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UNIVERSIDADE EDUARDO MONDLANE

FACULDADE DE DIREITO

CURSO DE MESTRADO EM DIREITO DE PETRÓLEO E GÁS

Módulo: Contratação em Matéria do Petróleo e Gás em Moçambique

Tema: Regime da Contratação em Matéria do Petróleo e Gás em Moçambique

Regente:

Prof. Doutor Agostinho Pereira Miranda

Mestrando:

Edson da Graça Franscisco Macuácua.

Maputo, Agosto de 2017

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Indice

Siglas e Abreviaturas .............................................................................................................................. 5

Introdução ............................................................................................................................................... 7

1.Os Contratos no Direito do Petróleo e do Gás ..................................................................................... 8

1.1. Natureza Jurídica dos Contratos no Plano do Relacionamento Vertical ............................ 8

2.Tipos Contratuais Mais Comuns ........................................................................................................ 12

2.1. O modelo da concessão ..................................................................................................... 15

2.2. O Modelo Contratual ........................................................................................................ 17

2.1.1. Generalidades ...................................................................................................................... 17

2.2.2. Os contratos de prestação de serviços ................................................................................. 19

2.2.3. Os Contratos de Empreendimento Comum (Joint Venture) ............................................... 21

2.2.4. Os Contratos de Partilha da Produção Petrolífera (Production Sharing Contract ou PSC). 22

3. Análise Comparativa do Regime de Concessão e de Partilha ........................................................... 24

3.1. Caracteristicas do Regime de Concessão .......................................................................... 24

3.2. Características dos Regimes de Partilha de Produção ...................................................... 26

3.3. Argumentos a favor do Regime de Concessão ................................................................. 29

3.4. Argumentos a favor do Regime de Partilha ...................................................................... 30

4. O Modelo Moçambicano .................................................................................................................. 31

4.1. Propriedade do Petróleo e do Gás ..................................................................................... 31

4.2. Titularidade do Petróleo e gás extraídos e das infra estruturas (artigo 18 da resolução

25/2016 de 3 de Outubro todo o conteúdo) ............................................................................. 32

4.2.1. O Contrato de Concessão .................................................................................................... 34

4.3.1. Contrato de concessão de reconhecimento ......................................................................... 39

4.3.2. Contrato de concessão de pesquisa e produção ................................................................... 40

4.3.3. Contrato de concessão de sistema de oleoduto ou gasoduto ............................................... 41

4.3.4. Contrato de concessão de infra-estruturas ........................................................................... 41

4.4. Direitos das Concessionárias ............................................................................................ 42

4.5. Partilha de produção ......................................................................................................... 44

4.6. Titularidade do Petróleo e Gás extaídos e das Infra-estruturas ......................................... 46

Conclusão .............................................................................................................................................. 48

3

Referências Bibliográficas .................................................................................................................... 50

4

5

Siglas e Abreviaturas

BR – Boletim da República

CCPP – Contrato de Concessão de Produção do Petróleo

CRM – Constituição da República de Moçambique

CL – Conteúdo Local

ENH – Empresa Nacional de Hidrocarboneto

E&P – Exploração e Produção

IPP – Imposto de Produção do Petróleo

PSC – Production Sharing Contracts

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7

Introdução

O presente trabalho tem como objecto de estudo o Regime da Contratação em matéria

de Petróleo e Gás em Moçambique.

Constituem objectivos do trabalho:

Compreender a natureza jurídica e as especificidades dos contratos em matéria de

Petróleo e do Gás.

Caracterizar os diferentes tipos de regimes de contratação de Petróleo e do Gás.

Análisar o quadro jurídico moçambicano.

O trabalho é constituído por quatro partes fundamentais a saber: a primeira que se ocupa

da natureza jurídica dos contratos de Petróleo e Gás, a segunda que se analisa os diferentes

tipos contratuais, o tereceiro faz uma análise comparativa dos regimes de concessão e de

partilha e o quarto é dedicado ao modelo moçambicano.

A metodologia empregue para a elaboração do presente trabalho é o da pesquisa

bibliográfica, assente na análise da literatura disponível e da legislação nacional, assim como

do direito internacional e do direito comparado.

8

1.Os Contratos no Direito do Petróleo e do Gás

1.1. Natureza Jurídica dos Contratos no Plano do Relacionamento Vertical

Para a quase totalidade da doutrina nacional, os contratos de concessão previstos na lei que

entre nós regula as actividades de pesquisa, prospecção, desenvolvimento e produção de

petróleo reconduzem-se a categoria de contratos administrativos. Qualificação que os autores

explicam pelo facto de estarmos perante contratos que concessionam a privados a exploração

de bens do domínio público, o que permitiria reconduzi-los a um tipo de “contratos com

objecto passível de acto administrativo”1.

A qualificação como contrato administrativo com objecto passível de acto administrativo

seria pacífica no respeitante ao contracto de concessão de direitos de pesquisa e prospecção,

que constitui a fase inicial do contrato de concessão, mas já pode não ser assim se se atentar

na estrutura complexa do contrato, constituída de modo a albergar o modelo de aquisição

gradativa de direitos. Significa que o contarato de concessão que comeca por ter como

objecto outorga de direitos de pesquisa e prospecção pode ou não “alargar” o respectivo

objecto à actividade de produção, onde o que está em causa deixa de ser a exploração de um

bem do domínio público estadual para passar a dizer respeito à actividade de extracção e

venda de uma commodity2.

É certo que o legislador nacional não estabelece a diferença entre as fases e os objectos

do contrato, designando a universalidade do seu conteúdo como contrato administrativo.

Todavia, como teremos opotunidade de aprofundar neste trabalho, o desenvolvimento a nível

global de um regime jurídico sui generis – a lex petrolea – aplicável às relações contratuais

entre os Estados (- anfitriões) e as IOC, independentemente do modelo contratual escolhido,

leva-nos a equacionar a verdadeira natureza jurídica substantiva das relações contratuais em

causa, para além da “palavra da lei”3.

Para alguns autores a qualificação do contrato petrolífero como contrato de

investimento estrangeiro em nada altera a natureza administrativa do contrato, pois entendem

que os contratos de investimento hão-de reconduzir-se também a categoria do contrato

1 Andrade, Jose Carlos e Marcos Rui de Figueiredo, Direito do Petróleo, Pag.143

2 Ibidem

3 Idem Pag.144

9

adiministrativo pelo facto de proporcionarem um conjunto de incentivos e regalias

outorgados pela Administração, que os permite integrar na categoria de contratos de

atribuição orientados para fins de intervenção económica (Sérvulo Correia: 1987, 424-425)4.

Para Sérvulo Correia, a administratividade do contrato de investimento estrangeiro

resultaria da circunstância de actividade a desenvolver pelo investidor ter de se reconduzir a

atribuições consideradas de interesse para a Administração Pública, o que permitiria

identificar a constituição de uma “ relação de colaboração” na prossecuçãodo interesse

público5.

Há outros autores que sustentam a administratividade dos contratos de investimento

estrageiro no facto de poderem ser reconduzidos a um tipo de contrato sobre o exercício de

poderes públicos em que o investidor actua no âmbito dos seus interesses privados

(Goncalves:2005,686) e administração se vincula à emissão de actos favoráveis como

outorga de incentivos finaceiros ou benefícios fiscais (Urbano Calvão: 2008,327ss)6.

Uma tese – a de que estaríamos perante contratos sobre exercícios de poderes públicos

por neles estar contemplada a outorga de benefícios financeiros e fiscais – que também

merece reservas, pois, nesta perspectiva, os contratos de investimentos estrangeiros são

apenas contratos económicos, em que um exercício dos poderes públicos se há-de reconduzir

fundamentalmente à outorga de prestaões financeiras ou fiscais, que, segundo outros autores,

não consubstanciam relações contratuais srict sensu em razão da falta de sinalagma pois a

actuação prosseguida pelo investidor não representa qualquer vantagem para a

Administração, embora tenha, como é óbvio, um reconhecido fim de actualidade social

(Fernandes Farreres:2009,159). Neste caso, estaríamos apenas perante actos administrativos

de fomento económico (outorga de ajudas financeiras, exclusivos aos benefícios fiscais) que

carecem de aceitação pelo beneficiário para serem válidos (Fernandes farreres: 1983,411) e

que, no caso do investimento estrangeiro, estariam subordinados à imposição do

cumprimento de certas condições pelo investidor7.

O problema fundamental na qualificação dos contaratos de concessão no direito do

petróleo decorre, desde o início e em todos os ordenamentos jurídicos, da circunstância de

estes contaratos incluírem cláusulas sobre o modo de exercício dos poderes públicos por parte

4 Idem, Pag.144

5 Ibidem

6 Idem Pag. 145

7 Ibidem

10

do Estado no âmbito da relação contratual ou perante situações de imprevisão, como veremos

adiante a propósito das cláusulas de estabilização e de arbitragem, quando este contrata com

empresas, internacionais, e ainda no facto de se comprometer a solucionar os litígios que daí

venham a emergir, perante instâncias de arbritragem internacional. Uma questão que

inicialmente levava os autores a procurar soluções do plano do direito internacional privado,

por entenderem que esta era uma situação de conflito de leis e não de conflito de normas, mas

que a partir da década de 90 (embora os primeiros tratados bilaterais e multilaterais em

matéria de investimento estrangeiro sejam bastante anterior), permitiu, como veremos,

encontrar essas respostas exclusivamente no plano de um novo direito transnacional: o

direito do investimento estrangeiro8

Isto significa que a categoria do contrato administrativo se transformou, no plano do

direito interno, numa categoria aberta e abrangente capaz de albergar diversos tipos de

atuações consensuais que tenham como sujeito um contraente público e que, em termos

gerais, devam ser submetidos a um regime de direito público, por oposição à aplicação de um

regime de direito privado. O mesmo é dizer que, para efeitos de caracterização geral de

contrato administrativo, a distinção continua a fazer-se entre os acordos celebrados pelo

Estado e demais entidades públicas que se devem subordinar a um regime de direito público

ou direito privado e não tanto a um regime especial ou geral de direito público9.

Nesta medida, poderemos subscrever a tese de que os contartos em apreço são contratos

com “corpo de direito privado”( celebrados pelos Estados num plano de igualdade jurídica

com sujeitos que tratam – ou pretendem tratar – como igauis, ou seja, contratos em que o

propósito é estabelcer uma relação paritária) e “alma de direito público”( na medida em que

o Estado se compromete numa relação duradoura com obrigações que a sua missão

fundamental – que é prosseguir o interesse público nacional – dificilmente lhe permitirá

sustentar ), e por essa razão não estarão subordinados ao regime geral do direito

administrativo, mas, e como veremos melhorar nos desenvolvimentos seguintes, a um

especial regime de direito (público) baseado no sistema jurídico do direito estrangeiro10.

