1.0 INTRODUÇÃO PROJECTO DE DESENVOLVIMENTO NO ÂMBITO DO APP E PROJECTO DE PRODUÇÃO DE GPL: RELATÓRIO DA AIA

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1 1.0 INTRODUÇÃO A planta de processamento de gás da Sasol, designada por Unidade Central de Processamento (na sigla correspondente em Inglês - Central Processing Facility - CPF), está situada a 40 km a noroeste de Vilanculos. Presentemente, toda a produção da Sasol é exportada a partir da CPF tanto como gás canalizado por gasoduto, e que é em grande parte destinado para uso na África do Sul, como na forma de condensado que é transportado em camiões-tanque para o porto da Beira para posterior despacho por via marítima. Uma proporção crescente do gás produzido está a ser usada em Moçambique, tanto para fins industriais como para a geração de energia eléctrica. Na Província de Inhambane, o gás é fornecido à Central Eléctrica da EDM (Electricidade de Moçambique), que fornece a electricidade às áreas de Inhassoro, Vilanculos e áreas circundantes. Desde que o projecto foi inicialmente estabelecido em 2002, a Sasol expandiu a CPF e introduziu poços adicionais de produção de gás nos campos de gás de Temane e de Pande. No momento actual a CPF compreende quatro trens de processamento de gás, que recebem o gás fornecido por vinte e quatro poços terrestres de produção, doze dos quais se situam no campo de Temane e doze no campo de Pande. O Projecto de Desenvolvimento no Âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP) e Projecto de Produção de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) (doravante designado como o projecto ) envolve a expansão da CPF com vista a processar gás, condensado e petróleo adicionais a partir da área definida no Acordo de Partilha de Produção (APP na sigla equivalente em Inglês - Production Sharing Agreement - PSA) com o Governo de Moçambique. O petróleo tem uma composição muito semelhante ao condensado existente, sendo ambos líquidos com uma cor amarelo-palha com uma consistência semelhante à parafina. Este projecto irá aumentar, de forma significante, a capacidade da Sasol de produzir gás e líquidos, e pode incluir as necessárias instalações para produzir Gás de Petróleo Liquefeito (GPL), que pode vir a providenciar uma capacidade local visada a substituir a totalidade das 15,000 a 20,000 toneladas por ano que são actualmente importadas para Moçambique a um custo significante. As estimativas iniciais de despesas de capital (sujeitas a alterações após se obterem dados mais definitivos a este respeito) são na ordem de 1.3 biliões de USD. Este capital inclui os custos associados com a perfuração de poços e construção de instalações à superfície. Este projecto compreende duas componentes principais, que podem ser implementadas ao mesmo tempo ou de uma forma sequencial: A Fase 1 do Projecto de Produção de Gás no âmbito do APP, que envolve seis poços de produção no Campo de Temane e um trem adicional de processamento de gás na CPF, planeado para processar o gás e condensado adicionais dos poços e que fica situado no EM QUE CONSISTE O ACORDO DE PARTILHA DE PRODUÇÃO (APP)? A Sasol Petroleum Moçambique (SPM) tem um Acordo de Partilha de Produção (APP) com o Governo de Moçambique e a ENH (Empresa Nacional de Hidrocarbonetos). Por sua vez, foi assinado um Contrato de Produção de Petróleo (CPP) entre a Sasol Petroleum Temane (SPT) e as suas parceiras a Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos (CMH) e a International Finance Corporation (IFC) e o Governo de Moçambique que engloba os campos presentemente em produção nas áreas de Temane e de Pande. As licenças CPP e APP sobrepõem-se em grande medida, tanto na área de Pande como de Temane. A licença para o CPP aplica-se a formações específicas que contêm hidrocarbonetos e que se encontram nestas áreas. A licença APP abrange todas as outras formações nas áreas geográficas de Temane e de Pande que estão presentemente a ser consideradas para fins de desenvolvimento, e também incluem vários outros campos e prospecções na área ligeiramente mais vasta onde foram perfurados poços de exploração e de avaliação mas que não foram ainda declarados como sendo comercialmente viáveis. enquadramento da delimitação da planta existente. Prevê-se que produção de gás na CPF venha a aumentar em cerca de 150 MMscfd até aproximadamente 600 MMscfd; A Fase 1 do Projecto de Produção de Líquidos no âmbito do APP, que envolve doze poços de produção de petróleo e um poço de recolha de dados (não ligado à CPF) no campo de Inhassoro, e uma nova Planta de Processamento de Líquidos e uma Planta de Produção de Gás de Petróleo Relatório No (Port) 1

