“CONTRATOS DE GÁS DE ROVUMA”

“CONTRATOS DE GÁS DE ROVUMA”

Os Contratos de Gás da Bacia do Rovuma: Os Detalhes e o Que Eles Significam

Os contratos da Anadarko, ENI, Statoil e Petronas são demasiadamente desnivelados, a favor das empresas petrolíferas, para permitir que estas recuperem os seus investimentos e façam fabulosos lucros e somente depois, muito mais tarde, o Estado Moçambicano poderá fazer receita significativa, num contexto em que um dos elementos cruciais para a potencial receita do Estado ainda está por negociar: o preço do gás.

Enquadramento

Moçambique aproxima-se de um boom de gás natural. Nos últimos anos, descobertas recentes na costa de Cabo Delgado encontram-se entre as mais significativas do mundo. Mas será que a exploração destes vastos campos de gás irá resultar em melhorias mensuráveis na vida dos moçambicanos? Aqui, o volume do gás não é a questão mais importante. Contrariamente, o mais importante são os termos dos contratos que governam a produção e a venda do gás. E, embora a produção do gás não irá começar antes do fim da década, os termos que governam os trinta anos de produção foram negociados nos contratos assinados em 2006. Para a Bacia do Rovuma, as decisões já foram tomadas.

Mas que termos foram realmente acordados em 2006 e qual é a sua relevância? Só um número limitado de pessoas em Moçambique, de facto, sabe: alguns ministros, alguns funcionários seniores do Estado e, obviamente, as próprias empresas petrolíferas. O povo moçambicano, os verdadeiros donos dos recursos naturais do país, não têm nenhum acesso. Os contratos são confidenciais.

Um debate público, adequadamente informado, não poderá ocorrer na ausência dos detalhes sobre estes contratos e uma consciencialização sobre o que os pormenores destes contratos significam. Este é o primeiro de uma série de textos informativos que procuram promover maior transparência necessária para a discussão dos termos na base dos quais as empresas do sector extractivo operam em Moçambique. Nas páginas seguintes, descreve-se a natureza do sistema de exploração e produção do gás em Moçambique, os termos dos quatro contratos que cobrem a Bacia do Rovuma e a sua comparação com os termos do regime fiscal que é de domínio público.

Concessões de Partilha de Produção

O actual quadro de exploração e produção de petróleo em Moçambique foi estabelecido por lei em 2001 e regulamentado em 2004 . Moçambique adoptou um sistema de concessão onde o gás subterrâneo e offshore (no mar) permanece propriedade do Estado. As empresas privadas, selecionadas através de um processo de licitação ou concurso público, realizam a exploração ou prospecção e desenvolvimento ou produção do gás. Os contratos estendem-se por um período mínimo de oito anos de exploração e trinta anos de produção. Estes contratos estabelecem uma série de direitos e responsabilidades para as empresas. Estas possuem um direito exclusivo para a realização de operações petrolíferas nas suas áreas de concessão e o direito à uma porção de todo o gás produzido. Elas são solicitadas a pagar impostos e royalties, conforme estabelecido pelo regime fiscal. O governo mantém o direito à parte reservada à propriedade do Estado.

A Ronda de licenciamento para as concessões da Bacia do Rovuma foi lançada no dia 5 de Julho de 2005. Cinco concessões foram oferecidas: quatro offshore (no mar) e uma onshore (na terra). O quadro geral para os concursos públicos foi estabelecido num contrato modelo. As operações petrolíferas seriam geridas através de um Acordo de Partilha de Produção (PSA), onde as receitas do Estado seriam extraídas parcialmente dos pagamentos de Royalty e do Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas mas, mais significativamente, por haver uma fracção de todo o petróleo e/ou gás produzido. Os principais termos do Acordo de Partilha de Produção foram determinados por meio de um processo de licitação e são confidenciais.

