Fatores do domínio organizacional

Nesta secção iremos considerar os fatores de atratividade relacionados com a organização do negócio nos principais países produtores de petróleo da região, uma abordagem de base empírica, que enfocaremos a partir de três critérios (a abertura ao investimento externo, as principais características dos regimes contratuais e fiscais vigentes, a organização do negócio e estrutura empresarial prevalecentes); ainda que integrando este âmbito, consideraremos, em separado, em função das especificidades envolvidas, as exigências que são colocadas, no plano ambiental, ao upstream da indústria dos hidrocarbonetos. Trata-se de uma análise fragmentária, tanto no que respeita ao espaço geográfico como temático, que tem por base um conjunto de leituras centradas no enquadramento da indústria na região, e cujas principais fontes de inspiração foram P. Copinski et al., e R. Soares de Oliveira, recorrendo este a um plano mais alargado de análise, ainda que não deixe de identificar a maior parte das coordenadas em referência (vide, P. Copinski et al., 2005, e R. S. O., 2007, em especial, pp. 203-242, i. e’., parte do capítulo 5, Oportunidades e Incertezas na Fronteira Petrolífera e, noutro registo, Fraser Institute, 2010).

Começando por considerar a abertura ao investimento externo, é de recordar que se trata de um quesito de extrema importância, que começaremos a ilustrar através da classificação elaborada por H. Lund, que identifica distintos níveis de dificuldade que as

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autoridades dos diversos países detentores de reservas de hidrocarbonetos, colocam no acesso por parte de terceiros. De acordo com este autor, no golfo da Guiné, em 2010 preponderavam situações que envolviam um grau de dificuldade intermédio, englobando seis países (Camarões, Gabão, Guiné Equatorial, República do Congo, R.D.C., e Angola), sendo de excetuar a Nigéria e a Costa do Marfim (de acesso livre nesta classificação), enquanto ao Gana e ao Benim correspondiam casos de acesso difícil, (cf. Statoil Strategy

Update, February 2010, figura da p. 5).

Cotejando a aplicação daquele critério cujos fundamentos não são explicitados, com o que se passa nas restantes geografias produtivas, verifica-se que a situação vigente no golfo da Guine, é muito mais favorável do que a existente aos grandes países detentores de reservas, ainda que não tenha paralelo com as práticas que, neste domínio, prevalecem nos países da OCDE, onde imperam as zonas de acesso livre mas que são parcos nestes recursos. Aliás, uma via indireta que permite apreender a evolução recente da referida abertura, passa pela disponibilização, à escala global, de novas áreas destinadas às atividades de pesquisa/produção, domínio em que D. Johnston, assinala que, nos últimos vinte e cinco anos, se registariam melhorias, designadamente, em África e nos países resultantes do desmembramento da União Soviética (vide, 2008, pp. 40-41 sendo, a propósito, de notar a alusão a um indicador específico daqui derivado, que é tomado como uma commodity).

No que respeita à abertura ao investimento, será de acrescentar que a Nigéria corresponde, também, a um caso peculiar, dado ser um dos países fundadores da OPEP, importando acrescentar que, em data bem mais recente, em 2007, Angola seguiu idêntica opção. Com efeito, as orientações gerais daquele cartel, onde relevarão os objetivos do controlo da oferta e da salvaguarda das cotações da matéria-prima, parecem não ter obstado à expansão razoavelmente continuada das reservas provadas no país de expressão anglófona, sustentáculo, em última análise, do crescimento, até data recente, da respetiva produção (vide secção 2.2.1. deste documento, sendo de acrescentar que este O. J. Owne, procura fundamentar esta especificidade através de uma síntese explicativa reportada na articulação entre esferas plurinacional e nacional, vide, 2012, em especial, p. 63).

O indicador de maior escopo, neste domínio, é o investimento direto externo (IDE ou FDI, no acrónimo inglês), importando referir que as estatísticas divulgadas publicamente pelas principais fontes internacionais não divulgam os valores a nível do

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destes fluxos (a propósito deste indicador, vide a respetiva definição e as distintas formas em presença, in OECD, 2008, pp. 17-18). Com efeito, é este o procedimento seguido pelas publicações da UNCTAD, sejam as sucessivas edições anuais do World Investment Report ou trabalhos referidos a subtemáticas específicas (ex., Foreign Direct Investment

in LCDs: Lessons Learned from the Decade 2001-2010, 2011), procedimento que é replicado, nomeadamente, pelas publicações do Banco Mundial e do FMI. É possível concluir que o IDE aplicado no sector petrolífero, à escala global, tem sido marcado por uma dinâmica considerável, sendo esta tendência particularmente visível no continente africano que, aliás, tem constituído um dos alvos preferenciais deste processo (vide, nomeadamente, Ernst & Young, 2011 (a), pp. 5-6), enquanto, a nível de um dado país, se poderá recorrer a processos indiretos para estabelecer estimativas dos valores aplicados.

