"O acordo de partilha de produção afasta as empresas nacionais da licitação de blocos no onshore"

"O acordo de partilha de produção afasta as empresas nacionais da licitação de blocos no onshore"
Foto: Lídia Onde

Um dos poucos angolanos no negócio da produção e exportação do petróleo fala sobre o sector, do modelo de concessionária, que deve ser revisto, e dos contratos de partilha de produção. Quanto à privatização da Sonangol defende que se deve vender apenas a unidade de negócios de pesquisa e produção.
Carlos Amaral, director geral e accionista da ACREP é o o centro da Grande Entrevista Expansão desta semana.

Na próxima semana será lançado o concurso de licitação de 9 blocos em terra das bacias do kwanza e do Baixo Congo. E em Agosto vamos conhecer os vencedores. A ACREP vai participar?

A ACREP não vai concorrer, já avisámos a Agência [Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis]. Queremos entrar para os blocos no onshore, mas não nas condições actuais. Aliás, a ACREP foi fundada, em 2003, com o propósito de reabrir a produção dos blocos em terra da bacia do Kwanza, que tinham sido fechados em 1998. A agência até nos convidou a participar, mas não vamos concorrer.

Porquê?

Não temos como entrar para a pesquisa com capital próprio. Só concorreremos para os blocos do onshore caso se mude o modelo de contrato com a concessionária [ANPG] para uma modalidade em que somos concessionários destes blocos. Acredito que o modelo vai mudar, porque não se pode fazer doutra forma as licitações dos blocos em terra com a participação de nacionais.

Mas qual é o problema com o contrato de partilha de produção?

Na realidade, o contrato de partilha de produção (PSA sigla em inglês) actualmente em vigor não foi desenhado para nós [empresas nacionais de exploração e produção]. Estamos todos a trabalhar com um modelo de contrato desenhado para as multinacionais. O Executivo está-nos a engajar e nós queremos entrar para os blocos licitados, mas nós estamos mal. O PSA é perfeito para as operadoras estrangeiras, uma vez que protege e beneficia o país nos momentos em que o preço do petróleo sobe, permitindo que os ganhos do aumento do preço venham sobretudo para o país, mas não se adequa à promoção das empresas nacionais e por isso não deve ser utilizado no onshore.

Qual o modelo de contrato ideal para o onshore?

O modelo de contrato para o onshore deve ser outro e não o acordo de partilha de produção onshore(PSA). O onshore tem de ser visto noutro conceito, o que torna as empresas no bloco em concessionárias. Em Angola o que estou a propor que se faça no onshore é exactamente o que já se está a fazer nos diamantes. Na actividade mineira, nos diamantes, a concessionária não é a Endiama. A concessionária é aquele conjunto de empresas numa determinada concessão. Claro que isto dá uma vantagem muito grande.

Que vantagem?

Se eu estou em cima de uma concessão, se acho que existem diamantes ou petróleo e se vou ao banco posso dar como garantia o onshore. Imagine que, agora, a ACREP ou outra empresa nacional decidisse entrar num destes blocos que até já tem uma descoberta. Se fossemos concessionários podíamos usar aquelas reservas para ir ao banco e apresentar como garantia. Não sendo concessionários, sendo um mero prestador de serviços à concessionária, que é o que o título que o contrato de partilha de produção nos confere no modelo actual, temos de arranjar outros meios de garantia para ir ao banco.

Pode explicar melhor como funciona o modelo de contrato que propõe?

O modelo de contrato que estamos a propor que seja aplicado no onshore já é utilizado nos diamantes. Acredito que a agricultura, petróleo e diamantes têm de ter o mesmo tratamento. O dono do terreno tem de ter, pelo menos, o título de propriedade das reservas num determinado período de tempo. Não pode ficar com a concessão por um período indefinido para prevenir que, ao fim deste período, se não fizer nada, a propriedade deve ser entregue ao Estado. E no caso do petróleo o Estado não pode ser muito actuante na fase de exploração.

Porque não?