Assim, veremos que a discussão quanto à natureza jurídica destes contratos (contratos de

Estado) é hoje bastante controvertida na doutrina, a qual se divide entre as teses da

qualificação como contratos administrativos – acentuando a faceta da possibilidade,

8 Ibidem

9 Idem Pag. 146

10 Ibidem

11

inarredável, do exercício de poderes públicos e/ou da respectiva negociação no âmbito da

gestão destes contratos, como actos ( contratos ) de direito internacional – quando se

enfatiza o facto de serem contratos assinados pelo Estado e não pela Administração, o que

permite “localizar” estes contratos numa esfera extra ordenamento jurídico interno

(Leebens:2003;Giardina:2003, 650), e ainda da sua recondução a contratos de direito privado

– destancando a autonomia contratual do Estado ( relativamente ao direito interno do Estado

e até aos limites da própria legalidade) na assunção de obrigações para com o investidor

privado, designadamente a assunção de cláusulas de estabilização e cláusulas de arbitragem11.

Pela nossa parte, e atendendo essencialmente ao facto de Portugal não contar ainda com

nenhum litígio (nem com a conclusão de nenhum contrato de exploração petrolífera),

optamos por destacar o carácter sui generis deste tipo contratual, realçando a sua natureza

híbrida (miscigenação de aspectos públicos e privados), o contexto normativo supranacional

em que se inscrevem e onde se resolvem os litígios, e o especial quadro normativo aplicável a

essa resolução de litígios. Optaremos, assim, por analisar as respectivas cláusulas mais

comuns à luz do ordenamento jurídico nacional, como se de contratos privados (acordos onde

impera a autonomia da vontade) com elementos de publicidade (decorrentes de quadro de

legalidade em que move o Estado-anfitrião) se tratasse (por ponto III), para depois

descrevermos, de forma breve, os strandards aplicáveis à resolução de litígios no contexto da

solução dos diferendos no quadro da arbitragem institucionalizada (ponto IV), a cuja

dinâmica se fará referência no último capítulo da parte III desta obra12.

O carácter sui generis destes contratos, de que também comungam os contratos celebrados

no contexto do “direito do comércio internacional”, justifica o qualificativo que uma parte

significativa da doutrina lhe atribui como contratos transnacionais (Kamto:2003, 731;

Mayer: 1986), ou seja, institutos jurídicos que se inscrevem, na perfeição, no direito

transnacional, identificado por Calliess como quarto tipo de ordenamento a partir do seu

conhecido “tretalema do direito global” (2004, 36). Estamos perante acordos entre Estados e

Privados que incorporam as mais recentes tendências da lex mercatoria e cujos problemas

(ainda que decorrentes de modificações do ordenamento jurídico nacional) são solucionados

com recurso à arbitragem, maioritariamente internacional, que aplica, em vez de normas

jurídicas internacionais, standards materializadores de critérios de justiça, por se acredeitar

que só desta vez é possível alcançar um tratamento justo e não descriminatório, capaz de

11 Idem Pag. 147

12 Idem Pag.148

12

proteger os investidores do exercício abusivo e/ou arbitrário pelos Estados das respectivas

prerrogativas de poder público (Schill: 2009, 1-6)13.

2.Tipos Contratuais Mais Comuns

São vários os tipos contratuais relacionados com a pesquisa, a prospecção, a extração e a

exploração de petróleo. Tais serviços ou actividades constituem, na realidade, objecto de

diversíssimas formações contratuais, tendo por propósito, já a sua “concessão” ou

adjudicacão, já a sua organização interna ou o modo da respectiva efectivação, já o

desenvolvimento de serviços conexos, de alguma forma “secundários” ou laterais em face

daquelas actividades “primárias”. Sem pretendermos uma sistematização completa dessas

formações contratuais, as quais fazemos aqui apenas uma breve referência, consideremos,

primeiro, o plano do relacionamento”vertical” – quer dizer, o plano das relações que se

estabelecem entre o Estado-anfitrião e a companhia ou empresa petrolífera – e, depois, o

plano de relacionamento “horizontal” – quer dizer, o das relações que diretamente

intercedem entre as diversas companhias petrolíferas entre si e que serão analisadas no

capítulo seguinte14.

No plano do relacionamento “vertical”, podemos registar diversos modelos típicos

fundamentais de contratos:15

Em primeiro lugar, temos o contrato de concessão – este, digamos, o modelo

“clássico” de contrato petrolífero entre o Estado e acompanhia petrolífera16.

De acordo com este modelo contratual, o Estado concede ou atribui à companhia

petrolífera o direito do desenvolvimento da actividade correspondente ao objecto contratual

(prospecção, pesquisa, ou exploração petrolífera), recebendo, como contrapartida ou

correspectivo dessa concessão, determinada quantia, que podem tomar várias designações ou

ter vários enquadramentos jurídicos. Os riscos associados à actividade desenvolvida – as

oportunidades de lucros tanto como risco de perdas – são, pois, inteiramente suportados pela

13 Idem Pag. 149

14 Idem Pag. 137

15 Idem Pag.138

16 Ibidem

13

companhia petrolífera, desligando-se o Estado, em absoluto, das vicissitudes (comerciais,

geológicas, financeiras, etc.) que possam atingir o empreendimento17.

Em segundo lugar, e por assim dizer no pólo oposto da “escala” aqui pressuposta,

deparamos com o contrato de (prestação de) serviço. De acordo com este outro

modelo, o Estado encarrega a companhia petrolífera da realização dos serviços de

prospecção, pesquisa, preparação e exploração de campo petrolífero, etc., recebendo,

por conseguinte, a companhia petrolífera o respectivo preço (o “preço” da

correspondente “empreitada”). Os riscos associados às actividades levadas a cabo

são agora inteiramente suportados pelo Estado, ao menos no referido modelo”puro”

– é o Estado que detém, verdadeiramente, o senhorio jurídico da “empresa”

petrolífera, constituindo a companhia petrolífera, repete-se, um simples

“empreiteiro” a que foram adjudicados determinados “serviços” pelos quais recebeu

o “preço”convencionado18.

Como se pode ver, observamos aqui modelos “puros”ou “extremos”, em que as

posições das partes surgem de alguma forma invertidas: o sujeito que detém a gestão

da “empresa” petrolífera, o sujeito que suporta os diversos riscos de perdas

implicados no empreendimento (designadamente o risco geológico), e o que aufere

os proventos da actividade – estes, de facto, os três “vectores” fundamentais em

cujos pólos se situam os modelos referidos – é um (a companhia petrolífera) no

quadro de um contrato de concessão, mas é outro (o Estado) se o contrato for “de

serviço”. Tratando-se, porém, de modelos puros, a prática contratual permitiu a

generalização de outros modelos, que representam de algum modo variações ou

espécies intermédias entre os tipos extremos indicados:19

Em primeiro lugar, encontramos um dos tipos contratuais porventura mais praticados

nos dias de hoje – e é este o terceiro modelo típico a que pretendemos referir-nos

neste ponto. Trata-se do designado “contrato de partilha de produção” (production-

sharing agreement ou production-sharing contract): ambas as partes (Estado e

companhia petrolífera) acordam na distribuição entre si dos proventos da actividade

– rectius, do petróleo produzido -, sendo esta actividade todavia desenvolvida

exclusivamente pela companhia petrolífera, que suporta assim, por inteiro, os

respectivos riscos de perda (riscos geológicos, comerciais, financeiros, etc.); e um

17 Idem Pag. 139

18 Ibidem

19 Idem Pag.140

14

dos critérios normalmente ajustados de partilha do petróleo assenta na distinção

entre o petróleo inicialmente arrecadado (o designado “cost oil”), que é totalmente

reservado a companhia petrolífera, pagando-se esta, dessa forma, do seu

investimento, e o petróleo subsequentemente obtido (o designado “profit oil”), este

já objecto de repartição entre as partes, de acordo com percentagens a acordar. Como

se vê, pois, se – tal como no paradigma clássico da concessão – e a companhia

petrolífera que detém ainda o senhorio jurídico da empresa petrolífera, observa-se

aqui, todavia, um diferente e específico modo de retribuição, o qual consiste, como

dissemos, não em prestações pecuniárias, antes (ao menos parcialmente) numa

fracção do próprio petróleo produzido20.

Em segundo lugar, podemos ainda registar que o contratode serviço, tal como o

caracterizámos – enquanto modelo puro de prestação de serviço, em que todos os

riscos são suportados pelo Estado, e a companhia petrolífera é paga mediante um

“preço” -, raramente aparece na prática contratual. Na verdade, por um lado, a

retribuição recebida pela companhia nem sempre é rigorosamente “fixa”ou

“determinda”, podendo consistir num valor variável, ainda que nunca se trate de uma

fracção das vendas realizadas ou dos lucros obtidos – assim se destinguindo o

contrato de serviço do contrato de partilha de produção. Por outro lado – e é esta

variação que importa sobretudo registar - , normalmente o Estado transfere para a

companhia petrolífera, ao menos parcialmente, os riscos da operação: o investimento

implicado na operação a cargo da companhia petrolífera só é integralmente

recuperado se e quando a exploração haja tido sucesso, e em quantidade suficiente

para permitir essa recuperação. A este modelo de contrato de (prestação de) serviço,

em que a companhia petrolífera assume, pois, não apenas o encargo de realização

desse serviço, mas também, de modo substancial, os respectivos riscos, dá-se

vulgarmente a designação de “risk-service contract”21.

Por último, notar-se-á que por vezes, embora os contraentes adoptem um

determinado modelo contratual de base, ao qual corresponde um certo modo de

repartição dos riscos, como vimos, podem todavia surgir cláusulas que alteram

parcialmente esse modelo de repartição, tranferindo pois para uma das partes riscos

que normalmente seriam suportados pela outra22.

20 Ibidem

21 Idem Pag 141

22 Idem 142

15

E o que sucede, por exemplo, com a denominada cláusula “sole risk” (cláusula inserta nos

production-sharing agreements), nos termos da qual o Estado resolve assumir, por inteiro, o

riscode determinada operação sobre cuja comercialidade a companhia petrolífera tem

dúvidas, não querendo pois assumir o correspondente risco23.

No plano do relacionamento horizontal – que será analisado mais em pormenor adiante -,

registam-se diversas possiblidades de associação entre companhias petrolíferas. Fazemos

aqui referência, em primeiro lugar de acordo com o critério do sector de intervenção das

empresas, aos “joint-operating agreements”- em que o acordo entre as companhias é firmado

para o desenvolvimento da actividade primária de prospecção, pesquisa, exploração ou

produção petrolífera -, aos “joint-bidding agreements” - em que o acordo diz respeito apenas

à participação conjunta das licitações integradas nos procedimentos de concurso para a

concessão de blocos – e aos acordos de unitização – em que os titulares de direitos de

exploração de blocos contíguos acordam em submeter as suas actividades e regras comuns,

ou inclusivamente na exploração conjunta desses blocos. Em segundo lugar, e agora em

função do critério da (in) existência de personalidade jurídica da entidade resultante do

acordo interempresarial, é usual distinguir-se entre “corporate”e “non-corporate” joint-

operating agreements24.

2.1. O modelo da concessão

O melo da concessão ou royal tax system assenta num pressuposto jurídico, que é a

possibilidade de existência de propriedade privada sobre os recursos minerais, mesmo que a

actividade de produção e extracção de petróleo seja intensamente regulada pelo Estado.

