CONTRATOS. À luz dos acordos, em alguns campos, o Estado tem direito, actualmente, a 80% da produção destinada aos lucros das partes intervenientes e as companhias querem inverter o quadro.

Uma das discussões sobre a mesa de trabalho do grupo criado pelo Presidente da República, João Lourenço, para apresentar um plano de melhoria do sector petrolífero tem que ver com a pressão das companhias no sentido de reverter parte dos lucros do Estado para os grupos empreiteiros.

Segundo apurou o VALOR, a proposta das petrolíferas, grosso modo, resume-se na redução da percentagem a que o Estado tem direito do petróleo destinado o lucro das partes nas produções em curso, revertendo a referida quota-parte para as mesmas. Apresentam como argumento a necessidade de mais incentivo para continuarem a investir face à queda do preço do petróleo.

Em causa, está o facto de grande parte das produções encontrar-se numa fase em que o Estado, por força dos acordos, está a ter mais receitas dos que os grupos empreiteiros.

À luz do contrato, o petróleo destinado à recuperação dos lucros (50% da produção total de um campo) é repartido entre o Estado (através da concessionária) e os grupos empreiteiros. A percentagem a que cada uma das partes tem direito varia com a taxa interna de rentabilidade do projecto e a partilha começa por ser feita a favor do grupo empreiteiro.

Quando a taxa de rendabilidade é inferior a 10%, o grupo empreiteiro fica com 80% da produção e o Estado com os restantes 20%. Vai alterando e, a determinada altura, o Estado passa a ficar com 80% e os grupos empreiteiros 20%. No global, este figurino acontece quando a taxa de rentabilidade do projecto oscila entre 70% e 100% e é nesta fase em que se encontra grande parte dos projectos.

O VALOR sabe, por exemplo, que, no campo Girassol do Bloco 17, a produção é de cerca de 150 mil b/d e o Estado fica com a maior parte, cerca de 80%. A cenário semelhante assiste-se no Bloco 15 nos campos Kizomba A e B.

“É este cenário que as empresas querem alterar, mas este é uma realidade contratual, é definido no início. O Estado deve ficar atento porque uma alteração no decurso destes contratos pode criar muitos transtornos. Em função dos contratos, o Estado tem perspectivas da produção a que tem direito ao longo dos anos. Uma alteração pode criar transtornos financeiros, mas é normal que as empresas defendam esta posição, cabe, entretanto, ao Estado defender-se”, defendeu fonte próxima das negociações.

A mesma fonte considera “importante lembrar” que as companhias têm metade da produção petrolífera destinada recuperação do investimento. “Além do valor do investimento, têm mais 50% que é um incentivo pelo investimento. E todos esses cenários devem ser considerados no momento de avaliar essas possibilidades”, alerta.

A corrente que defende o respeito do contrato em curso considera, entretanto, ser possível avaliar-se nova repartição dos lucros, mas apenas para aqueles casos em que o grupo empreiteiro consiga uma produção acima do perfil previsto. “Imaginemos que está prevista a produção de 100 mil barris por dia num determinado período. Se conseguirem produzir 120 mil, seria possível aplicar o novo acordo, mas apenas para o excedente dos 20 mil”, explicou a fonte que vimos citando.

Por sua vez, o especialista em questões energéticas José Oliveira defende que “a posição do Governo perante as pressões das companhias de petróleo para melhorar as condições financeiras dos contratos em vigor deve ser a de analisar os rendimentos reais das áreas em produção e introduzir, caso a caso, condições de excepção, quando as receitas líquidas das companhias estejam abaixo dos mínimos aceites contratualmente”. Esta prática, como esclarece Oliveira, já existe no país e foi aplicada nalguns PSA, o último dos quais o do Bloco 32. “Mas admito que haja algumas áreas de novas produções que necessitem de melhoria de condições contratuais por estarem ou no vermelho ,ou abaixo dos mínimos de rentabilidade”, considera.