Imagine que agora, neste concurso, a ACREP decide ir para um determinado bloco e que 4
ou 5 anos depois faz uma grande descoberta. A agência, na nossa opinião, só deve começar a interferir directamente no processo nesta fase de descoberta porque no período de pesquisa, tal como demonstrei na minha apresentação no fórum banca de petróleo e gás, no período de pesquisa a ACREP fez 17 poços e sete foram secos, não deram nada. O período de pesquisa não precisa de muita intervenção da agência.

Qual devia ser a intervenção da Agência na fase de exploração?

Se nós temos a concessão, a agência acompanha e certifica-se se estamos a cumprir, em termos de meio ambiente e outras questões regulamentares. Como sabe, a fase de exploração é de elevado risco e não nos deixa dormir porque gastamos o dinheiro de outros. É um período de capital de risco. É muito preocupante se, logo no início, a agência tem um papel tão actuante. Nós não recomendamos isso. Mas vamos aguardar para ver o resultado dos concursos para o onshore. Acreditamos que o tempo vai dar-nos razão, que o modelo de contrato para o onshore não devia ser o actual.

Voltemos aos entraves que o acordo de partilha de produção coloca ao fomento de empresas nacionais na exploração e produção.

O contrato de partilha de produção tem como princípio partilhar o barril. Vamos dizer que 80% das receitas são para cobrir os custos e depois, os 20% que sobram, uma parte vai para o Estado e a outra parte vai para o lucro. Ao abrigo do PSA a nível da tributação do lucro, as empresas nacionais pagam impostos tal e qual as estrangeiras. Quer dizer nós pagamos impostos sobre a exportação, mas não podemos pôr os nossos custos, não deduzimos os nossos custos, tais como salários e tudo a este nível nunca foi deduzido para efeitos de impostos.

Como sugere que deve ser feito?

Tal e qual como numa empresa normal, onde a tributação é feita partindo do princípio de aplicar impostos sobre as receitas menos as despesas e nas despesas incluem no mínimo os salários. Mas isso não entra no nosso caso, enquanto parceiro não operador de blocos petrolíferos em Angola ou seja de exportadores de petróleo. Em Angola, as petrolíferas pagam os impostos sobre o valor da exportação. Os custos da estrutura são vistos como sendo o lucro líquido final. Isto está muito bem feito para as operadoras estrangeiras.

Porquê?

O Estado não ia deixar que uma não operadora estrangeira colocasse como custo os seus escritórios em Londres. Mas nós não estamos em Londres, os nossos trabalhadores estão aqui, então, o modelo de PSA ainda está desenhado com este princípio. E o correcto é tratar as empresas angolanas de forma diferente. É evidente que aí a agência e o Ministério das Finanças vão dizer: Carlos Amaral você comprou um avião, aí, neste caso, o avião não deduz impostos. Mas os computadores e software, os salários das pessoas e escritório novo, sim.

O Estado não perderia?

Meu amigo, o Estado tem de escolher os sítios para ganhar. Primeiro o que é melhor para o Estado somente em termos de maior arrecadação de impostos nem sempre é melhor para nós [país], segundo o Estado vai ganhar nos impostos, vai ganhar nos empregos e vai ganhar na capacidade de know how. Se a Sonangol tivesse comprado a Petrangol [activos que estão hoje com a Total] em 1976 pode ter a certeza que hoje tínhamos um outro país.

As descobertas do onshore podem dar produções mais modestas?

Os EUA têm neste momento mais de 250.000 poços de stripper wells, strip como sabe são as gotas, a 10 barris por dia dividido pelo numero de poços dá 2 milhões e meio de barris ou seja em stripper well os EUA e outros países produzem o dobro da produção de Angola.

Que tipo de incentivos os EUA dão para estas empresas produzirem tão poucos barris?

Aqui entra o modelo de negócio. Nos EUA as pessoas mantém estes poços porque a legislação o permite. Para os direitos mineiros a nossa legislação copia a europeia, é francófona de origem, ou seja, o Estado é dono do subsolo, não delega, daí a noção de concessionária. Nos Estados Unidos é o sistema anglófono, o titular da propriedade, da superfície tem os direitos do subsolo. Isso pode ser feito no onshore.

(Leia a entrevista integral na edição 621 do Expansão, de sexta-feira, dia 23 de Abril de 2021, em papel ou versão digital com pagamento em Kwanzas. Saiba mais aqui)

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