Efectivamente, normalmente o Estado exige uma licença antes do início de toda a actividade

no sector Upstream, como a exploração, a avaliação, o desenvolvimento e a produção. O

Estado tem assim direito a cobrar uma royalty por cada lincença que concede bem como

impostos em relação ao petróleo que é extraido pelos privados. Quando é o Estado a possuir a

propriedade de recursos minerais (como sucede necessariamente nas águas territoriais)

transfere a propriedade desses minerais para a companhia petrolífer, recebendo em

contrapartida uma royalty por essa transferência e os impostos sobre o rendimento obtido

23 Ibidem

24 Ibidem

16

pela companhia petrolífera, no âmbito da sua soberania tributária sobre os rendimentos

gerados no seu território. Em consequência, a companhia petrolífera após o pagamento das

royalties e dos impostos pode reclamar a propriedade em relação ao petróleo e gás natural

extraídos25.

O modelo de concessão tem origem na famosa concessão outorgada em 1920 pelo

Governo da Pérsia (hoje Irão) ao cidadão inglês William Knox D’Arcy, que ficou conhecida

como a Concessão D’Arcy. Esse modelo espalhou-se então por todo o mundo, passando a ser

utilizado pelas principais companhias petrolíferas para conduzir a sua actividade a nivel

mundial26.

Tradicionalmente, o modelo da concessão-hoje denominado de concessão clássica –

caracterizava – se pelos seguintes traços distintivos, muito desfavoráveis para os Estados

detentores de recursos petrolíferos27:

a) Amplas áreas de concessão, sem direito de desistência, da parte a parte;

b) Longa duração do contrato, sem possibilidade de revisão, podendo em certos casos

ultrapassar 65 anos;

c) Direitos exclusivos sobre as operações de Downstream);

d) Direito de propriedade sobre as reservas de petróleo em favor das companhias

petrolíferas estrangeiras;

e) Isenção de todos os impostos e taxas aduaneiras;

f) Pagamento de um reduzido valor de royalty sobre o volume total de petróleo

produzido;

g) Transfência para o governo local da àrea concedida e dos equipamentos

remanescentes ao final da concessão;

h) Fixação arbitrária e unilateral do preço do petróleo extraído, sem qualquer

participação.

Naturalmente que estas cláusulas desequilibravam enormemente os contratos em prejuízo dos

Estados detentores, o que levou a um grande fracasso do modelo clássico da concessão, hoje

praticamente abandonado28.

25 LEITĂO, Luís Manuel Teles, os contratos no Direito do Petróleo e do Gás, Pag. 225

26 Idem Pag. 226

27 Ibidem

28 Idem Pag.227

17

Hoje em dia, no entanto, ainda é possivel encontrar modelos de concessão, ainda que

expurgados deste regime. São as chamadas concessões modernas, ou concessões do pós –

guerra, que se caracterizavam por uma enorme redução da àrea e do prazo de duração da

concessão, atribuírem o risco do investimento ao concessionário, estabelecendo variadíssimas

obrigações a seu cargo, incluindo o pagamento de royalties e impostos, ainda que lhe

garantam a propriedade do petróleo extraído. Assim, se a companhia petrolífera continua a

manter o direito exclusivo de, por sua conta e risco, pesquisar, produzir e exportar o petróleo,

podendo dispor dele como entender- pois como sua proprietária tem o livre uso, fruição e

disposição do petróleo extraído- assume também uma série de novas obrigações. Essas

obrigações envolvem habitualmente: a) destintar uma quota do petróleo produzido para

abastecimento no mercado interno do país de acolhimento; b) pagar uma renda anual como

contrapartida da àrea geográfica que lhe é atribuída na concessão; c) pagar royalties em

dinheiro, em petróleo bruto, ou numa combinação de ambos, d) pagar impostos sobre os

rendimentos. A concessão torna-se assim por esta via mais equelibrada em benefício do

Estado detentor, mas continua a ter o defeito de não envolver esse Estado, que ainda que

indirectamente, na actividade da multinacional petrolífera, o que impede a transferência de

tecnologia e a formação de mão-de-obra local29.

O modelo da concessão, mesmo na sua vertente moderna, tem sido, no entanto objecto de

críticas pelo facto de, assentando essencialmente numa receita das royalties e impostos,

necessitasr que o Estado detentor possua um sistema fiscal e de controlo da receita muito

eficaz, sem o que as companhias petrolíferas tenderão a evadir os pagamentos. Por outro

lado, as companhias petrolíferas estão constantemente sujeitas às alterações no sistema fiscal,

o que aumenta o risco político30.

2.2. O Modelo Contratual

2.1.1. Generalidades

O modelo da concessão tem sido genericamente considerado como inadequado à

promoção do desenvolvimento dos países detentores de petróleo, uma vez que náo permitia

uma repartição equitativa dos beneficios resultantes da exploração petrolífera. Acabou por

29 Idem Pag. 227

30 Ibidem

18

isso por triunfar o modelo contratual, que se caracteriza por os recursos petrolíferos extraídos

serem sempre da propriedade do Estado, tendo as companhias petrolíferas apenas direito a

receber a uma determinada contrapartida pela sua actividade, podendo essa contrapartida ser

paga em dinheiro ou numa percentagem dos recursos energéticos produzidos. Esse modelo é

chamado de francês, pelo facto de na tradição napoleóneca francesa as minas derem

consideradas bens do domínio público, que não poderia ser obejectode propriedade privada,

esse o sistema adoptado por angola31.

Há, porém, vários modelos de contratos conhecidos nesta área:32

Um é o contrato de prestação de serviços em que as empresas multinacionais

de produção petrolífera se comprometem perante o Estado a prestar o serviço

de prospecção e extracção de petróleo. Estes por sua vez ainda compreendem

a dois modelos: o modelo clássico, em que a empresa multinacional recebe o

pagamento, independentemente de ser ou náo encontrado o petróleo, e o

modelo de contrato de risco (Rick Service Contract), em que empresa

multinacional apenas recebe o pagamento se o petróleo vier a ser

efectivamente descoberto e produzido, sendo assim obrigada a assumir o risco

relativa à prospecção petrolífera.

O outro é o contrato de emprendimento comum (joint venture), que assume na

doutrina a destinção entre a incorporated joint venture e a unicorporated joint

venture. No primeiro caso, é instituida uma sociedade para a realização da

exploração petrolífera. Na segunda hipótese, é apenas celebrado um contrato

de consórcio entre as partes.

O modelo mais conhecido é, porém o dos PSC (Production Sharing

Contracts), que poderemos designar como contratos de partilha da produção

petrolífera. Trata-se de contratos que não se encontram regulados em

legislação especial, mas que são objecto de uma tipicidade social, em vertude

da frequência com que são utilizados na prática. Estes contratos vieram a

tornar-se o modelo predominante, uma vez que o modelo da concessão e o

modelo da prestação de serviços não permitiam um adequado controlo do

Estado sobre as multinacionais e, uma vez terminados os contratos, não

asseguravam que a propriedade dos meios tecnológicos necessários para a

extracção acabasse por ser atribuída ao Estado nem instituíam obrigações de

31 Idem Pag.230

32 Idem Pag 231

19

formação profissional dos agentes locais. Em que consequência, a partir do

fim da II Guerra Mundial os países exportadores de petróleo exigiram a

revisão das antigas concessões concedidas às companhias petrolíferas, como

forma de assumir o seu peso na escala internacional. Esta atitude implicou a

bbusca den um novo modelo contratual, o qual foi aceiter pelas companhias

petrolíferas, em vertude do receio de que os Estados lhes cortassem o acesso à

matéria-prima. Inicialmente foi adoptado o modelo dan prestação de serviços,

mas em 1967 a indonésia impôs pela primeira vez a uma companhia

petrolífera o modelo PSC, modelo que se estendeu ao Egipto, Guiana e

Malásia, passando a ser então este o modelo comum nos contratos relativos à

produção de petróleo numa margem de 5 para 1 em relação aos contratos de

prestação de serviços.

2.2.2. Os contratos de prestação de serviços

Um dos modelos contratuais existentes no sector Upstream é o do contrato de prestação de

serviços. Corresponde este ao contrato em que não há qualquer transferência da propriedade

do petróleo extraído para a companhia petrolífera, limitando-se esta a prestar serviços

técnicos ao Estado detentor e a receber uma contrapartida pecuniária pela prestação desses

serviços. Acessoriamente pode, no entanto, ser atribuído ao prestador de serviços um direito

de opção ou de preferência em relação ao petróleo bruto comercializado pelo Estado

detentor33.

O contrato de prestação de serviços admite duas modalidades, podendo corresponder a um

contrato de prestação de serviços clássico ou puro (Classical or Pure Services Contract) ou

um contrato de prestação de serviços a risco (Risk Services Contract). No contrato de

prestação de serviços clássico a contrapartida pecuniária da prestação de serviços é paga

independemente do sucesso ou do fracasso da operação de prospecção e extração do petróleo,

pelo que o prestador de serviços tem sempre direito a ela. Já no contrato de prestação de

serviços a risco a contrapartida pecuniária apenas é paga se e quando se verificar a descoberta

e a produção do petróleo. A destinção entre estas duas modalidades radica assim na

existência ou não de uma assunção de risco do fracasso da actividade de prospecção ou

exploração, traduzido na perda nesse caso da contraprestação por parte do prestador de

33 Idem Pag.232-233

20

serviços, o que leva a que o contrato de prestação de serviços clássico seja um contrato

comutativo e a prestação de serviços a risco um contrato aleatório34.

Os contratos de prestação de serviços mais comuns são os contratos de serviços a risco,

uma vez que dificilmente os Estados detentores aceitam assumir sozinhos o risco do fracasso

da operação, transferindo assim normalmente esse risco para uma companhia petrolífera,

ainda que a actividade desta se reconduza à mera prestação de serviços35.

Já os contratos de prestação de serviços clássicos são raros, podendo apenas encontrar-se

nos países do Médio Oriente que, por serem detentores de uma riqueza petrolífera

considerável e por ser muito provável a descoberta comercial, não se importam de assumir os

riscos resultantes do fracasso da operação, estando mais interessados em obter o concurso da

experiência e da tecnologia do prestador na sua actividade. É por isso normal esses Estados

celebrarem contratos de assistência técnica, onde as empresas especializadas estrangeiras se

limitam a transmitir os conhecimentos e a tecnologia necessária para a extracção petrolífera,

efectuando o Estaddo ou as suas companhias nacionais a realizção da extracção36.

Correspondem ainda ao modelo de prestação de serviços clássica os contratos pelos quais

as companhias petrolíferas contratam a realização de tarefas acessórias ou instrumentais à

actividade de prospecção e extracção, tais como os serviços de construição de plataformas

petrolíferas, os serviços de perfuração, os serviços de helicóptero, os serviços de transporte

do pessoal e os serviços médicos. O pagamento de contraprestação pela realização desses

serviços nunca fica assim dependente da verificação de uma descoberta comercial37.