As ofertas bem-sucedidas das quatro concessões offshore são apresentadas na Tabela 1. As regiões cobertas e a desagregação inicial das acções nos respectivos consórcios são indicadas na Figura 1.

Quatro concessões criaram muito entusiasmo, designadamente da Anadarko; da ENI; da Statoil e da Petronas. Até agora, só se realizou uma prospecção mínima na área de concessão onshore, sem qualquer descoberta de interesse comercial. E não houve, ainda, qualquer exploração nas áreas de concessão offshore da Statoil ou Petronas, para o sul. As importantes descobertas do gás até à data são nas concessões sob posse da Anadarko (Área 1) e da ENI (Área 4).

A análise que se segue faz uma comparação das quatro concessões offshore na Bacia do Rovuma, considerando que existem importantes diferenças, particularmente com o contrato da Petronas, assinado em 2008.

Cronogramas de Exploração e Produção

Os contratos de Concessão de Pesquisa e Produção (EPCC) estabelecem os prazos dentro dos quais a exploração e a produção irão ocorrer. Os Governos oferecem Contratos de Exploração e Produção com vista a encorajar a exploração activa na esperança de conduzir à descobertas comerciais. Por sua vez, a empresa pretende manter os direitos de concessão, mas poderá não considerar como estando no seu urgente interesse priorizar a exploração. Com vista a assegurar que a empresa não se ‘sente’ sobre uma concessão, os contratos definem o tempo permitido para a exploração, a avaliação comercial, o desenvolvimento e a produção. Um exemplo genérico dos prazos de projectos petrolíferos é apresentado na Figura 2.

O período de exploração começa imediatamente a seguir à assinatura do EPCC e pode durar até cerca de oito anos. Durante este período, a empresa compromete-se a operar num certo ritmo e a um nível de despesas para as operações de exploração, incluindo a perfuração de jazigos de exploração e avaliação. O não alcance destas metas resulta na perda dos direitos de concessão da empresa. Além disso, a empresa é solicitada a ceder partes da concessão que não estejam sob exploração activa ao longo do tempo. Seguindo-se a uma descoberta de interesse comercial, segue-se um período de ‘avaliação comercial’, que também vai até cerca de oito anos. Durante este período, a empresa prepara um ‘Plano de Desenvolvimento’ que é submetido para a aprovação do Governo. A aprovação deste documento marca o início da fase de desenvolvimento e a construção de plantas do Gás Natural Liquefeito (LNG).

Para o gás natural encontrado separado das reservas de petróleo (gás não-associado que é o caso das reservas de gás de Moçambique), o cronograma, a partir da assinatura do EPCC até o início da produção, é limitado a quinze anos, embora existam disposições para a sua expansão, dependendo dos termos do Plano de Desenvolvimento. Depois da construção da primeira planta do LNG, o período de produção começa. É inicialmente definido em trinta anos, mas está também sujeito à uma expansão, dependendo do Plano de Desenvolvimento. Quando as reservas estiverem esgotadas, o ponto onde a produção do gás natural da Bacia do Rovuma não será mais comercialmente viável, inicia uma fase de desmantelamento, até ao eventual abandono do projecto.

Receitas do Estado

O regime fiscal geral adoptado por Moçambique é conhecido como um Acordo de Partilha de Produção. Existem, neste sistema, três principais fontes de receita do Estado. O Estado recebe uma pequena percentagem do gás produzido como um pagamento de royalty. Como no caso de todas as empresas operando em Moçambique, o Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas é avaliado com base em lucros anuais. A maior parte das receitas do Estado, contudo, resulta das acções da produção total que o Estado recebe. A percentagem destas acções é muito pequena nos primeiros anos de produção, mas aumenta substancialmente na medida em que o projecto se torna rentável.