2 Liquefeito (GPL), situada adjacente à CPF. Prevê-se que esta planta venha a produzir 15,000 barris de petróleo por dia (na sigla equivalente em Inglês - stbopd 1 ) e 20,000 toneladas de GPL por ano. Todos os poços de gás e de petróleo serão ligados à CPF através de condutas enterradas designadas por linhas de fluxo, semelhantes em termos de desenho às que fornecem actualmente a planta com gás. As novas linhas de fluxo têm por intenção seguir o alinhamento das existentes vias de acesso, tanto quanto possível, e na secção que atravessa o Rio Govuro, serão conectadas às condutas já existentes que se encontram colocadas no leito do rio desde a altura da construção do Projecto de Gás Natural, a fim de evitar qualquer perturbação causada pelo estabelecimento de condutas adicionais a atravessar o rio. A Figura 1-1 apresenta um desenho esquemático do projecto com relação aos campos de produção existentes no CPP. A Figura 1-2 ilustra os campos de produção existentes no contexto regional, enquanto a Figura 1-3 ilustra todos os elementos do proposto Projecto de Desenvolvimento no Âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP), incluindo os novos poços de gás e de petróleo, as linhas de fluxo e as instalações de produção. Figura 1-1: Desenho esquemático do projecto no que se relaciona com os campos de produção da Sasol existentes no âmbito do CPP 1 Um barril de petróleo refere-se ao volume ocupado pelo petróleo para vendas (ou seja, após a estabilização a fim de aderir à especificação de vendas) e medido em barris em condições padrão de bara (14.7 psia) e C (60 F). Relatório No (Port) 2

3 Figura 1-2: Os campos de produção do Projecto de Gás Natural da Sasol existentes Relatório No (Port) 3

4 Figura 1-3: Elementos do proposto Projecto de Desenvolvimento no âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP) e Projecto de Produção de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) Relatório No (Port) 4

5 1.1 Outras Opções de Desenvolvimento no âmbito do APP A viabilidade financeira do Projecto de Desenvolvimento de Líquidos no âmbito do APP ainda está a ser avaliada através de estudos da Fase Conceitual do Projecto de Engenharia (na sigla correspondente em Inglês - Front End Engineering Design- FEED). Uma alternativa a ser avaliada na AIA é a planta autónoma de produção de GPL, localizada com o 5º Trem de Processamento de Gás dentro da delimitação da CPF existente. Os reservatórios tipo cilindro para o armazenamento do GPL e as áreas de carregamento do GPL iriam permanecer na área identificada para o Projecto completo de Produção de Líquidos no âmbito do APP e Planta de Produção de GPL. A planta de GPL irá produzir aproximadamente 5,000 tpa de GPL. Figura 1-4: Diagrama da configuração da planta autónoma de GPL em relação à CPF existente 1.2 Identificação do Proponente e Justificação Legal para o Projecto O Proponente O proponente do projecto é: Sasol Petroleum Moçambique Limitada; e a Sasol Petroleum Temane Limitada Av. 25 Setembro 420, 2º andar, Prédio JAT I Maputo Moçambique Pessoa de contacto: Ailton Rego, Especialista Ambiental (ailton.rego@sasol.com) Justificação Legal para o Projecto O Acordo de Partilha de Produção (APP) aplicável aos Campos de Gás de Pande e de Temane foi celebrado a 26 de Outubro de 2000 entre o Governo da República de Moçambique, representado pelo Instituto Nacional de Petróleo (INP), a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos E.P. (ENH), e a Sasol Petroleum Moçambique Lda. (SPM). Subsequentemente às actividades de aprovação, a 29 de Novembro de 2012, a SPM apresentou um Relatório de Avaliação sobre os reservatórios de Pande, Corvo, Temane e Inhassoro enquadrados na área abrangida pela licença concedida ao INP e à ENH. A SPM declarou os reservatórios indicados a seguir como sendo reservatórios com potencial comercial. Relatório No (Port) 5