Já o contrato de prestação de serviços a risco foi introduzido pelo Irão, tendo sido

dominado exploration purschase contract, tendo correspondido ao modelo típico usado no

Brasil entre 1976 e 1988, altura em que com a entrada em vigor da constituição de 1988,

passou a considerar-se os recursos naturais pertença do Estado, passando a proibir-se

expressamente a celebração de contratos de prestação de serviços a risco, uma vez que neste

o preço contratual estava indeixado ao resultado das descobertas. Através deste contrato, a

companhia petrolífera obriga-se perante o Estado detentor a realizar as actividades de

pesquisa e exploração do petróleo, podendo eventualmente essa remuneração ser satisfeita

através de um desconto na aquisição do petróleo no Estado detentor. Em consequência nos

34 Idem Pag.233

35 Ibidem

36 Idem Pag. 233

37 Idem Pag. 234

21

contratos de prestação de serviço, o Estado detentor conserva a propriedade sobre o

petróleodescoberto,controlando e fiscalizando as actividades e exploração e

desenvolvimentoe e executa directamente a fase da produção petrolífera38.

2.2.3. Os Contratos de Empreendimento Comum (Joint Venture)

Conforme acima se salientou os contratos de empreendimento comum podem revestir

duas modalidades: os contratos de sociedade comercial (incorporated joint venture) e os

contratos de consórcio (unincorporated joint venture)39.

No âmbito do sector Upstream é mais comum a modalidade da incorporated jointe

venture, em ordem a tornar possível a participação directa do Estado detentor ou da sua

concessionária de direito público na pesquisa e exploração dos seus recursos natuarais.

Através do estabelecimento de uma sociedade comercial, o Estado detentor vem a tornar-se

sócio das companhias petrolíferas multinacionais, participando nas decisões de gestão e

operacionais e nos ganhos e perdas da operação, partilhando com multinacional petrolífera os

proveitos e os riscos. No âmbito dessa sociedade, o Estado detentor impõe normalmente aos

sócios obrigações de transferência de tecnologia e de formação da mão-de-obra local, e

participa directamente a política financeira e o desenvolvimento do negócio. O prazo da

sociedade pode ser previamente fixado, determinado o Estado detentor, após o seu termo, a

transferência a seu favor de todos ou alguns dos bens, equipamentos e activos utilizados na

exploração petrolífera. A sociedade comercial assim constituída sujeita-se às leis do Estado

onde tem sede,tendo o Estado detentor e a companhia petrolífera como titulares de

participações sociais, sendo a lei desse Estado que irá regular as relações entre as partes40.

Em alternativa à celebração de uma sociedade comercial, nos casos em que tal seja

permitido pela lei local, podem as partes estipular uma unincorporated joint venture, a qual é

qualificada como um consórcio nos direitos continentais ou como uma partnership no direito

norte-americano. Neste caso, o Estado detentor associa-se à multinacional petrolífera na

gestão da pesquisa e da produção, comparticipando nas despesas decorrentes dessa actividade

na medida da participação estabelecida, incluindo o pagamento de royalties ao próprio

Estado. Em caso de descoberta comercial, os lucros serão igualmente repartidos pelas partes

38 Ibidem

39 Ibidem

40 Idem, Pag. 235

22

na proporção estabelecida, após a dedução dos custos de exploração e das royalties pagas. O

consórcio caracteriza-se por ter um fim específico e uma duração limitada para determinado

projecto, contendo ainda claúsulas a determinar a repartição da responsabilidade entre os seus

membros. O consórcio não é, porém, necessariamente sujeito às leis do Estado detentor,

podendo as partes efectuar a escolha de outra lei aplicável ao contrato41.

2.2.4. Os Contratos de Partilha da Produção Petrolífera (Production Sharing Contract ou

PSC)

O contrato de partilha da produção petrolífera (Production Sharing Contract ou PSC)

pode ser definido como o contrato celebrado entre um Estado detentor de recursos

petrolíferos e uma ou varias empresas multinacionais pelo qual as partes acordam em

participar na exploração e extracção do petróleo, repartindo entre si o petróleo extraído em

determinada percentagem assim como os encargos resultantes desta actividade. O modelo do

PSC foi estabelecido em vertude da crescente força negocial dos países produtores de

petróleo, e do facto de alteração de regimes nesses países, como sucedeu no Irão e na Líbia,

colocar facilmente em riscos as concessões anteriormente estabelecidas. As companhias

petrolíferas procuraram então estabelecer um modelo contratual que assegurasse o interesse

do Estado na exploração petrolífera, através de uma constante partilha do petróleo extraído.

Surge então o contrato de partilha da produção, que teve no entanto ainda como precedentes a

decisão da Venezuela em 1948 de estabelecer o princípio da repartição igualitária dos lucros

do projecto (50-50), seguida pela Arábia Saudita em 195042.

A repartição dos encargos consiste em Estado efectuar a concessão à empresa

multinacional do exclusivo da prospecção e exploração do petróleo em determinada área do

seu território (contract area), assumindo esta o risco geológico, operacional e financeiro

dessa actividade de prospecção, que deve realizar mediante um programa de trabalhos. Esse

programa de trabalhos inclui a obrigação de estabelecer uma informação geológica detalhada

sobre o terreno explorado e a definição de um número obrigatório de poços de petróleo a

explorar (obligatorywells). Que poderá ser complementado com um número adicional não

obrigatória de poços que poderão ser explorados (non obligatory wells). Adicionalmente a

multinacional petrolífera assumirá ainda outras obrigações relacionadas com o programa de

trabalhos. Em contrapartida do programa de trabalhos assumido, a única coisa que a 41 Ibidem

42 Idem, Pag.236

23

companhia petrolífera recebe do Estado é o direito de instalar e operar no seu território o

equipamento destinado à perfuração do solo43.

No caso de ser descoberto o petróleo, os custos suportados pela multinacional serão

recuperados através da produção do crude oil e repartição com o Estado com base numa

percentagem pré-definida, não lhe cabendo proceder à venda do petróleo. O PSC não produz

consequentemente qualquer transmissão dos recusos geológicos, cuja propriedade continua a

pertencer ao Estado detentor, sendo apenas parte do petróleo bruto (Crude Oil) que depois de

extraído é atribuído à multinacional petrolífera. Essa parte do petróleo bruto atribuído

destina-se a remunerar duas componentes: a recuperação dos custos de produção (Cost

Recovery Oil) e o lucro contratual estipulado com a outra parte (Profit Oil). Os produtos da

exploração são assim divididos após a dedução desses custos entre o Estado detentor e a

multinacional petrolífera, de acordo com a percentagem estabelecida (Profit Split). A parte

dessa produção atribuída à empresa multinancional é ainda sujeita a tributação no Estado e

eventualmente ao pagamento de royalties, adquirindo o Estado ainda os equipamentos e

instalações construídas no final do contrato44.

A repartição dos valores entre o Estado detentor e a multinacional petrolífera assenta

numa definição prévia da Economic Rent ou Excess Profit com base na fórmula Value of

Petroleum- (Expenses + Other Party Profit)= Economic Rent= Excess profit. O valor que

cada parte tem a receber corresponde assim ao resultado da exploração após a dedução dos

custos, a qual abrange nao apenas as despesas relacionadas com a extracção, mas também o

valor que cabe ao outro contraente. Em relação ao país detentor a sua Economic Rent poderá

ser incrementada, aumentando as despesas em que incorre a multinacional petrolífera, através

do lançamento de taxas e impostos, Pagamento de royalties sobre os direitos de exploração,

percentagem da produção e cobrança de bónus. A multinacional petrolífera terá o lucro

correspondente às receitas de exploração, depois de deduzidos esses custos45.

O PSC apresenta assim os seguintes traços distintivos gerais46:

a) A propriedade dos hidrocarnbonetos permanece no Estado, não sendo admitida

qualquer forma de propriedade privada sobre os mesmos, salvo em relação à quota

atribuida como remuneração contratual na partilha da produção;

43 Idem, Pag. 237

44 Ibidem

45 Idem, Pag. 238

46 Ibidem

24

b) O estado mantém controlo sobre a actividade, sendo a outra parte que assume a

responsabilidade pela sua execução;

c) A companhia petrolífera submete anualmente os seus programas de trabalho e

orçamentos à aprovação pelo Estado;

d) A companhia petrolífera assegura o financiamento e a transferência de tecnologia e

assume todos os riscos dessa actividade;

e) A companhia petrolífera tem direito a uma parte do petróleo destinbada a amortizar os

seus custos (Cost Recovery). Após a recuperação dos custos, o excedente será

repartido entre as partes na proporção pré-estabelecida (Profit Split);

f) Todo o equipamento importado para o Estado detentor ficará a ser pertença deste,

salvo quanto ao equipado locado ou objecto de subcontratos de prestação de serviços,

o que constitui o corolário da propriedade do Estado sobre os recursos petrolíferos e

os activos destinados à exploração petrolífera.

3. Análise Comparativa do Regime de Concessão e de Partilha

3.1. Caracteristicas do Regime de Concessão

O Regime de concessões, também denominado Royalty & Tax System na literatura

estrangeira, outorga às empresas petrolíferas o direito de realizar as actividades de E&P em

uma estipulada área ofertada ou licitada pelo Estado, por um tempo definido, sob o seu

próprio risco. E, em caso de sucesso na exploração, a empresa adquire a propriedade do óleo

extraído, bastando apenas compensar o Estado com os devidos pagamentos47.

Em primeiro momento, o Estado hospedeiro não participa directamente da actividade

do regime de concessões e, portanto, não usufrui dos recursos inerentes à venda da produção.

Sua contrapartida é a compensação financeira, também alcunhada de participação

governamental (government take). No caso das concessões, essa compensação se dá por meio

do pagamento de bônus de assinatura, royalties e aluguel de retenção de área e pagamentos

aos proprietários de terra, quando é o caso de actividade onshore, sendo possivel haver, em

47 MELLO, Filipe Macieira De Regime de Concenssão vs. Regime de partilha de produção: Impactos para a

exploração de petróleo, Pag.13

25

alguns casos, participações especiais, que seriam uma forma de apropriação por parte do

governo de lucros considerados extraodinários48.

O bônus de assinatura corresponde ao pagamento ofertado pelo licitante vencedor da

proposta para obtenção da concessão. É o principal critério de escolha do vencedor-outros

critérios podem ser adoptados na ponderação, e exemplo do Programa Exploratório Mínimo e

Conteúdo Local, no caso brasileiro. Sua importância reside, portanto, no facto de prover

renda ao Estado logo no início do projecto - não dependendo da produtividade do campo – e

requerer menor fiscalização no seu recolhimento49.

Os royalties representam compensação financeira devida pelos concessionários ao

proprietário da área onde ocorre a actividade de E&P a partir do início da produção comercial

de cada campo, ou mesmo em caso de teste de longa duração, quando já ocorre tal

cobrança.50

Uma vez que passa a auferir receitas advindas da produção de petróleo, a companhia

se vê obrigada a pagar royalties proporcionais renda bruta. Ou seja, ainda que o projecto não

seja lucrativo para a empresa, ela é obrigada a remunerar o Estado em razão de estar

produzindo. Dessa forma, tal qual o bônus de assinatura, o royalty assegura uma receita

mínima ao Estado51.

A participação especial corresponde à compensação financeira extraodinária devida

apenas nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade. Trata-se de uma

obrigação que incide sobre a receita líquida do processo, ou seja, a receita bruta deduzida dos

custos, dos royalties e dos tributos52.