Considerando a Nigéria, é de referir que, em 2008, o segundo recetor no quadro africano dispunha de um stock total, que ascendia a cerca de 83.1*109 _{USD, valor que} registou multiplicação pelo fator 2.5, face ao ano de 2000; se aceitarmos como válida a estimativa de que o sector das indústrias extrativas (incluindo a mineração, de importância subalterna) pesava cerca de 30%, concluímos que 19 mil milhões de dólares foram aplicados, ao longo dos anos referidos, no sector dos hidrocarbonetos (vide, respetivamente, UNCTAD, 2009, pp. 251-252, e A. B. Ayanwale, 2007, autor que estabeleceu aquele o coeficiente com base no período 1970-2001, pp. 11-12). Em Angola, o I. D. E. terá atingido em 2008 a cifra de 26.8*109 _{dólares, montante a que é necessário} subtrair a parcela, em principio, modesta correspondente aos sectores não petrolíferos, sendo de acrescentar que, desde o início do presente século, que este indicador mais que triplicou, o que traduz uma dinâmica superior ao registado, em igual período, no país de expressão anglófona (cálculos com base em UNCTAD, 2009).

Sendo as evoluções relativas facilmente explicáveis pelo passado histórico díspar da indústria nos dois países considerados, não deixa, no entanto, de ser relevante assinalar a redução massiva do stock global de IDE na Nigéria, variável que entre 2008 e 2010, registou perdas de cerca de 22.7 mil milhões de dólares, ou seja, da ordem dos 35%, em apenas dois anos, retração que, em Angola, teve reduzida expressão absoluta e que correspondeu a -7% em termos relativos (cálculos com base em WIR 2009 e 2011). Em síntese, apesar da informação referida não facultar uma medida direta da evolução e da situação atual do IDE no upstream da indústria petrolífera, nos países do golfo da Guiné, é inequívoco o reforço da exposição destes interesses nesta geografia produtiva, pese

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embora a retração subsequente à crise de 2008, mesmo tendo presente a atitude proactiva assumida pelos chineses (vide, em especial, secção 5.3. deste trabalho, a elaborar).

No que respeita aos regimes contratuais e fiscais, duas vertentes distintas mas, que englobaremos num único tópico, importa salientar que a afetação de direitos no

upstream da indústria dos hidrocarbonetos, matéria reportada ao primeiro domínio, assume, no geral, natureza muito sensível. Com efeito, estão em causa, na ótica do soberano (do detentor das jazidas), condições de incerteza e risco muito específicas, características daquela atividade e, em simultâneo, a prossecução de objetivos de política económica sendo, a este último propósito, de recordar o papel atribuído às rendas geradas por estas indústrias na promoção do crescimento económico (vide, ponto 2.3.2. deste documento).

Conquanto, no mundo real as formas de afetação dos direitos de pesquisa e produção surjam, muitas vozes, miscigenadas, no plano da sistematização teórica, é corrente a considerar a existência de duas categorias, os sistemas abertos (open-door

systems), e as rondas de licenciamento (licensing rounds). No caso dos sistemas abertos, o processo resulta da negociação direta entre as partes interessadas tendendo este a ser pouco transparente, dada a ausência de explicitação de critérios por parte do soberano; quanto `as rondas de licenciamento, comportam duas grandes variantes, os procedimentos administrativos, em que a atribuição de direitos se baseia num processo de adjudicação com critério definidos, e os sistemas de leilões, em que os direitos são atribuídos ao concorrente que apresentar a maior oferta (vide, S. Tordo et al., p. x)

Sendo importante a condução deste processo de afetação em moldes eficientes, o facto é que ele se insere num quadro em que estão envolvidos objetivos e constrangimentos de grande latitude (de natureza económica, social e política), que tornam complexa a adoção de soluções ótimas, acrescendo, ainda, que ele é indissociável da conjugação com outros elementos relevantes no ordenamento da atividade, nomeadamente, a fiscalidade e a regulação (idem). Este processo de afetação traduz-se na assinatura de contratos, que estabelecem os direitos e obrigações das partes envolvidas (os detentores de reservas e as empresas de pesquisa/produção), instrumentos jurídicos que assumem formas diferenciadas. Em termos convencionais, K. Bindemann, refere a existência de quatro tipologias relativas àquele domínio, de que apresenta os traços de caracterização mais sucintos, de que salienta:

