No plano técnico, a ligação será assegurada através de um inter conector de 400 kV entre Angola e a Namíbia, com extensão estimada em cerca de 160 quilómetros em território angolano, incluindo a construção da linha de transporte de alta tensão, o reforço e ampliação da subestação de Cahama, na província do Cunene, bem como a instalação de infraestruturas complementares essenciais ao funcionamento do sistema, como sistemas de protecção, controlo e telecomando da rede . Trata-se de uma infraestrutura de alta tensão, desenhada para permitir fluxos significativos de energia e garantir a integração com a rede regional.

A arquitectura do projecto revela, no entanto, uma particularidade relevante: o financiamento da componente angolana será assegurado pela parte namibiana, através da empresa pú blica NAMPOWER, que ficará responsável não apenas pelo esforço financeiro, mas também pela materialização destas infra-estruturas em território angolano até à fronteira - ou seja, pela construção da linha de transporte de 400 kV no troço angolano, pela expansão da subestação de Cahama e pelas infraestruturas eléctricas associadas necessárias à evacuação e entrega da energia ao sistema namibiano.

Esta solução permite a Angola evitar pressão adicional sobre a dívida pública, ao mesmo tempo que transfere para o parceiro comprador o risco financeiro inicial. Em contrapartida, o investimento será recuperado via contratos de fornecimento de energia (PPA), através da tarifa acordada para a venda de electricidade, com mecanismos de actualização previamente definidos . O modelo económico assenta, assim, numa lógica de "infraes trutura financiada pelo compra dor", em que a garantia de compra de energia assegura a banca do projecto.

A RNT-EP, enquanto operador da Rede Nacional de Transporte, assume a responsabilidade pela integração, operação e gestão das infra--estruturas em território angolano, enquanto a NAMPOWER financia, constrói e garante a absorção da energia exportada. Ao nível institucional, os governos dos dois países enquadram o projecto, cabendo ao Ministério da Energia e Águas a coordenação, supervisão e validação de todas as fases do processo.

Potência de 500 MW

Em termos de capacidade, o projecto prevê uma potência mínima global de 500 MW, distribuída em três componentes distintas: 300 MW destinados ao fornecimento directo à Namíbia sob regime "take or pay", garantindo receitas previsíveis; 100 MW para comercialização nos mercados regionais da SAPP (Southern African Power Pool) e da PEAC (Power Exchange of Africa Central), com trânsito via rede namibiana;outros 100 MW adicionais, de natureza flexível, dependentes da disponibilidade do sistema angolano .

Este desenho permite não apenas assegurar um cliente âncora, mas também abrir espaço à participação nos mercados regionais de electricidade, onde os preços tendem a ser mais competitivos.

Não existe, para já, no diploma, uma tabela tarifária explícita ou um preço fechado para a electricidade a transaccionar entre Angola e a Namíbia. O que fica definido é o modelo: a remuneração será estabelecida no âmbito de um contrato de compra e venda de energia (PPA), com base numa estrutura de preço acordada entre a RNT-EP e a NAMPOWER, incluindo mecanismos de actualização periódica. Na prática, isto significa que o preço tenderá a seguir uma lógica de "cost recovery", incorporando o investimento feito pela parte namibiana na infra--estrutura (CAPEX), os custos de operação e manutenção (OPEX), eventuais encargos financeiros e uma margem acor dada, diluídos ao longo do período contratual e indexados à energia efectivamente forneci da (kWh ou MWh).

Do ponto de vista operacional, este tipo de contratos costuma assentar em duas componentes: uma tarifa fixa, associada à disponibilidade da capacidade (capacity charge), que garante a recuperação do investimento independentemente do volume consumido - especialmente relevante nos 300 MW sob regime "take or pay" - e uma tarifa variável, ligada à energia efetivamente entregue (energy charge), que cobre os custos operacionais e pode ser indexada a variáveis como inflação, taxa de câmbio ou até custos de produção eléctrica.

Para os volumes destinados aos mercados regionais (SAPP e PEAC), os preços poderão seguir uma lógica mais concorrencial, sendo determinados pelos mercados grossistas de electricidade.