Além disso, a empresa petrolífera também deve arcar com tributos municipais, estaduais e

federais, a exemplo de imposto de renda, como qualquer pessoa fisica ou jurídica. Todas

estas parcelas compõem a arrecadação governamental, cabendo ao operador como fluxo de

caixa líquido a renda restante após os descontos apontados53.

48 Ibidem

49 Ibidem

50 Ibidem

51 Idem, Pag. 14

52 Ibidem

53 Ibidem

26

O contrato para exploração e produção de petróleo sob o regime de concessões é

habitualmente acordado entre duas partes: o contratante, que pode ser um Presidente da

República, um Ministério ou então uma agência governamental dedicada a este fim, e o

contratado, que pode ser uma única companhia petrolífera ou um consórcio formado por dois

ou mais empresas.

Outros aspectos podem ser apontados como essencias das modernas concessões54:

O poder concedente impõe que a parte concessionária seja empresa regida sob a

legislação do país hospedeiro, o que requer a constituição de subsidiárias no caso de

empresas estrangeiras. Normalmente, não é permitida a participação directa do

governo na concessão.

Os direitos do concessionário se restringem à área delimitada no contrato de

concessão e durante a fase de exploração (pesquisa), periodicamente, deve ser

devolvida ao Estado parcela da área original, caso não seja encontrado nenhum

indício de descoberta naquela área, respeitando os periodos e fase contratuais.

O petróleo in situ (no subsolo) é propriedade do Estado, com excepção dos Estados

Unidos, onde a propriedade é do dono da terra, entretanto, uma vez realizadaa

descoberta de petróleo, o concessionário se torna titular do produto da lavra.

A duração da moderna concessão, após a fase de exploração (pesquisa para aferir a

existência de petróleo ou não) é usualmente de trinta e cinco a quarenta anos para a

fase de produção. Caso não haja descoberta comercial ao final da fase de exploração,

extingue-se a concessão e a área é devolvida ao Estado.

A receita do governo provém de tributos e participações governamentais.

3.2. Características dos Regimes de Partilha de Produção

O Contrato de Partilha de Produção é assinado entre uma empresa petrolífera ou um

consórcio de empresas e o Estado hospedeiro, seja directamente ou através da Empresa

Estatal de petróleo. Neste tipo de conterato, o Estado é dono do petróleo produzido – ao

contrário do contrato de concessão onde a propriedade é somente das empresas

concessionárias. Dessa forma, o Estado entra com a área a ser explorada enquanto que o

consórcio conduz as actividades de exploração e produção a seu próprio risco e custo55.

54 Ibidem

55 Idem, Pag.21

27

Assim que as reservas são dadas como comercializáveis, sucede-se a divisão do

petróleo produzido. Ou seja a Empresa Estatal de Petróleo ou agência governamental

pertinente recebe sua parte da produção em espécie, possibilitando a comercialização directa

no mercado interno ou a promoção de projectos internos56.

Na fase de prospeção e exploração, a companhia petrolífera é responsável por todas as

actividades e despesas necessárias, assumindo integralmente o risco do projecto. O contrato

não tem direito a qualquer indemnização no em que não há descoberta de petróleo. E se

houver descoberta e for confirmada a comercialidade do campo, a companhia também é

responsabilizada pelo desenvolvimento e infraestrutura do projecto para a produção do

petróleo57.

Uma vez iniciada a produção de petróleo, uma parte da mesma é reservada a arcar

com os custos incorridos nas étapas anteriores. No contrato de partilha normalmente existe

um tecto para recuperação de custos do investimento, ou seja, estabelece-se um percentual

máximo da produção que pode ser usado para recuperação dos mesmos. Essa fracção de

petróleo destinada a arcar com os gastos do processo e os investimentos de produção,

incluíndo instalações em poder de Estado, denomina-se Cost Oil, ou Custo em óleo58.

Nos custos recuperáveis geralmente alguns estão excluídos, como59:

Bônus de assinatura, se existir, e, às vezes, de produção também.

Impostos de Renda (em alguns países)

Aluguéis e contribuições (conteúdo local – treinamento de mão de obra, construção de

estradas, etc.)

Outros custos não previstos nos procedimentos contáveis.

Os custos não recuperados podem ser “carregados” para o próximo periódo fiscal. Em

alguns casos, os custos não recuperados são acrescidos de juros para preservar o valor no

tempo do investimento realizado pelo grupo impreiteiro60.

56 Ibidem

57 Ibidem

58 Ibidem

59 Ibidem

60 Idem, Pag.22

28

A parcela de Custo em Óleo que não for utilizada para efectiva recuperação de custos

converte-se automaticamente em Profit Oil, ou Óleo Lucro. Os royalties são deduzidos do

óleo produzido antes do ressarcimento de custos61.

O Óleo Lucro, portanto, é o petróleo que resta após a retirada do limite máximo da

produção para Custo em Óleo e, também, depois de serem pagos todos os tributos incidentes.

Ele é partilhado entre o governo e o contratado – por isso o nome do regime contratual. Tal

partilha pode ser realizada por divisão simples por percentagem ou através de percentuais

correlacionados com o nível de produção, rentabilidade, Taxa Interna de Retorno e/ou

cotação do petróleo no mercado internacional. Vale ressaltar que o contrato ainda paga

Imposto de Renda referente à sua parcela de Óleo Lucro62.

Existe a possibilidade de pagamento de bônus de assinatura do Contrato de partilha,

porém não é o mais comum. Em geral, o vencedor da licitação é aquele que confere o maior

quinhão do Óleo Lucro ao Estado, diferentemente do Regime de Concessões, onde os leilões

são pautados em valor de bônus de assinatura (principalmente), PEM e CL63.

O prazo vária para o periódo de Exploração e Produção. A maioria dos Contratos de

Partilha requer do grupo empreiteiro a performance de um Programa de Trabalho Mínimo

durante cada fase de exploração e, muitas vezes também, um gasto mínimo. O governo

geralmente solicita uma garantia bancária ou carta de crédito no valor do Programa de

Trabalho Mínimo para cada fase, onde quantias parciais são deduzidas da garantia bancária

conforme o trabalho for sendo realizado, sendo solicitada uma nova garantia à medida que se

entra em uma nova fase contratual64.

Ao final de cada fase do periódo exploratório uma parte da área contratual precisa ser

devolvida ao governo. Na fase de desenvolvimento é necessária uma descoberta comercial,

onde a companhia geralmente tem prazo de 20 a 30 anos a partir da data de declaração de

comercialidade. O direito de obter a aprovação governamental é de fundamental importância

para o contrato. Alguns contratos de partilha prevêm a aprovação tácita após certo periódo

sem resposta formal ou se cumpridos alguns requisitos. A cessão dos contratos também exige

61 Ibidem

62 Ibidem

63 Ibidem

64 Ibidem

29

a aprovação do governo ou da Empresa Estatal de Petróleo. Uma licença de produção pode

ser necessária65.

O grupo empreiteiro poderá conduzir sob sua estrita conta e risco operações de

exploração com as quais o governo não concorde, não tendo direito de recuparação dos

mesmos e não cabendo divisão do lucro sobre esta operação, excepto em caso de acordos

previstos entre o governo e a companhia66.

3.3. Argumentos a favor do Regime de Concessão

Primeiramente, pode-se apontar a simplicidade dos contratos do Regime de

Concessões como uma grande vantagem do mesmo sobre o sistema de partilha. Trata-se de

contratos mais precisos e de mais fácil entendimento para as partes envolvidas. Isso inclusive

torna a fiscalização no sistema de Concessões também menos trabalhosa. A avaliação do cost

oil e profit oil no regime de partilha, por sua vez, é bem mais intricada e dá maior margem a

fraudes67.

Além disso, o carácter progressivo das alíquotas de participação especial, ou seja, a

evolução de percentual que o Estado tem direito sobre os lucros das empresas com a

actividade no bloco conforme eles incrementam, permite a confluência dos objectivos de

ambas as partes visto que quanto maior a receita da companhia com a actividade mais o

governo se apropria da mesma68.

Outra vantagem do sistema de Concessões é que o Estado não assume qualquer risco

financeiro na exploração e produção de petróleo. Todos os custos do processo são contraídos

pela empresa concessionária sem direito a qualquer restituição, ainda que não haja êxito na

exploração ou o volume produzido seja incapaz de cobrir os gastos. Já os contratos de

partilha exigem do Estado muito mais informação de antemão a respeito do bloco a ser

explorado devido ao facto de nestes tipos de contratos, o governo, além de ser acionista do

projecto, incumbir-se de reembolsar os custos da empresa69.

65 Idem, Pag.23

66 Ibidem

67 Idem, Pag.33

68 Ibidem

69 Ibidem

30

Finalmente, considerando o âmbito da teória de leilões, já foi vista a vantagem da

Concessão no caso em que o esforço das empresas tem relevância na alocação dos

rendimentos futuros da actividade petrolífera. E, ainda que não seja, é possível reproduzir as

receitas esperadas no sistema de Partilha tornando a alíquota de Participação Especial o

critério de escolha de vencedor do leilão – ao invés de ser fixada previamente pelo governo

em contrato – diferentemente do sistema brasileiro de Concessões, onde o valor de Bônus de

Assinatura ofertado é o principal determinante deste vencedor. Ampliar a alíquota de P. E.

Pré-determinada seria uma forma alternativa de incrementar os ganhos do governo sem ter

necessidade de alterar o regime contratual70.

3.4. Argumentos a favor do Regime de Partilha

Uma primeira vantagem que pode ser apontada no Regime de Partilha é o facto de

incrementar o poder do Estado em exercer política comercial no sector do petróleo, como por

exemplo, definir o preço e o volume da commodity que será exportado ou retirado

internamente e refinado71.

Contudo, cabe o comentário de que o estado pode estabelecer barreiras à

comercialização, caso sinta necessidade. Ele tem direito de permitir ou desautorizar

exportações da commodity. Além disso, se o governo tem a intenção de assegurar um

fornecimento futuro de Petróleo, ou seja, à sua disposição reservas em um momento adverso

(como quando houver restrições a importação, por exemplo), basta adiar o leilão e isso é

independente do regime contratual.72

Outra vantagem a ser mencionada é a possibilidade que o sistema de partilha oferece

ao governo de fazer políticas de subsídios. Ele pode vender o óleo a um preço mais acessível

para parceiros comerciais, a exemplo da Venezuela, ou então para sectores os quais ele visa

impulsionar o crescimento (ou que necessitem desse apoio para sobreviver no mercado

internacional), como o sector petroquímico, subsidiando-os73.

70 Ibidem

71 Idem, Pag. 81

72 Ibidem

73 Ibidem

31

Entretanto, vale a ressalva de que isto também pode ser replicado no Regime de

Concessões. Basta que o governo dedique uma parcela de sua arrecadação para a instituição

que deseja apoiar. É um meio mais transparente – mais “accountable” – de apoio,

inclusive74.

4. O Modelo Moçambicano

4.1. Propriedade do Petróleo e do Gás

De acordo com o disposto no nº1 do artigo 98 da CRM, os recursos naturais

situados no solo e no subsolo, nas águas interiores, no mar territorial, na plataforma

continental e na zona económica exclusiva são propriedade do Estado.