6 Temane G8 Gás Natural Não Associado Temane G11, G11A, G12, G12A (Campos na região Este de Temane) Gás Natural Não Associado Inhassoro G6 - Petróleo Bruto Inhassoro G10 - Petróleo Bruto A SPM está presentemente a executar o Plano de Desenvolvimento (PD) no âmbito do APP em conformidade com as exigências preconizadas nos Regulamentos para Operações Petrolíferas. O Acordo de Partilha de Produção compreende um projecto de produção de Líquidos e um projecto de produção de Gás. Segundo as previsões da SPM o Plano de Desenvolvimento, incluindo a AIA relevante, estará pronto para apresentação às entidades relevantes no início de Como parte deste processo, a SPM tem estado a investigar a viabilidade de um projecto-piloto para a produção antecipada de petróleo antes de qualquer desenvolvimento aprovado na apresentação do Plano de Desenvolvimento em 2015 (que permanece sujeito à aprovação do INP), nomeadamente o Projecto-Piloto de Inhassoro (PPI) que constitui assunto de um processo separado de avaliação ambiental. 1.3 Finalidade e Estrutura do presente Relatório Em termos dos regulamentos ambientais em vigor em Moçambique este projecto proposto foi classificado como sendo um projecto de Categoria A. Conforme previsto nos regulamentos e como base para a concessão da necessária licença ambiental, este projecto de Categoria A está sujeito à realização de uma Avaliação de Impacto Ambiental (AIA) que deve ser elaborada por consultores independentes a ser apresentada ao Ministério para a Coordenação da Acção Ambiental (MICOA) para a devida consideração. O presente documento constitui o Relatório preliminar sobre a Avaliação do Impacto Ambiental e Social. Este relatório é elaborado em conformidade com o preconizado no Artigo 11º do Regulamento Ambiental para as Operações Petrolíferas (Decreto 56/2010) e nos Artigos 10º e 11º do Regulamento sobre o Processo de Avaliação do Impacto Ambiental (Decreto 45 /2004, conforme alterações). Este relatório tem por base o Relatório sobre o Estudo de Pré-viabilidade Ambiental e Definição do Âmbito (EPDA) e os Termos de Referência para a AIA (MICOA Agosto de 2014, Referência 097/GM/MICOA/189/2014). Este relatório é constituído por várias subsecções descritas na Tabela 1-1. A relação entre as secções e as exigências correspondentes preconizadas no Regulamento Ambiental para as Operações Petrolíferas (Decreto 56/2010) e o Regulamento sobre o Processo da AIA (Decreto 45/2004) encontram-se indicadas na referida tabela. Tabela 1-1: Estrutura do Relatório AIA em Relação ao Regulamento Ambiental para as Operações Petrolíferas (Decreto 56/2010) e o Regulamento sobre o Processo de Avaliação de Impacto Ambiental (Decreto 45/2004) Capítulo Título Resumo Não Técnico Artigo Relevante no Decreto 56/ Introdução Artigo11º (3)a 11º (3)d, Artigo 11º (3)l e Artigo 11º (3)o Artigo Relevante no Decreto 45/2004 Artigo 10º (2)a 2 Descrição do Projecto Artigo 11º (3)k Artigo 10º (2)d 3 O Ambiente do Projecto Artigo 11º (3)m, 11º (3)n Artigo 10º (2)e 4 Quadro Legal Artigo 11º (3)l 5 Impacto da Fase de Construção 6 Impacto da Fase Operacional Artigo 11º (3)e, 11º (3)f, 11º (3)e, 11º(3)p, 11º (3)r Artigo 10º (2)b, Artigo 11º (1)d-f Artigo 2º (2)f Artigo 11º (3)h Artigo 12º (2) 7 Alternativas Artigo 12º Artigo 12º (2)e 8 Desmobilização Artigo 14º 9 Conclusões e Recomendações Relatório No (Port) 6