Pagamentos de Royalty

A primeira fonte regular de receitas do Estado resultante da produção do gás será o pagamento de Royalty. Este pagamento, baseado no valor do gás produzido, é feito ao Estado a partir do dia do início da produção. As taxas de royalty são os elementos importantes na avaliação dos termos de um contrato, mas elas não são uma fonte significativa de receitas. Contudo, proporcionam um rendimento garantido para o Estado nos primeiros anos de produção.

É comummente assumido que uma taxa de royalty para a produção do gás natural em Moçambique é de 6%. Contudo, a taxa, nos primeiros três EPCCs do Rovuma, é baseada numa escala decrescente dependendo da profundidade da água. Uma vez que todas as descobertas do gás na Bacia do Rovuma se encontram em águas mais profundas do que 500m, só as taxas mais baixas destas potenciais taxas é que são relevantes. A taxa relevante para as concessões da Anadarko, da ENI e da Statoil é de 2% (ver Tabela 2). A taxa de concessão da Petronas, negociada dois anos mais tarde, coincide com a percentagem anunciada publicamente, equivalente a 6%.

Taxa de Rendimento de Pessoas Colectivas

Tal como qualquer empresa privada em Moçambique, a empresa petrolífera deverá pagar um Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas. O rendimento tributável é composto do rendimento total, menos as despesas de exploração elegíveis, despesas de capital e despesas operacionais. As principais categorias são definidas na Tabela 3.

O Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas em Moçambique está estipulada em 32% e esta é a taxa que se aplica ao contrato da Petronas. Todavia, o Governo ofereceu incentivos no período que data de inícios de 2007, incluindo uma redução de 25% do Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas para os primeiros oito anos de produção (Ver Tabela 4). Dada a grande variedade de deduções permitidas, nos primeiros anos de produção, o Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas tem um impacto limitado sobre a receita do Estado. Ao longo do período de duração do projecto, o Imposto de Rendimento de Pessoas Colectivas é mais significativo do que os Pagamentos de Royalty mas ambos são muito menos importantes do que a parte a que o Estado tem direito do gás produzido.

Partilha de Produção

O grosso da receita do Estado resultante das concessões do Rovuma virá da parte de produção do gás que reverte a seu favor, no âmbito da fórmula para a divisão que é conhecida como ‘gás lucro’, contudo, condicionado à recuperação do investimento da empresa a partir do que é conhecido como ‘gás custo’.

Os contratos EPCC definem a taxa de recuperação de custos (Ver a Tabela 5). Todos os custos de exploração elegíveis poderão ser recuperados a partir do primeiro ano de produção. O investimento de capital (custos de construção da planta do LNG) pode ser deduzido a uma taxa de 25% por ano. As despesas operacionais (o custo de gestão ou funcionamento de uma planta) são totalmente dedutíveis no ano em que elas foram contraídas. Quaisquer custos elegíveis que não podem ser usados num determinado ano, podem ser transferidos adiante para os anos seguintes, até que sejam totalmente recuperados.

Nos primeiros anos de um projecto, as despesas excederão o valor total de produção. Com vista a acautelar-se contra a possibilidade de todo o gás pós-royalty ser canalizado para a recuperação dos custos da empresa, um ‘limite de recuperação de custos’ é incluído nos EPCCs do Rovuma. Os termos específicos são definidos na Tabela 6. Uma percentagem elevada significa que a empresa recupera o seu investimento de forma mais rápida. No âmbito do contrato da ENI, por exemplo, nos primeiros anos de produção, três quartos (75%) do gás pós-royalty serão destinados à empresa, para fins de recuperação dos seus custos.

O gás que resta depois da retirada do ‘gás royalty’ e ‘gás custo’ é conhecido como ‘gás lucro’. No início, o volume do ‘gás lucro’ é fácil de calcular: é o gás total produzido menos o gás royalty menos a percentagem total de recuperação do custo permitido. Ao longo de vários anos, dependendo do preço do mercado do gás natural, os custos de exploração e os custos de capital serão recuperados, deixando apenas despesas de operação anual modestas.

