Petroquímica, fertilizantes, electricidade, siderurgia e transportes estão entre os mercados identificados para sustentar a procura. Plano Director do Gás, aprovado em 2025, reconhece que o país consome menos de 3% do gás excedentário e que a central do Soyo usa menos de 30% da sua capacidade de consumo de gás
A ANPG projecta que o consumo interno de gás possa subir de cerca de 30 para 500 milhões de pés cúbicos diários até 2050, multiplicando-se por quase 17.
A projecção consta do plano apresentado na terça-feira, 8 de Setembro, pela Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, durante a pré-conferência da Angola Oil & Gas 2026, em Luanda. O ponto de partida é o consumo registado em 2025. Saleno Sebastião, Chefe de Departamento da Direcção de Infra-estruturas e Gás Natural da agência, explicou que o Plano Director do Gás assenta em quatro pilares, nomeadamente recursos de gás natural, infra-estruturas, mercado e enquadramento regulatório, e procura estabelecer a ligação entre a produção e os diferentes mercados de consumo.
A ANPG inclui a petroquímica, a produção de fertilizantes, a geração de electricidade, a siderurgia e os transportes entre os mercados que poderão sustentar o aumento do consumo. Nos fertilizantes, a agência indica que Angola importa actualmente cerca de 140 mil toneladas por ano. Dados do Ministério da Agricultura e Florestas apontam para 129.990 toneladas importadas em 2025. Na electricidade, a ANPG analisa a conversão de centrais que funcionam a gasóleo para gás natural.
O Plano Director do Gás Natural, aprovado pelo Decreto Presidencial n.º 72/25, de 21 de Março, atribui valores a estas duas frentes. Com 500 megawatts de geração eléctrica a gás, a ANPG estima uma redução de despesas superior a 350 milhões de dólares por ano. O documento cita ainda informação da Administração Geral Tributária, publicada em 2021, segundo a qual o país gasta mais de mil milhões de dólares na importação de produtos químicos, incluindo amoníaco, metanol e fertilizantes, e cerca de 500 milhões de dólares em plásticos e borrachas que poderiam passar a ser produzidos localmente. O plano refere também uma fábrica de fertilizantes em implementação no Soyo.
O mesmo documento descreve o ponto de partida. O consumo interno de metano e etano representa menos de 3% do gás excedentário, sendo o restante exportado sob a forma de gás natural liquefeito a partir da fábrica Angola LNG, no Soyo. Ao abrigo do contrato de investimento dessa unidade, o Estado tem direito a cerca de 125 milhões de pés cúbicos por dia para o mercado doméstico, volume cerca de quatro vezes superior ao consumo interno registado em 2025.
A subutilização é visível nas centrais já ligadas à rede. Segundo o plano, a Central de Ciclo Combinado do Soyo, com 750 megawatts, recebeu em média menos de 25 milhões de pés cúbicos por dia nos sete anos anteriores à elaboração do documento, e a sua utilização de gás ficou abaixo de 30% da capacidade máxima. O plano atribui essa situação à produção hídrica da região Norte, suficiente durante a maior parte do ano, e aponta ainda a ausência de uma cláusula take or pay no contrato de fornecimento entre a Sonagás e a PRODEL. Em Cabinda, a Central Térmica do Malembo, com 145 megawatts, precisa de 50 milhões de pés cúbicos por dia para operar à capacidade projectada, mas recebe cerca de 8 milhões através de um gasoduto de 800 metros. O documento refere dificuldades operacionais e a necessidade de ampliar o gasoduto, e indica que a província é alimentada essencialmente por centrais térmicas a gasóleo.
Entre as ameaças ao desenvolvimento do sector, o plano inclui a manutenção dos subsídios aos combustíveis mais poluentes.
Para levar o gás aos novos consumidores, a ANPG prevê uma expansão faseada da rede. A primeira fase concentra-se em Cabinda, Soyo e Zaire, aproveitando a Angola LNG e outras instalações de tratamento de gás. A segunda abrange Luanda, Cuanza-Sul e Benguela, com infra-estruturas de processamento, exportação de condensados e ligações ao Corredor do Lobito. A terceira estende a rede ao Sul, incluindo o Namibe, onde são consideradas soluções de regaseificação para responder à procura da mineração, da logística e de outras actividades industriais. O plano aprovado em 2025 não prevê fornecimento de gás das bacias do Kwanza e de Benguela antes de 2030.
Segundo a ANPG, Angola poderá necessitar de cerca de 70 mil milhões de dólares de investimento público e privado em infra-estruturas de transporte e distribuição de gás até 2050. A agência aponta ainda para cerca de 6 mil milhões no downstream e processamento de gás e 90 mil milhões de investimento privado no upstream, a mobilizar ao longo dos próximos 25 a 30 anos. Os três valores somam 166 mil milhões de dólares.
O Plano Director do Gás Natural foi apreciado em Conselho de Ministros a 27 de Dezembro de 2024 e aprovado pelo Decreto Presidencial n.º 72/25, publicado a 21 de Março de 2025. Define um horizonte de cerca de 25 anos, dividido em três períodos: curto prazo, até 2025, para criar as bases de mercado e o quadro regulatório; médio prazo, de 2026 a 2036, para produzir os recursos já descobertos na Bacia do Baixo Congo e expandir a rede de gasodutos; e longo prazo, de 2036 a 2050, para consolidar o mercado interno, incluindo os sectores residencial e comercial. O documento estima os recursos de gás do país em 94,97 triliões de pés cúbicos in place, dos quais 38,74 descobertos e 56,23 prospectivos, e as reservas certificadas em 2023 em 5,8 triliões, contratualmente destinadas à Angola LNG. A fábrica do Soyo tem capacidade nominal de processamento de 1.075 milhões de pés cúbicos por dia e de produção de 5,2 milhões de toneladas de gás natural liquefeito por ano. Como meta de curto a médio prazo, o plano aponta para um consumo interno entre 250 e 300 milhões de pés cúbicos por dia.
