguela, entreAngola, Namíbia e África do Sul.
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CAPÍTULO VII – Legislação
No Domínio legislativo o Ministério dos Petróleos deu continuidade aostrabalhos de regulamentação dos vários aspectos da Lei das Actividadespetrolíferas. Assim foi preparado um pacote legislativo consubstanciado em váriosdiplomas e actividades entre os quais:
O Decreto sobre a aplicação de Bónus e foi concluído.
O Regulamento sobre Operações Petrolíferas foi já aprovado pelo Conselhode Ministros.
O Diploma sobre Acesso á terra nas Operações Petrolíferas foi aprovado peloConselho de Ministros.
Foi elaborada a Lei sobre as Actividades de Refinação, Comercialização,Transporte de Petróleo e Gás, a mesma foi posta a discussão interna paraposterior envio ao Conselho de Ministros.
O diploma que reviu o decreto nº 20/82, sobre a Integração, recrutamento eformação de pessoal angolano na indústria petrolífera, foi aprovado epublicado.
Foi efectuada a revisão do Projecto de Estatuto Orgânico do MINPET, deforma a ajustá-lo á nova realidade petrolífera. O referido projecto foisubmetido ao Conselho de Ministros.
Foi instalado no MINPET o Programa de Informatização da LegislaçãoPetrolífera.
Está em curso a elaboração dos Termos de Referência sobre a Refinaçãopara regular as Actividades da Queima de Gás e de Refinação.
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CAPÍTULO VIII – Intercâmbio Internacional
No âmbito da cooperação Internacional foram desenvolvidas acçõesconcernentes a OPEP, APPA, SADC, Cooperação bilateral e o Programa decooperação institucional MINPET/NPD, com base no acordo firmado entre oMinistério dos Petróleos e a Agência Norueguesa de Petróleos NPD (NationalDirectorate of Petroleum).
OPEP
Durante o ano em referência foram desenvolvidas várias actividades a nível daOPEP, tendo contado com a participação de Angola como País membro através doMinistério dos Petróleos, destacando-se as seguintes acções:
Conferência Ordinária dos Ministros da OPEP. A conferência realizou-se emViena, Áustria, onde de entre vários assuntos foi aprovado o relatório doSecretariado Geral da Comissão Económica e do Subcomité deMonitorização Ministerial. Também foi discutida a proposta de contribuiçãofinanceira dos países membros para o orçamento da Organização em 2009 eaprovado o programa do Seminário Internacional da OPEP de 2009.
5.ª Reunião Ministerial entre a União Europeia e a OPEP. A reunião realizou-se na Bélgica - Bruxelas, onde foi discutido a Cooperação no sectorEnergético entre as duas organizações e ponto de situação sobre o mercadopetrolífero.
Conferência Ordinária dos Ministros da OPEP. Em Viena, Áustria, realizou-sea Conferência onde foi apresentado para aprovação o Orçamento da OPEPpara 2009, preparado pelo Conselho de Governadores, bem como oOrçamento para construção do novo edifício da OPEP em Viena.
Conferência Extraordinária dos Ministros da OPEP. A reunião realizou-se naArgélia e foi confirmada a presidência da OPEP por Angola a partir de Janeirode 2009. Foi aprovado o novo corte de produção de 2.2 milhões de barris/diapara os países membros a partir de 01 de Janeiro de 2009.
Conferência Extraordinária dos Ministros da OPEP. A reunião realizou-se naÁustria onde foi confirmado o corte de produção de 1.5 milhões de barris/dia,para os países membros, com efeito imediato. Foi confirmada a data daConferência extraordinária da OPEP para Dezembro de 2009 em Luanda.
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APPA
Realizou-se em 28 de Março na cidade de Yaondé – Camarões a XXV Reuniãodo Conselho de Ministro da APPA, antecedida da reunião de Peritos onde foiaprovado o VII Programa de Acção para o período de (2008-2011) e a RDC assumiua presidência.