O ‘gás lucro’ é dividido entre a empresa e o Estado numa escala decrescente baseada na rentabilidade do projecto. As percentagens relativas mudam dependendo do rácio do rendimento cumulativo para as despesas cumulativas, conhecidas como um factor –r ou ‘r-factor. R é inferior a um (1), quando as despesas do projecto total excedem o rendimento total do projecto. Quando R é igual a um (1), a empresa terá atingido o seu pagamento, ou seja, ela terá ganho tanto quanto gastou inicialmente. Quando R é igual a dois (2), a empresa terá ganho duas vezes mais do que a quantia total investida. A divisão do gás entre a empresa e o Estado começa fortemente a favor da empresa. A longo prazo, o gás lucro é dividido igualmente, ou uma porção relativamente maior vai para o Estado (Ver Tabela 7). No caso da Anadarko, por exemplo, no primeiro ano de produção, 90% do ‘gás lucro’ vai para a empresa e 10% para o Estado.

Uma Descrição Geral dos Termos Fiscais

Uma representação gráfica é útil para compreender como os vários termos se articulam entre si.

A figura 3, a seguir, ilustra o regime fiscal conforme se aplica ao EPCC da Anadarko. Começando com a produção bruta, é retirado, primeiro, o pagamento de 2% de Royalty. A seguir, as despesas são recuperadas através do ‘gás custo’ a um limite máximo de 65% num ano. A porção remanescente, depois dos custos elegíveis, transforma-se no ‘gás lucro’ e é dividida de acordo com a escala do factor -R. No início do projecto, 10% do ‘gás lucro’ vai para o Estado. Quando o projecto tiver produzido quatro vezes mais rendimento comparativamente às despesas, o Estado recebe 60% do ‘gás lucro’.

O Centro de Integridade Pública (CIP) vai fazer análises adicionais para avaliar as implicações destes termos para a futura receita do Estado e como elas se comparam a outros países. Entretanto, uma conclusão é óbvia desde o início: o Estado receberá a sua porção da receita geral, estranhamente, muito mais tarde no cronograma de produção. Os contratos podem ser caracterizados como sendo front-loaded ou rear-loaded, dependendo de como o cronograma do rendimento do Estado se compara à recuperação da empresa em termos do seu investimento.

Os Sistemas front-loaded proporcionam receitas substanciais ao Estado, antes de todos os custos de investimento terem sido recuperados. Os Sistemas rear-loaded dão prioridade a uma receita inicial ou antecipada à empresa. Os contratos para a Bacia do Rovuma são todos fortemente rear-loaded: todos os termos que afectam o cronograma da alocação de receitas – royalties, limites de recuperação de custos e escalas do factor -R são fortemente desnivelados a favor das empresas petrolíferas.

Preço do Gás

Os termos fiscais acima analisados estabelecem as percentagens para a divisão do gás entre a empresa petrolífera e o Estado e a taxa de tributação de lucros. Porém, todas estas percentagens serão, em última instância, calculadas com base num preço acordado para o gás natural. Os contratos do Rovuma foram elaborados na expectativa de que seria encontrado petróleo. Assim, existem pormenores consideráveis sobre como os preços seriam definidos. Dada a experiência de Moçambique com o gasoduto da Sasol, existe também algum detalhe sobre a definição do preço do gás transportado pelo gasoduto.

Todavia, não existem aspectos específicos sobre como será calculado o preço de exportação do gás natural liquefeito (LNG). Os EPCCs da Bacia do Rovuma afirmam simplesmente que os termos de venda do gás deverão ser aprovados pelo Ministério dos Recursos Minerais (MIREM) e o requerimento da empresa petrolífera deverá demonstrar que “os preços e os outros termos de venda deste Gás Natural representam o valor do mercado possível de obter para tal Gás Natural.”