O nº2 do dispositivo constitucional supracitado prevê que constituem domínio

público do Estado, a zona marítima, o espaço aéreo, o património arqueológico, as

zonas de protecção da Natureza, o potencial hidráulico, o potencial energético, as

estradas e linhas férreas, as jazidas minerais e os demais bens como tal classificados por

lei.

O nº3 da disposição constitucional em alusão refere que a lei regula o regime

jurídico dos bens do domínio público, bem como a sua gestão e conservação,

diferenciando os que integram o domínio público do Estado, o domínio público das

autarquias locais e o domínio público comunitário, com respeito pelos princípios da

imprescritibilidade e impenhorabilidade.

Apesar de a Constituição prever a aprovação de uma lei específica para regular o

regime jurídico dos bens do domínio público, a lei nunca foi aprovada, o que não só

configura uma lacuna legislativa, como consubstancia uma inconstitucionalidade por

omissão legislativa, pois a existência de uma lei reguladora do regime jurídico dos bens

do domínio público, decorre de uma previsão constitucional.

74 Ibidem

32

Nos termos do disposto no artigo 109 da CRM, a terra é propriedade do Estado ,

não deve ser vendida, ou por qualquer outra forma alienada, nem hipotecada ou

penhorada.

O artigo 18 da Lei nº21/2014, de 18 de Agosto, Lei dos Petróleos, estabelece que

os recursos petrolíferos situados no solo e no subsolo, nas águas interiores, no mar

territorial, na plataforma continental e na zona económica exclusiva, são propriedade do

Estado.

4.2. Titularidade do Petróleo e gás extraídos e das infra estruturas (artigo 18 da

resolução 25/2016 de 3 de Outubro todo o conteúdo)

De acordo com o disposto no artigo 18 da Resolução nº 25/2016, de 3 de Outubro:

18.1. O Estado e cada Concessionária serão comproprietários do Petróleo extraído, em partes

indivisíveis, até que cada qual assuma individualmente a titularidade e a entrega da sua

quota-parte do Petróleo Produzido no Ponto de Entrega.

18.2. As Concessionárias financiarão o custo de todas as Infra-estruturas e equipamento a

serern usados nas Operações Petrolíferas. Sujeito lei aplicável e a este artigo cada

Concessionária terá o direito de uso de tais Infra-estruturas e equipamento para Operações

Petrolíferas durante o termo deste CCPP e qualquer prorrogação do mesmo até O CCPP

caducar, ou for objecto de renúncia ou revogação, caso em que o título das referidas Infra-

estruturas e equipamento, por opção do Governo e sem compensação adicional, pode passar

para a titularidade do Estado.

18.3. As Concessionárias serão proprietárias das Infra-estruturas e dos necessários

equipamentos relacionados com as Operações Petrolíferas nos termos deste Contrato, salvo

se o Governo aprovar de outra forma. O disposto no artigo 18.2 com respeito à passagern do

título de propriedade para o Estado não se aplica às Infra-estruturas aprovadas pelo Governo

como pertencente a terceiros. No entanto, os direitos de acordo com contrato para usar tais

infra-estruturas devem passar para o Estado, se tal uso estiver relacionado com as Infra-

estruturas que se fossem da propriedade da Concessionária teriam passado para o Estado. As

33

Infra-estruturas moveis e equipamentos pertencentes a terceiros estrangeiros podem ser

livremente exportados da Republica de Moçambique de acordo com os termos do respectivo

contrato.

18.4. Terceiros podem, sujeito aos termos e condições estipulados na legislação aplicável e

neste CCPP, ter o direito de uso da capacidade livre disponível nas Infra-estruturas

equipamento conexo nos termos e condições a acordar entre as partes e aceitáveis para o

Governo. Os referidos termos e condições deverão incluir uma tarifa que represente o

pagamento às Concessionárias dos custos de investimentos adicionais necessários para

permitir tal uso por terceiros bem como custos operacionais e um elemento de lucro

reflectindo o risco incorrido pelo proprietário das Infra-estruturas e equipamento conexo.

A tarifa para o uso das Infra-estruturas por terceiros está sujeito a aprovação do Governo.

18.5. O uso das Infra-estruturas por terceiros somente terá lugar se tal uso não afectar

material e negativamente as Operações

Petrolíferas das Concessionárias e for viável do ponto de vista técnico, ambiental e de

segurança.

34

4.2.1. O Contrato de Concessão

Em conformidade com o disposto no artigo 28, da Lei n° 21/2014, de 18 de Agosto,

Lei do Petroleo, a realização de operações petrolíferas está sujeita à prévia celebração de um

contrato de concessão, que atribuem direitos de:

a) reconhecimento;

b) pesquisa e produção;

c) construção e operação de sistemas de oleoduto ou gasoduto;

d) construção e operação de infra-estruturas.

De acordo com o disposto no artigo 21 da Lei nº 21/2014, de 18 de Agosto, o Governo

deve realizar concurso Público para as actividades de pesquisa, produção e exploração do

petróleo e gás.

De acordo com o plasmado no artigo 5 do Decreto nº 34/2015, de 31 de Dezembro os

contratos de concessão para a realização de operações petrolíferas, resultam de concurso

público cujos procedimentos devem ser publicados quer nos jornais de maior circulação no

país quer electronicamente no portal do Governo.

Os procedimentos do concurso para a outorga de contratos de concessão devem incluír

no mínimo75:

a) os termos e condições sob concurso e negociáveis;

b) os prazos mínimos para submissão dos pedidos, que não devem ser inferiores a 3 meses no

caso do contrato de concessão de reconhecimento e 6 meses para os restantes contratos de

concessão;

c) o contrato de concessão modelo.

Os contratos de concessão para a realização das operações petrolíferas podem ainda

resultar de negociação simultânea ou directa, em relação à76:

75 Nº2, do artigo5, do Decreto nº 34/2015, de 31 de Dezembro

76 Artigo 22 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro

35

a) áreas já declaradas disponíveis em resultado de concurso público anterior e que não tenham

sido concessionadas.

b)áreas declaradas disponíveis como resultado de término, renúncia, revogação e abandono

c)Necessidade de junção de área adjacente a uma área do contrato de concessão quando se

justificar por razoes de ordem técnica e económica.

d) contrato de concessão de infra-estrutura e de sistemas de oleoduto e gasoduto, não cobertos

por um plano de desenvolvimento de pesquisa e produção aprovado.

De acordo com o disposto no artigo 6 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro, salvo

acordo em contrário, os dados adquiridos ao abrigo do contrato de concessão de

reconhecimento devem ser mantidos confidenciais durante o período de vigência do

respectivo contrato de concessão, a contar da sua data efectiva.

Os dados de reconhecimento adquiridos numa área do contrato de concessão de

pesquisa e produção devem ser tratados como quaisquer outros relacionados com a mesma

área.

Os dados adquiridos no âmbito do contrato de concessão de pesquisa e produção

devem ser mantidos confidenciais por um período de 5 anos a contar da data da sua aquisição

ou até que tenha havido renúncia á área do contrato de concessão ou os direitos sobre a área

sejam revogados ou ainda o contrato de concessão termine.

A confidencialidade referida, não se aplica: a) ao uso de tal informação entre o

Ministro que superintende a área dos petróleos e outra entidade estatal, ou entre as entidades

estatais quando em comunicação, no cumprimento das suas obrigações impostas pelas Leis da

República de Moçambique; b) se estiver em conexão com qualquer procedimento judicial ou

de arbitragem; c) se estiver em conexão com a determinação das obrigações e

responsabilidades da concessionária a respeito de pagamentos devidos ao Estado.

Não se considera divulgação de dados confidenciais sempre que se possa provar que

os dados divulgados já eram de domínio público. Porém, o Governo pode fazer declarações

genéricas sobre as operações petrolíferas objeto do contrato de concessão e as probabilidades

de descoberta de petróleo.

Quando, a pedido da concessionária um sub período de pesquisa seja prorrogado, no

final de qualquer fase do período de pesquisa indicado no contrato de concessão de pesquisa e

36

produção, este deve renunciar parcialmente os seus direitos na área do contrato de concessão

nos seguintes termos77:

a) no ínicio do segundo sub-período de pesquisa, nos termos do contrato de concessão,

relativamente a uma parte da área do contrato de concessão, de forma que a área retida com

exclusão da já compreendida numa área de desenvolvimento e produção ou numa área de

descoberta, não exceda 50% da área inicialmente concessionada.

b) no final do período de pesquisa, conforme definido no contrato de concessão relativamente

a parte remanescente concessionada da área do contrato de concessão, excepto as áreas do

desenvolvimnto e produção ou qualquer área relativamente a qual o período de pesquisa tenha

sido prorrogado nos termos do artigo anterior e do contrato de concessão.

Para efeitos do presente artigo, a área de descoberta não inclui nenhuma área relacionada com

uma descoberta, relativamente a qual78:

a) quando a concessionária tenha notificado o Ministro que superintende a área dos petróleos

de que a descoberta não é considerada como sendo de pontencial interesse comercial, ou não é

comercial, ou tenha deixada de ser considerada como comercial.

b) uma área de desenvolvimento de produção que tenha sido previamente delimitada.

Considera-se que a concessionária renunciou a todos os direitos sobre a área de descoberta

caso não tenha submetido declaração de comercialidade até ao final do período de

prorrogação concedido.

Qualquer área renunciada deve ser contígua e delimitada por meridianos e paralelos

expressos em minutos.

Os contratos de concessão extinguem-se pelas seguintes causas79:

a) termo do contrato de concessão

b) renúncia de direitos ao abrigo de contrato de concessão; e

77 Artigo 77 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro

78 Artigo do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro

79 Artigo 22 do Decreto nº34/2015, de 31 de Dezembro

37

c) revogação

O artigo 23 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro estabelce que a concessionária

até três meses antes do termo do respectivo contrato de concessão, através do requerimento

dirigido ao Ministro que superintende a área dos petróleos, pode renunciar os direitos sobre a

área do contrato de concessão, desde que tenha cumprido as obrigações de trabalho e de

despesas mínimas previstas, salvo, tratando-se de uma área de desenvolvimento e produção.

A pós o início da produção comercial, a concessionária pode renunciar aos direitos

sobre a área de desenvolvimento e produção mediante requerimento dirigido ao Ministro que

superintende a área dos petróleos com, pelo menos, um ano de antecedência.

O artigo 24 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro prevê que a intenção de revogação

do contrato de concessão será precedida de aviso prévio, de noventa dias de antecedência,

com detalhes do alegado incumprimento, e deve ser comunicada a concessionária com aviso

de recepção.

A concessionária deve, no prazo de trinta dias a contar da data de recepção da notificação

acima prevista, corrigir qualquer situação de incumprimento em que se encontre.

A comunicação da revogação de contrato de concessão tem como base fundamento

legal, incluindo80:

a) informação falsa ou incorrecta, apresentada de forma deliberada ou negligente,

relacionada com qualquer pedido de contrato de concessão, autorização ou aprovação de

plano que tenha sido determinante na atribuição do direito do direito de realizar operações

petrolíferas:

i)desvio do objeto do contrato de concessão

ii) falência da concessionaria

iii) violação ou incumprimento grave ou reiterado, da lei ou dos termos e condições do

contrato de concessão.

iv) incumprimento pela concessionaria de qualquer decisão judicial administrativa, ou arbitral

ou de perito independente.