De igual modo em Agosto de 2008, realizou-se em Brazzaville a XXXVI reuniãoanual de peritos da APPA que teve como objectivo preparação, análise e discussãodos assuntos ligados à Organização dos países Produtores de Petróleo Africanos.
SADC
O MINPET participou na reunião sobre o processo da criação/operacionalização daAssociação Regional de Petróleos e Gás (REPGA).
Cooperação Bilateral
Neste âmbito realizaram-se reuniões preparatórias e Comissões Bilateraisentre Angola, Brasil, RDC, e a República da Argélia. Aguarda-se pela assinatura doAcordo Técnico entre Angola e a República de Cabo Verde. Aguarda-se pelaaprovação por parte do Conselho de Ministros o Protocolo de Cooperação com aRepública Federativa do Brasil e Moçambique.
Foi de igual modo assinado um Acordo de Cooperação com a República doVietname.
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CAPÍTULO IX – Recursos Humanos
No decorrer de 2008, foram desenvolvidas acções relativas à gestão dosRecursos Humanos do Sector. Dentre outras actividades, destacam-se a preparaçãoe elaboração do qualificador de referência ajustado ao Sector Petrolífero nacional,por formas a acabar com as discrepâncias e injustiças em termos de remuneração epromoção entre trabalhadores expatriados e nacionais.
Realça-se ainda as acções ligadas a elaboração de um Plano Estratégico derecursos Humanos para a indústria petrolífera, de acordo com o seu programa dedesenvolvimento, a verificação dos procedimentos ligados ao cumprimento dosprogramas de recrutamento, formação e gestão de Recursos Humanos nasempresas do Sector, bem como a actualização do Sistema de Carreiras de acordocom a realidade do Sector petrolífero.
O Sector dos Petróleos conta com um total de 67.800 trabalhadores, sendo que26% pertencem ao MINPET e Operadoras, enquanto 74% do total pertencem àsprestadoras de serviços.
As empresas de prestação de serviços em 2008 contavam no seu quadro depessoal, com 39.719 trabalhadores nacionais e 10.133 expatriados, perfazendo umtotal de 49.852 trabalhadores o que equivale a 87% de nacionais e 13% deexpatriados.
Salienta-se que em 2008, houve um aumento significativo de mão-de-obra nodomínio geral, resultado do incremento na inserção de mais empresasespecializadas de prestação de serviços e pelo arranque do projecto Angola LNG.
Comparativamente ao ano de 2007 a força de trabalho no sector petrolíferoregistou um crescimento de 32,8%. O incremento da actividade petrolífera e apolítica da Angolanização, tem proporcionado um aumento considerável deprestadoras de serviço ao sector, criando oportunidades de trabalho, cuja evolução érepresentada por uma taxa de crescimento médio de 35%.
O Ministério dos Petróleos conta com um total de 300 trabalhadores sendo 249efectivos, 27 requisitados, 11 escoltas e 13 trabalhadores reformados.
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EMPRESAS 2004 2005 2006 2007 2008
MINPET 275 234 227 234 249SONANGOL 7.338 7.506 7.326 8.041 10.202CHEVRON 2.886 2.837 2.871 3.084 3.347TOTAL E & P 865 1.031 921 1.221 1.188ENI 73 73 70 119 136SOMOIL 54 100 133 154 333ESSO 327 654 644 706 648BP ANGOLA 153 312 312 613 737MAERSK OIL ---------- 16 16 18 24ROC OIL ---------- ---------- ----------- 29 25REFINARIA 325 306 314 314 322
SUB-TOTAL 12.296 13.069 12.834 14.533 17.211
PRESTAD. DE SERVIÇO 12.886 14.104 35.984 40.528 49.852
TOTAL 25.182 27.173 48.818 55.061 67.063
2004 2005 2006 2007 20080
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
EVOLUÇÃO DA FORÇA DE TRABALHO DO SECTOR PETROLÍFERO
74,3%
Prest. Serviço
Operadoras
Distribuição da Força de Trabalho em 2008
Sonangol
15,2%
10,1%Minpet
0,4%