Por outro lado, o também investigador do Centro de Estudos e Investigação Científica (CEIC) da Universidade Católica considera que o momento da negociação “é desfavorável” para o Executivo, devido ao desequilíbrio do mercado petrolífero que, no seu entender, dá vantagem às companhias. “Em tempos de desequilíbrio do mercado petrolífero mundial, como o actual, não se renegoceiam contratos petrolíferos, porque os países produtores estão em situação de fraqueza perante as companhias. Além disso, o nosso PSA (contrato de partilha de produção) devido, entre outros, à taxa de rentabilidade interna, altera automaticamente os parâmetros económico-financeiros de acordo com as oscilações do preço do petróleo, reduzindo as receitas líquidas no país, como vem acontecendo desde Julho de 2014”, alerta Oliveira, inistindo que “o que o país deve ter em atenção é melhorar as condições económico-financeiras dos novos projectos, sempre que estes não sejam rentáveis, à luz dos parâmetros dos contratos em vigor, o que parece evidente, em muitos casos de campos descobertos em águas profundas, nomeadamente os ditos marginai, mas não só”.

Por sua vez, o empresário do sector petrolífero Pedro Godinho defende “flexibilidade” nas negociações como forma de encontrar “o ponto de equilíbrio que se procura”.

“Hoje, encontramo-nos numa situação em que há um equilíbrio entre a oferta e a procura a nível mundial, mas, há vários anos, a demanda era muito superior à procura e foi nesta altura em que se começou a aplicar estes acordos de partilhas. Hoje, o cenário é completamente diferente e estes cenários mostram que todos os processos são dinâmicos e, de facto, as leis, as condições contratuais devem adaptar-se ao dinamismo desta vida”, defende. Para Godinho, “quando há boa vontade em manterem-se as parcerias estáveis, encontra-se sempre um ponto de equilíbrio”. “É importante, numa parceria, de modo a torná-la saudável e sustentável, haver sempre predisposição para analisar conjuntamente todos os factores que possam contribuir para a melhoria dos interesses das partes.”

Criado por João Lourenço no dia 13 de Outubro (com 30 dias para apresentar os resultados), o grupo de trabalho é coordenado pelo ministro dos Recursos Minerais e dos Petróleos. Fazem ainda parte o ministro das Finanças e a Sonangol, bem como algumas empresas petrolíferas como a BP Angola, Cabinda Gulf Oil Company (Chevron) Eni Angola, Esso Angola, Statoil Angola e Total E&P. A revisão da legislação petrolífera em curso já integra, no entanto, o Plano Intercalar que, na visão de João Lourenço, visa melhorar a situação económica e social do país.

Detalhes inviabilizam lei das descobertas marginais

O VALOR apurou que a revisão do Decreto Legislativo Presidencial 2/16 sobre o princípio de tolerância e flexibilidade contratual que visa, essencialmente, a promoção do desenvolvimento dos campos marginais, anunciado no Plano Intercalar, se deve ao facto de o documento em vigor se ter tornado inviável na sequência das correcções que sofreu depois de sair da Sonangol.

As referidas alterações têm que ver, essencialmente, com os intervalos na definição dos prazos e/ou na produção que estavam contemplados no documento original, mas que foram retirados. “São pequenas alterações que parecem detalhes, mas que fazem toda a diferença, porque dizer, por exemplo, recursos recuperáveis de 30 milhões de barris é totalmente diferente de dizer recursos recuperáveis de 20 a 30 milhões de barris”, explicou fonte ligada ao processo.

Diversos especialistas acreditam que, depois da revisão, estarão as condições criadas para o desenvolvimento dos campos marginais, cujas reservas se estimam em cerca de quatro mil milhões de barris, ou seja 40% das reservas totais do país, estimadas em cerca de 10 mil milhões de barris. “Uma melhoria destas condições contratuais pode tornar estes campos viáveis e Angola precisa destes recursos e é avisado, é inteligente que se faça um estudo que permita encontrar um ponto de equilibro”, defendeu Pedro Godinho.

Entre os indicadores previstos por lei para que um campo seja marginal, destacam-se a reserva petrolífera inferior a 300 milhões de barris, o rendimento para o Estado inferior a 10,5 dólares por barril e o rendimento para as associadas da concessionária nacional inferior a 21 dólares por barril e ainda a taxa interna de rentabilidade substancialmente inferior a 10%.