80 Nº3 do artigo 24 do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro

38

v) no caso de uma única concessionaria e estiver sujeito à sentença de liquidação proferida

pela competente jurisdição excepto se a liquidação tiver por objeto a fusão ou reorganização,

devidamente notificada o Governo ou se a maioria das respectivas acções forem adquiridas

por terceiros excepto pela afiliada, sem aprovação do Governo

vi) abandono da área da concessão por um período superior a trezentos e sessenta e cinco dias

e,

vii) outras causas a estabelecer nos contratos de concessão.

O Governo pode notificar a concessionária, que se encontre em incumprimento, para

que ceda o seu interesse participativo no contrato de concessão ao Governo ou a outras

concessionárias titulares de interesses participativos no contrato de concessão.

Sempre que uma concessionária for notificada com um aviso de cessão, este deve

imediatamente, de forma incondicional, sem pagamento e livre de qualquer ônus atribuir a sua

parte indivisa no respectivo contrato de concessão as demais concessionarias na proporção da

sua participação indivisa na qual as concessionárias receptoras detêm participação no contrato

de concessão. Cada uma das concessionárias destinatárias é obrigada a aceitar a acessão. A

concessionária destinatária não é responsável por qualquer obrigação vencida da

concessionária cedente antes da cessão.

O Ministro que superintende a área dos petróleos pode revogar o contrato de

concessão de forma imediata se a concessionária no prazo de noventa dias a partir da recepção

da notificação de aviso da violação da lei ou dos termos e condições do contrato de

concessão81:

a) não tiver remediado ou removido a violação, tal como especificado na notificação de aviso

da revogação;

b) não tiver pago a indemnização exigida pelo Governo conforme especificado na notificação

c) não tenha iniciado processo judicial ou arbitral nos termos do paragrafo 8º do presente

subtítulo.

No caso de um litígio ser submetido a um tribunal ou a um tribunal arbitral, o contrato

de concessão não pode ser revogado enquanto mesmo não for resolvido por uma sentença

81 Nº6 do artigo 24, do Decreto 34/2015, de 31 de Dezembro

39

final e não susceptível de recurso e nesse evento caso a penas se o fundamento da rescisão for

consistente com a decisão final ou sentença proferida.

Há lugar ao abandono quando a concessionária deixe de exercer, por um período

mínimo de três meses e, sem motivos justificados, as operações petrolíferas na área de

contrato de concessão.

Nos casos de término do contrato de concessão pelos motivos previstos no artigo 22

do Decreto 34/2015, 31 de Dezembro, os direitos sobre a área e os bens integrados na mesma

revertem gratuitamente a favor do Estado, salvo disposição contratual em contrário.

Nos casos de término, renúncia de direitos e revogação do contrato de concessão, a

concessionária deve, no prazo de noventa dias após a data dessa renúncia, ou revogação,

relativamente à totalidade da área do contrato de concessão:

a) obturar ou fechar, de forma consistente com as boas práticas da indústria de petróleo, de

todos os poços, salvo aprovação ou acordo em contrário do Instituto Nacional de petróleo.

b) tomar todas as medidas necessárias de acordo com as boas práticas da indústria de

petróleo, no sentido de prevenir acidentes para a vida humana ou bens de terceiros, ou

para o ambiente, resultante das condições da área do contrato de concessão ou consoante o

caso de qualquer parte da mesma, causados por operações petrolíferas, sendo condições

que foram ou deveriam ser, com razoável diligencia evidentes à data de renuncia ou outra

forma de cessação.

A concessionária deve remeter ao Instituto Nacional de Petróleo todos os documentos

e amostras, relativos ao contrato de concessão objeto de extinção ou término ou da renúncia

parcial de áreas de contrato de concessão.

Nos casos de renúncia de área término de um contrato de concessão, de pesquisa e

produção, o Ministro que superintende a área dos petróleos declarará a área como

disponível para efeitos de atribuição de direitos para a realização de operações

petrolíferas.

4.3.1. Contrato de concessão de reconhecimento

40

O contrato de concessão de reconhecimento concede o direito não exclusivo de realizar

trabalhos preliminares de pesquisa e avaliação na área do contrato de concessão, através de

levantamentos aéreos, terrestres e outros, incluindo estudos geofísicos, geoquímicos,

paleontológicos, geológicos e topográficos, nos termos do disposto no nº1 do artigo 29 da Lei

dos Petróleos.

O contrato de concessão de reconhecimento é celebrado por um período máximo de dois

anos, não renovável, e permite a realização de perfurações até a profundidade de cem metros

abaixo da superfície terrestre ou do fundo do mar, conforme o estabelecido no nº2 do artigo 29

da Lei dos Petróleos.

4.3.2. Contrato de concessão de pesquisa e produção

O contrato de concessão de pesquisa e produção concede o direito exclusivo para

conduzir operações petrolíferas, bem como o direito não exclusivo de construir e operar infra-

estruturas de produção e transporte de petróleo, a partir de uma área de contrato de concessão,

salvo se houver disponibilidade de acesso a um sistema de oleoduto ou gasoduto ou outras infra-

estruturas já existentes sob termos e condições comerciais aceitáveis, de acordo com o disposto

no nº1 do artigo 30 da Lei dos Petróleos.

O nº2 do artigo 30 da Lei dos Petróleos estabelece que os acordos celebrados entre

pessoas jurídicas com vista à submissão de pedido de direitos ou para a condução de operações

petrolíferas, estão sujeitos à aprovação do Governo.

O nº3 do artigo 30 da Lei dos Petróleos dispõe que o direito exclusivo de pesquisa de

petróleo, ao abrigo de um contrato de concessão de pesquisa e produção, não excede oito anos e

deve ser sujeito às disposições sobre o abandono de áreas.

O nº4 do artigo 30 da Lei dos Petróleos preconiza que no caso de uma descoberta, o

titular do direito de pesquisa e produção pode manter o direito exclusivo de completar o trabalho

iniciado dentro de uma área especificada, em relação ao período de pesquisa, para o

cumprimento das obrigações de trabalho e avaliação ou determinação do valor comercial e para

permitir o desenvolvimento e produção de petróleo.

O titular do direito de pesquisa e produção pode manter, em conformidade com o plano

de desenvolvimento aprovado pelo Governo, o direito exclusivo de desenvolver e produzir

petróleo e gás na área de desenvolvimento, sujeito à renovação por períodos iguais ou inferiores,

41

conforme seja mais vantajoso para o interesse nacional, nos termosnº5 do artigo 30 da Lei dos

Petróleos

4.3.3. Contrato de concessão de sistema de oleoduto ou gasoduto

O contrato de concessão de sistema de oleoduto ou gasoduto concede o direito de

construir e operar sistemas de oleodutos ou gasodutos para efeitos de transporte de petróleo bruto

ou gás natural, nos casos em que estas operações não estejam cobertas por um contrato de

concessão de pesquisa e produção, conforme preconiza o nº1 do artigo 31 da Lei dos Petróleos

O contrato de concessão de sistema de oleoduto ou gasoduto é acompanhado do

respectivo plano de desenvolvimento de oleoduto ou gasoduto, o qual é parte integrante, nos

termos do disposto no nº2 do artigo 31 da Lei dos Petróleos

4.3.4. Contrato de concessão de infra-estruturas

O contrato de concessão para construção e operação de infra-estruturas concede o direito

de construir e operar infra-estruturas para produção de petróleo, tais como de processamento e

conversão, que não estejam cobertas por um plano de desenvolvimento de pesquisa e produção

aprovados, de acordo com o disposto no artigo 32 da Lei dos Petróleos.

Nos termos do disposto no nº1, do artigo 45 da Lei de Petroleos, é garantida a

segurança e proteção jurídica da propriedade sobre os bens e direitos incluindo os direitos de

propriedade industrial compreendidos no âmbito dos investimentos autorizados e realizados

na actividade petrolífera.

A expropriação só pode ter lugar, excepcionalmente e com fundamentação, por causa

do interesse público e está sujeita ao pagamento de uma indemnização justa, conforme

preconiza o nº2, do artigo 45 da Lei de Petroleos

O no nº3, do artigo 45, da Lei de Pet alroleosestabelece que a determinação do valor

da indeminização prevista no número 2 é efectuada no prazo de 90 dias, por mútuo acordo,

por uma comissão de idoneidade e competência reconhecidas.

42

O pagamento da indemnização referida nos números anteriores é efectuado no prazo

de 190 dias, ou outro prazo acordado, contados a partir da data da tomada de decisão ou da

apresentação do relatório, nos termos do disposto no nº4, do artigo 45 da Lei de Petroleos.

O tempo de apreciação para efeitos de tomada de decisão sobre a avaliação efectuada e

apresentada ao órgão competente do Estado não deve exceder 90 dias, contados da data de

recepção do processo de avaliação, nos termos do no nº5, do artigo 45 da Lei dos Petróleos.

Os recursos petrolíferos devem ser usados, sempre que necessário, como matéria-

prima para a indústria transformadora, conforme estabelece o nº1 do artigo 49 da Lei dos

Petróleos.

O Estado pode requisitar o produto petrolífero a preços negociáveis para seu uso na

indústria local, sempre que os interesses comerciais do país o exijam, nos termos do disposto

no nº2 do artigo 49 da Lei dos Petróleos.

Nos termos do disposto no nº3 do artigo 49 da Lei dos Petroleos, a actividade de

transformação industrial de matérias-primas provenientes da exploração petrolífera é regulada

por legislação específica.

4.4. Direitos das Concessionárias

São conferidos as concessionarias os seguintes direitos, sujeitos a legislação aplicável, de

acordo com o disposto no programa de trabalho respectivos aplicável e com o consentimento

de, e sujeito a tais termos e condições acordados, com qualquer pessoa que tenha direito de82:

a) Fazer furos artesianos e represar aguas de suficiência, bem como estabelecer sistemas

para o fornecimento de aguas para as operações petrolíferas e para o consumo do seu

pessoal e subcontratados.

b) Extrair, dispor e utilizar minerais nas operações petrolíferas na república de

Moçambique matérias tais como cascalho, areia, cal, gesso, pedra e barro.

c)Erguer, instalar, manter, e operar motores, maquinaria, oleoduto/gasoduto, condutas,

umbilicais, tanques de armazenagem, estacões de compressão, estacões de

bombeamento, casas, edifícios e todas as outras construções, instalações, obras,

82 Artigo 23 da Resoluçao nº25/2016 de 3 de Outubro

43

plataformas, outras instalações e equipamentos conexos que sejam necessários a

prossecução das suas operações petrolíferas;

a) Erguer, instalar, manter e operar todos os sistemas e infra-estruturas de comunicações

e transportes, mais não devera fazer, salvo para finalidades temporárias, sem as plantas

as localizações tais sítios sejam submetidos e aprovados pelo governo segundo

condições razoável de instalação e funcionamento desses sistemas e infra-estruturas e

qual parte da área do contrato de concessão;

b) Erguer, manter e operar portos e terminais para o uso exclusivo nas operações

petrolíferas, em conjunto com os necessários meios de comunicação e transportes

entre essas infra-estruturas e qualquer parte da área de contrato de concessão

c) No que respeita a terras localizadas fora da área do contrato de concessão, ter direito

de passagem em terras que não esteja ocupadas com uso e aproveitamento por

qualquer pessoa e, nos casos de terras em ocupação com uso e aproveitamento do

estado ou por qualquer empresa publica, departamento ou organismo do estado, ter

direito de passagem nos termos e condições razoáveis que o governo e a

concessionaria vinha a acordar,

d) No que respeita a terras localizadas foras da área de contrato de concessão, ter, de uma

outra forma de que atrás não referida o uso da terra necessariamente exigida para

realização de operações petrolíferas com acordo da pessoa que detenha direito

afectado, incluindo o legitimo ocupante da terra ou, no caso de terras não ocupadas ou

ocupadas pelo governo ou qualquer empresa publica departamento ou organismo do

estado nos termos e condições razoáveis que o governo venha definir.