7 1.4 Dados relativos à Equipa responsável pela AIA e pelos Estudos Especializados A Tabela 1-2 apresenta a equipa profissional de estudo e a listagem dos estudos especializados elaborados para a AIA. Esta equipa possui um bom equilíbrio em termos de competências a nível local e a nível internacional. A maior parte dos elementos integrantes da equipa de estudo possui vasta experiência em trabalhos realizados em Moçambique e em outras regiões de África. Tabela 1-2: Estudos especializados para a AIA e respectivos autores Nº. Estudo Especializado Autor Empresa 1 Avaliação do Impacto sobre a Qualidade do Ar Dr. Lucian Burger e Oladapo Akinshipe Airshed (Pty) Ltd 2 Avaliação do Impacto dos Ruídos François Malherbe François Malherbe Acoustic Consultants 3 Avaliação do Impacto sobre a Jennifer Pretorius Golder Associates Africa Geohidrologia 4 Avaliação do Impacto sobre a Hidrologia de Superfície Trevor Coleman e Oliver Malete Golder Associates Africa 5 Avaliação do Impacto sobre os Solos Jan Schoeman e Carl Steyn Golder Associates Africa 6 Avaliação do Impacto dos Resíduos David Marioni e Natalie Kohler Golder Associates Africa 7 Avaliação de Riscos, Rio Govuro Dr. Lucian Burger Riscom (Pty) Ltd 8 Avaliação de Risco sobre os Rios, Explosão do Poço 9 Avaliação da Diversidade Botânica e Impacto sobre os Habitats ** 10 Avaliação do Impacto sobre a Fauna Terrestre 11 Avaliação do Impacto sobre a Ecologia Aquática 12 Avaliação do Impacto Social e sobre a Saúde 13 Avaliação do Impacto sobre o Património Cultural Mike Oberholzer António de Castro e Retief Grobler Dr. Andrew Deacon Dr. Andrew Deacon Helder Nhamaze, Adriano Biza, Dra. Yolanda Manuel e Tisha Greyling Mussa Raja, Hilário Madiquida, Zeferino Macane e Alice Hobson 14 Avaliação do Impacto sobre o Turismo Peter John Massyn 15 Estudo sobre a Desmobilização e Mark Wood Reabilitação ** Os estudos botânicos e sobre as terras húmidas foram combinados num relatório único Riscom (Pty) Ltd De Castro and Brits Ecological Consultants Kula Estudos & Pesquisas Aplicadas Lda. e Golder Associados Moçambique Lda. Ancient, Rrequal e Golder Associados Moçambique Lda. Mark Wood Consultants Os Curricula Vitae dos consultores que formam a equipa de estudo encontram-se incluídos em cada estudo especializado. Nenhum dos especialistas designados possui qualquer interesse financeiro neste projecto. 1.5 Processo da AIA A Figura 1-5 ilustra as várias fases do processo da AIA, desde a pré-avaliação até à tomada de decisão. A participação pública constitui uma parte integrante do projecto a partir da definição do âmbito até à finalização da AIA Preliminar. 1.6 Prazos para o Projecto em relação às Bases de Referência especificadas para a AIA Os prazos para o projecto encontram-se indicados na Figura 1-6. A implementação do Projecto de Desenvolvimento no Âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP) e Projecto de Produção de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) será precedida pelo Projecto PPI, que constitui matéria de uma Avaliação Relatório No (Port) 7

8 PROJECTO DE DESENVOLVIMENTO NO ÂMBITO DO APP E PROJECTO Ambiental separada, que envolve a produção de petróleo a partir de dois poços existentes, Inhassoro-9 (I9z) e Inhassoro-4 (I-4), ambos estando já ligados à CPF através de uma linha de fluxo existente. O projecto PPI funcionará pelo máximo de tempo possível até os poços serem fechados e as linhas de fluxo serem reconfiguradas para se ligarem ao projecto de produção de petróleo no âmbito do APP. A construção do Projecto de Desenvolvimento no Âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP) e do Projecto de Produção de Gás de Petróleo Liquefeito (GPL) está prevista para ter início no início de 2016 e entrar em funcionamento até ao último trimestre de Conforme se encontra indicado na Secção 1.1, este desenvolvimento deve ser em sequência, com a planta de GPL a ser construída primeiro, dependendo dos detalhes resultantes dos estudos empreendidos a nível da Fase Conceitual do Projecto de Engenharia (FEED). É de notar que várias das actividades incluídas no Contrato de Produção de Petróleo (CPP) se realizam na CPF ao mesmo tempo que se tem lugar o Projecto de Desenvolvimento no Âmbito do Acordo de Partilha de Produção (APP) (Figura 1-7). Este trabalho compreende a instalação de quatro compressores de Baixa Pressão (BP) em várias alturas entre 2014 e 2021 a fim de aumentar a pressão dos fluidos a entrar na CPF, à medida que as pressões dos poços começam a reduzir e inclui ainda a instalação de um gerador adicional turbinado a gás (GTG). Estas obras de melhoramento já foram aprovadas pelo MICOA (Licença Ambiental Nº 08/MICOA/GM/189/2014). Figura 1-5: Processo de AIA a ser seguido em conformidade com o definido no Decreto 56/2010 e Decreto 45/2004 Relatório No (Port) 8

9 Figura 1-6: Prazos para o Projecto Relatório No (Port) 9

10 Figura 1-7: Bases de Referência para o Projecto Relatório No (Port) 10