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A rentabilidade petrolífera: Parte II

29 Nov 2019 / 10:54 H.
Rui Amendoeira

No artigo da semana passada afirmámos que a análise de rentabilidade de um projecto petrolífero é um exercício complexo, na medida em que obriga à ponderação de diversas variáveis de ordem sobretudo fiscal e contratual. Cabe agora fazer a

demonstração dessa afirmação. Comecemos pelas receitas geradas pela venda do petróleo extraído. As companhias exportam o petróleo a partir de Angola e, assim que ele sai fisicamente do território nacional, utilizam uma estrutura de transporte, armazenamento, comercialização e venda do produto que é própria de cada empresa.

Não é possível ao Estado (angolano ou qualquer outro) ter plena visibilidade sobre o que se passa depois de o petróleo ser carregado no navio, ou apurar o preço ‘real’ a que esse petróleo é vendido no mercado internacional, ou ainda determinar

os custos efectivos que são incorridos na operação de transporte e comercialização. Por isso, opta-se por fixar um preço de venda à saída do território angolano, o qual é convencionado entre o Estado e as companhias, a partir de informações de mercado fornecidas por estas. É esse preço que serve de referência para o cálculo das receitas sujeitas a tributação (preço de referência fiscal), e assim pode afirmar-se que essas são as receitas ‘oficiais’ geradas em Angola.

Do lado dos custos, há desde logo encargos que devem ser ‘esquecidos’ para efeitos do apuramento dos impostos a que as companhias estãosujeitas em Angola. É o caso dos pagamentos feitos a titulo de bónus pela assinatura do respectivo contrato com o Estado ao abrigo do qual a actividade é exercida. Ou seja, o bónus é desembolsado pela companhia, e é considerado na análise global da economia do projecto, mas na óptica fiscal é como se não existisse. Como se fosse um custo incorrido fora de Angola.

Se há custos que são fiscalmente ignorados, há outros que, pelo contrário, são empolados ou majorados. Quer isto dizer que a companhia incorre no custo real de X, mas tem direito a reportar fiscalmente X mais uma determinada percentagem (30% ou 40%, por exemplo). É o que sucede com os custos de investimento ou capital. Assim se incentiva as companhias a investirem no desenvolvimento dos projectos. Essa majoração pode também ocorrer em função do volume da produção de petróleo efectuadapela companhia (prémio de produção). Assim se incentiva as companhias a incrementarem a sua produção.

Porém, a possibilidade de reportar e recuperar custos não é ilimitada em cada exercício. Em cada ano, os custos só podem ser recuperados até um certo limite, ou tecto, calculado como uma percentagem sobre o volume total de receitas. Os custos que extravasarem esse limite, e que portanto não puderem ser recuperados num exercício, são transportados para o exercício(s) seguinte(s) até serem recuperados. Essa compressão de custos assegura que, todos os anos, a operação petrolífera produz um lucro fiscal que gera receita para o Estado. Voltando às receitas, nem todo o petróleo extraído é atribuído à companhia(s) que o produziu.

Antes, esse petróleo (petróleo-lucro) é partilhado ou dividido entre a companhia e a Concessionária Nacional, de acordo com factores de rentabilidade estabelecidos nos respectivos contratos.

Assim, o petróleo que a companhia retira de Angola integra uma parte destinada a recuperar os custos incorridos, e outra parte resultante da partilha efectuada com a Concessionária Nacional. O petróleo é todo o mesmo, por assim dizer, mas advém à companhia a dois títulos distintos.

Perante todas estas variáveis - e outras de menor importância poderiam ser mencionadas -, as

companhias desenvolvem modelos económicos que procuram considerar e valorizar os vários factores para apurar a taxa de rentabilidade estimada de cada projecto. Os elementos mais apreciados pelo investidor são aqueles que permitem acelerar ao máximo a recuperação do investimento (um dólar recuperado hoje tem muito mais valor do que um dólar recuperado daqui a cinco anos). Nesse sentido, o investidor terá tendência a valorizar positivamente um limite mais elevado para a recuperação de custos que lhe permita incrementar o petróleo obtido nos primeiros anos de produção. A companhia privilegiará todos os mecanismos que permitam acelerar a taxa de rentabilidade do projecto. Para o Estado, a contrapartida dessa aceleração da taxa de rentabilidade consiste no aumento progressivo da fatia do petróleo que deve ser entregue (partilhado) à Concessionária.

Se o leitor se recorda do artigo da semana passada, saberá que estas considerações sobre a rentabilidade dos projectos petrolíferos foram motivadas pelo concurso para atribuição de 10 novos blocos petrolíferos que será oficialmente lançado no próximo dia 2 de Outubro. Nesse dia serão conhecidos os Termos de Referência do concurso, os quais estabelecem os parâmetros económicos acima referidos: bónus de assinatura, prémio ao investimento, limite à recuperação de custos, factor de partilha, entre outros. Ficamos na expectativa de conhecer os termos económicos do novo concurso.