Se o uso dos direitos pelas, concessionárias supra referidos, for de natureza temporária

não excedendo 1 (um) ano, governo autoriza esse uso temporário mediante deposito por parte

das concessionária junto do governo de uma quantia de a titulo de indemnização a esse

legitimo ocupante pela perda de uso e pelos danos aos interesse de terra. Se a ocupação do uso

pretendia for superior a 1 (um) ano, o governo autorizará o uso de terras em questão pelas

concessionárias mediante depósito por parte desta junto do governo de uma quantia a título de

indemnização, tornando as necessárias providências no sentido de conceder as

concessionárias o direito de usufruir desse direito ao abrigo da lei na altura em vigor como se

as operações petrolíferas fossem em todos aspectos uma obra de utilidade púbica.

44

Caso o governo exerça qualquer direito que possa ter ao abrigo da legislação

moçambicana de, por razões imperativas ligadas ao interesse nacional, adquirir petróleo

pertencente as concessionárias o governo devera83:

a) Notificar por escrito com a antecedência mínima de quarenta e cinco (45) dias do

exercício desse direito e das quantidades que pretende adquirir, devendo as

concessionárias fornecer as qualidades objecto dessa notificação a partir do

petróleo a que as concessionárias têm como direito nos termos do CCPP, no Ponto

de Entrega ou noutro que possa ser acordado ou ainda noutro ponto dentro da

jurisdição moçambicana designado pelo governo. Os custos adicionais incorridos

pelas concessionárias por forma a entregar petróleo num outro ponto que não seja

o Ponto de Entrega, com instalacoes ou equipamentos novos, para serem usadas

em tal entrega,será pago pelo governo.

b) Pagará às concessionárias a totalidade do valor de mercado do petróleo assim

adquirido, valor esse determinado de acordo com artigo 10. O pagamento do

petróleo assim adquirido em qualquer mês civil será efectuado em dólares dos

Estados Unidos da América no prazo de 30 (trinta) dias a contar do final desse mês

civil. A concessionária pode receber, transferir para, e manter o no estrangeiro e

dispor livremente da totalidade ou parque dos montantes dessa forma pagos.

4.5. Partilha de produção

As disposições relativas à recuperação de custos e ao direito a lucro constantes do

artigo anterior são aplicáveis ao petróleo de modo a que o Estado e a concessionária tenham

direito, em quotas participativas indivisas, ao petróleo disponível para venda pela

concessionária em período determinado. Salvo se o Governo determinar de outro modo no

contrato de concessão, a venda desse petróleo deve ser efectuada numa base conjunta com a

concessionária e esta detém esses direitos em proporções indivisas iguais às proporções de

petróleo disponível a que cada parte tinha direito durante esse período e tais determinações do

Governo não devem afectar os volumes de petróleo sujeitos a contrato.

83 Artigo 23 da Resoluçao nº25/2016 de 3 de Outubro

45

Em conformidade, as receitas da venda de petróleo, efectuada numa base conjunta em

qualquer período determinado, são divididas entre o Estado e a concessionária,

independentemente do número de parceiros na joint-venture nas proporções do seu direito

indiviso ao petróleo vendido. O petróleo-lucro deve ser partilhado entre o Estado e a

concessionária de acordo com uma escala variável em função do valor do Factor R, em que:

a) Factor R = (Entradas em Caixa Acumuladas) n

(Despesas de Investimento Acumuladas) n

b) Entradas em Caixa Acumuladas n=

Entradas em Caixa Acumuladas (n-1)

+ Quota-parte de Petróleo-Lucro da Concessionária n

+ Petróleo de Custo da Concessionária n

- Custos Operacionais n

c) Despesas de investimento acumuladas n =

Despesas de investimento acumuladas (n-1)

+ Custos de pesquisa n

+ Despesas de investimento em desenvolvimento e produção n

Onde:

n é o ano actual; e (n-1) é o ano anterior;

Petróleo de custo da Concessionária é o montante de custos recuperáveis

efectivamente recuperado;

Para efeitos de cálculo do Factor R, o primeiro ano (n=1) deve ser o ano em que

ocorrer a data efectiva e quaisquer despesas de investimento antes da data efectiva não são

consideradas, para efeitos de cálculo do Factor R, como tendo sido incorridas durante o ano

da data efectiva.

46

O Factor R deve ser calculado no último dia de cada ano civil e o rácio aplicável

determina a partilha do petróleo-lucro durante todo o ano civil seguinte.

O petróleo-lucro deve ser partilhado com base na seguinte escala:

Factor R Quota-

parte do

Governo

Quota-parte

da

Concessionária

Inferior a 1 15% 85%

Igual ou superior a 1 e inferior a 1.5 25% 75%

Igual ou superior a 1.5 e inferior a 2 35% 65%

Igual ou superior a 2 e inferior a 2.5 50% 50%

Igual ou superior a 2.5 60% 40%

Para efeitos de cálculo do Factor R, o petróleo disponível e o petróleo de custo devem

ser calculados tendo em conta toda a área do contrato de concessão.

4.6. Titularidade do Petróleo e Gás extaídos e das Infra-estruturas

De acordo com o disposto no artigo da Resolução nº 25/2016, de 3 de Outubro:

18.1. O Estado e cada Concessionária serão comproprietários do Petróleo extraído, em partes

indivisíveis, até que cada qual assuma individualmente a titularidade e a entrega da sua quota-

parte do Petróleo Produzido no Ponto de Entrega.

18.2. As Concessionárias financiarão o custo de todas as Infra-estruturas e equipamento a

serern usados nas Operações Petrolíferas. Sujeito lei aplicável e a este artigo cada

Concessionária terá o direito de uso de tais Infra-estruturas e equipamento para Operações

Petrolíferas durante o termo deste CCPP e qualquer prorrogação do mesmo até O CCPP

caducar, ou for objecto de renúncia ou revogação, caso em que o título das referidas Infra-

estruturas e equipamento, por opção do Governo e sem compensação adicional, pode passar

para a titularidade do Estado.

47

18.3. As Concessionárias serão proprietárias das Infra-estruturas e dos necessários

equipamentos relacionados com as Operações Petrolíferas nos termos deste Contrato, salvo se

o Governo aprovar de outra forma. O disposto no artigo 18.2 com respeito à passagern do

título de propriedade para o Estado não se aplica às Infra-estruturas aprovadas pelo Governo

como pertencente a terceiros. No entanto, os direitos de acordo com contrato para usar tais

infra-estruturas devem passar para o Estado, se tal uso estiver relacionado com as Infra-

estruturas que se fossem da propriedade da Concessionária teriam passado para o Estado. As

Infra-estruturas moveis e equipamentos pertencentes a terceiros estrangeiros podem ser

livremente exportados da Republica de Moçambique de acordo com os termos do respectivo

contrato.

18.4. Terceiros podem, sujeito aos termos e condições estipulados na legislação aplicável e

neste CCPP, ter o direito de uso da capacidade livre disponível nas Infra-estruturas

equipamento conexo nos termos e condições a acordar entre as partes e aceitáveis para o

Governo. Os referidos termos e condições deverão incluir uma tarifa que represente o

pagamento às Concessionárias dos custos de investimentos adicionais necessários para

permitir tal uso por terceiros bem como custos operacionais e um elemento de lucro

reflectindo o risco incorrido pelo proprietário das Infra-estruturas e equipamento conexo.

A tarifa para o uso das Infra-estruturas por terceiros está sujeito a aprovação do Governo.

18.5. O uso das Infra-estruturas por terceiros somente terá lugar se tal uso não afectar material

e negativamente as Operações

Petrolíferas das Concessionárias e for viável do ponto de vista técnico, ambiental e de

segurança.

48

Conclusão

Os contratos no domínio dos petróleos e do gás têm uma natureza específica

decorrente das especificidades do negócio da exploração do petróleo e do gás e que tem um

caracter internacional e envolve um avultado investimento e um elevado nível de risco.

A adopção do regime contratual determina o regime fiscal e os ganhos que o país pode

ter da exploração do petróo e do gás.

Devido a incapacidade fianceira do Estado Moçambicano em comparticipar no

investimento para a exploração e produção do petróleo, o modelo contratual adoptado ee o de

concessão.

Nos contratos de concessão, as receitas resultam essencialmente das royalities e

impostos, o que no caso moçambicano, configura um aspecto crítico, pois o Estado

Moçambicano não dispõe de um sistema fiscal e de controlo da receita eficaz, pelo que há

uma maior possibilidade de as companhias petrolíferas evadirem os pagamentos, pois a

determinação do valor a pagar depende em grande medida das declarações das próprias

companhias.

O modelo de concessão, tem ainda, entre outras as seguintes implicações: amplas

áreas de concessão, longa duração do contrato, direitos exclusivos sobre as operações

petrolíferas, níveis elevados de isenção dos impostos e taxas aduaneiras, pagamento de um

reduzido valor de royalty, função unilateral de preço do petróleo extraído sem participação do

Governo moçambicano, o que não permite uma repartição equitativa dos benefícios

resultantes da exploração petrolífera.

A exploração das áreas concessionárias pelo Estado moçambicano é regulada através

de contratos de partilha da produção, celebrados entre o Estado e o Consórcio.

Nos termos do disposto no artigo 24 da Lei de Petróleos, qualquer investidor com

interesse na exploração dos recursos petrolíferos deve entrar em parceria com a ENH,

entidade nacional responsável pela pesquisa, prospecção, produção e comercialização

petrolíferas e representante do Estado nas Operações Petrolíferas num contexto em que nos

termos do disposto no artigo 98 da CRM e artigo 18 da Lei dos Petróleos, os recursos

petrolíferos são propriedade do Estado. Quanto a titularidade, o artigo 111 do Decreto nº

49

33/2015, de 31 de Dezembro, o Estado e a concessionária assumem individualmente a

titularidade e a entrega da sua quota-parte do petróleo no ponto de entrega. Portanto o

Governo e a Concessionária partilham o “Petróleo Lucro”.

Esta previsão estaa também estatuída no artigo 18 da Resoluçao nº25/2016 de 3 de

Outubro, que estatui que o Estado e cada Concessionaria serão Co-proprietários do Petróleo

extraído, em partes indivisíveis, ate que cada qual assuma individualmente a titularidade e a

entrega da sua quota-parte do petróleo produzido no ponto de entrega.

50

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