O preço de gás imediatamente antes de entrar na planta de LNG ainda tem de ser definido, provavelmente adoptando o preço no acordo de vendas de longo prazo (presumivelmente aferido comparativamente aos preços de petróleo no mercado asiático) e reduzindo os custos de produção e de transporte. A definição deste preço constitui um dos mais importantes elementos a serem negociados para o gás natural da Bacia do Rovuma. A negociação de um preço justo é essencial na medida em que determinará o valor monetário da parte do gás do Estado.

Outras Fontes de Receitas

Os contratos EPC da Bacia do Rovuma contêm várias fontes de receitas do Estado incluindo Bónus de Produção e também compromissos das empresas relativos ao Apoio Institucional, Formação e Investimento Social.

Os Bónus de Produção são pagamentos feitos ao Estado depois do alcance de certas metas (Ver Tabela 8). O primeiro bónus é pago quando inicia a produção comercial. O segundo pagamento é feito quando a produção comercial excede um limite definido em termos de barris de petróleo (25,000 por dia) mas convertíveis em produção do gás. Subsequentes pagamentos ocorrem quando a produção alcançar o nível de 75,000 barris de petróleo por dia.

Enquanto os contratos encorajam a empresa a empregar cidadãos moçambicanos, estes contratos não definem nenhum requisito específico. Todavia, eles exigem que a empresa proporcione apoio institucional e formação para o Estado. A empresa poderá, também, comprometer-se a pagar ao Estado uma soma anual para “projectos de apoio social para cidadãos da República de Moçambique nas zonas onde as Operações Petrolíferas estejam a ocorrer.”

Para os níveis de compromisso nos quatro contratos, ver a tabela 9.

Participação do Estado

Os EPCCs da Bacia do Rovuma clarificam o potencial reservado para a participação do Estado (ver a tabela 10). O Estado é ‘levado ao colo’ ao longo da fase de exploração. Durante este período não há nenhum risco financeiro para o Estado; a empresa paga todas as despesas de exploração. Se a exploração tiver sucesso, o Estado é solicitado a pagar a sua participação dos custos de exploração, mais os juros, quando a produção começa .

Não é feita nenhuma disposição nos contratos relativa à participação do Estado a ser ‘levado ao colo’, durante a fase de desenvolvimento. Todavia, a participação do Estado não pode ser financiada a partir da parte do ‘gás lucro’ do Estado. Para a concretização do direito de participação nas concessões, o Estado deverá pagar, antecipadamente, pela sua participação. Enquanto isto é frequente no sector, a escala do capital de investimento requerida para a construção de plantas do LNG poderá dificultar a angariação do financiamento necessário, por parte do Estado.

Estabilização

Como é comum nos contratos petrolíferos, existem disposições para assegurar que futuros Governos não alterem profundamente a natureza do acordo sobre o qual a decisão de investimento foi feita. No passado, as disposições procuravam muitas vezes ‘congelar’ os termos do acordo, independentemente de futuras mudanças na legislação e nos regulamentos. Uma abordagem mais recente, evidente nos EPCCs da Bacia do Rovuma, é o uso de uma disposição de ‘equilíbrio’. Leis e Regulamentos poderão ser alterados, mas o Governo se compromete a negociar as revisões dos contratos originais, de tal forma que a posição financeira inicial da empresa seja mantida.

Assim, os EPCCs da Bacia do Rovuma afirmam que, na eventualidade de as mudanças nas Leis e Regulamentos de Moçambique criarem um “efeito adverso de natureza material sobre o valor económico derivado de Operações Petrolíferas” , o Governo efectuará “mudanças neste EPC que irão assegurar que a Concessionária obtenha a partir de Operações Petrolíferas, seguindo-se a tais mudanças, os mesmos benefícios económicos que teria obtido se a mudança na lei não tivesse sido efectuada” . Existem disposições no contrato que procuram assegurar que a divisão fundamental nos benefícios entre as empresas petrolíferas e o Estado permaneça inalterada.

Confidencialidade

Um conjunto de disposições finais está relacionado com a confidencialidade dos próprios contratos e outros documentos gerados e dados recolhidos. Os contratos EPC da Bacia do Rovuma contêm um artigo que diz que, “Este EPC, a documentação e outros registos, análises de relatórios, compilações, dados, estudos e outros materiais são confidenciais e excepto onde autorizado por Lei aplicável ou não será revelado para qualquer terceira parte.”

Os governos e as empresas, muitas vezes argumentam em relação a existência de razões comerciais para manter os contratos confidenciais, mas esta posição não é convincente. Os termos dos contratos petrolíferos são amplamente conhecidos nos círculos da indústria. De facto, os detalhes estão muitas vezes disponíveis em troca de uma taxa, em grandes bancos de dados corporativos, com preços elevados. Além disso, os termos dos contratos poderão ser divulgados em circunstâncias específicas, incluindo onde necessário, por uma bolsa de valores reconhecida. Alguns elementos dos EPCCs da Bacia do Rovuma já estão no domínio público, há muito tempo, exactamente através deste processo.

Nos últimos anos, o apelo para uma maior transparência nos contratos no sector do petróleo tem vindo a aumentar. Uma solução é incluir os principais termos do acordo numa Lei petrolífera genérica, deixando pouco espaço para qualquer outra negociação no próprio contrato. Enquanto um passo útil, desde que os contratos permaneçam confidenciais, é impossível saber que termos decisivos nos contratos estão alinhados com as disposições da Lei. A solução é adoptar a transparência dos contratos, enquanto permitindo excepções muito limitadas, nos casos em que a informação seja, genuinamente e comercialmente sensível. Moçambique deveria comprometer-se a uma transparência plena para todos futuros contratos e também publicar todos os contratos anteriores depois de assegurar o consentimento da empresa relevante. (Adriano Nuvunga, CIP)

Notas

Lei do Petróleo Nº. 3/2001 de 21 de Fevereiro de 2001 e Regulamento de Operações Petrolíferas, Decreto Nº. 24/2004 de 20 de Agosto de 2004.

A apropriação tem permanecido relativamente estável, embora tenham havido mudanças em cada uma das concessões. Na Área 1, a Cove Energy vendeu 8.5% da sua participação para a PTT Exploration and Production da Tailândia e a Anadarko e a Videocon procuram vender cada uma delas 10% da sua participação. A ENI anunciou uma venda, dependendo da aprovação do Governo, de uma participação de 20% para a China National Petroleum Corporation. Percentagens também foram vendidas pela Petronas (40% para a Total) e Statoil (25% para a Tullow).

Ver o Código de Benefícios Fiscais 2007.

Ver o Código de Benefícios Fiscais 2002.

Artigo 17.6

Artigo 12. Os números são ligeiramente diferentes no EPC da Anadarko, com o segundo pagamento feito equivalente a 20,000boe e parcelas subsequentes pagas a cada múltiplo de 50,000boe.

Artigo 18.4-6.

Artigo 18.6(c).

As taxas de juro começam a ser calculadas a partir do momento em que elas forem incorridas e são estipuladas em LIBOR + 1%.

Artigo 11.9.

Artigo 11.9.

Artigo 23.1.

Por exemplo, uma secção intitulada “Mozambique Offshore EPC” inclui os termos da escala rotativa do factor r/ r-factor, bem como os compromissos de financiamento do projecto social e de formação para a Concessão da Anadarko na Área 1 do Rovuma. Ver “Cove Energy, Proposed Acquisition of Mozambique Assets” ou Proposta de Aquisição de Activos em Moçambique, 18 de Setembro de 2009, p. 20.

Ver por exemplo: IMF, Guide on Resource Revenue Transparency ou FMI, Guião sobre a Transparência de Receitas de Recursos, 2007; e Peter Rosenblum & Susan Maples, Contracts Confidential: Ending Secret Deals
in the
Extractive Industries, Revenue Watch, 2009.