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1. A concessão, em que a empresa externa suporta todos os riscos e recompensas, enquanto para o soberano, a recompensa é função dos níveis da produção e da cotação da matéria-prima;

2. A parceria (joint venture), em que se assiste à partilha do risco e da recompensa pelos dois contraentes, em função das regras convencionadas no contrato;

3. O acordo ou contrato de partilha de produção (PSA ou PSC), que assenta na assunção do risco unicamente pela empresa, sendo a recompensa repartida pelos dois contraentes;

4. O acordo de serviço estrito que, em função da especificidade envolvida, redunda na assunção de todos os riscos pelo detentor das reservas (vide, 1999, em especial, p. 11).

A classificação acima referida não é unânime, considerando outros autores, apenas, duas grandes tipologias, as concessões, que englobam sistemas de licenças e parcerias, e os contratos, que compreendem os contratos de partilha de produção e os acordos de serviço (vide p. e. IMF, August 2012, p. 15, e S. Tordo et al., op. cit., apresentando, este último trabalho, as respetivas caracterizações nas pp. 8-10). Por outro lado, a afirmação daquelas distintas tipologias ocorreu em fases históricas, também, diversas das atividades do upstream, tendendo a corresponder às concessões, os negócios celebrados antes da década de 70, enquanto os contratos, passaram a preponderar após esta data, uma mudança introduzida pela Indonésia (a este último propósito, vide B. H. Welmaker Jr. et al., 2009, sendo de referir que, a p. 27, estes autores apresentam, num mapa, desta distribuição à escala global).

No que respeita à região do golfo da Guiné, o mapa acima referido, explicita a prevalência dos PSC, nomeadamente, em Angola e na Guiné Equatorial, enquanto, a Nigéria regista uma situação mista, resultante de um deslocamento, ao longo do tempo, dos regimes antigos, as parcerias, para outros mais modernos, os PSC (vide, pela mesma ordem, B. H. Welmaker Jr. et al., op. cit., e M. O. Ameh, 2006, pp. 11-13, que reputa esta evolução de benéfica, sobretudo, no que respeita à entrada e captação de novos investidores). Ora, os negócios jurídicos em consideração são indissociáveis da vertente fiscalidade, originando sistemas multidimensionais neste âmbito, que refletem realidades, industriais e de contexto, também, muito díspares, de que se pode identificar uma panóplia de instrumentos, de que relevaremos:

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a) O pagamento de bónus, associado seja à assinatura do contrato, à descoberta ou à produção de matéria-prima;

b) Os royalties, que correspondem, em geral, a uma parcela do valor das vendas; c) O imposto sobre os resultados obtidos, um elemento, de especial importância,

sobretudo, na captação de rendas, ainda que adquira alguma especificidade nos diferentes países produtores;

d) Acresce, ainda, a imposição de uma participação do Estado nos consórcios de pesquisa/produção (vide IMF, 2012, pp. 18-21 e S. Tordo et al., 2009, pp. 11-13 e, numa ótica mais analítica, pp. 54-55).

A nível dos distintos produtores nacionais, este quadro fiscal complexo caracteriza-se também por envolver uma distribuição desigual dos instrumentos específicos que o integram, situação que torna difícil uma apreciação da respetiva atratividade para o investidor (no que respeita ao primeiro ponto, vide, p. e., Ernst & Young, June, 2011, documento que apresenta os elementos fundamentais relativos a oito países do golfo da Guiné, quanto ao segundo, cf., IMF, 2012, quadro da p. 22, componente reportada à indústria petrolífera). É, nesta ótica, que surge o government take, um indicador que visa medir o efeito total do sistema fiscal no cash-flow de uma exploração, importando referir que existem outras elaborações, que introduzem algumas nuances (definição, de C. Kleilil, 1995, sendo de referir que, entre outras, também a Schulemberger, grande empresa que presta serviços ao upstream, e J. A.- Tuffour et.al., 2010, p. 23, apresentam alternativas). O indicador foi modelizado no quadro do FMI, dando origem ao cálculo de Taxas Médias Efetivas da Fiscalidade (Average Effective Tax

Rates), cujos resultados, em geral, agregados, por projetos ou fases de concessão, se traduziram, quanto à amostra divulgada, em encargos especialmente elevados, ainda que variáveis, relativamente à geografia produtiva em análise (vide, IMF, 2012. pp. 26-29, em especial, figura 4).

Numa ótica agregada, aquela perspetiva foi, no essencial, confirmada, por outros trabalhos, ainda que os resultados referidos sejam algo divergentes, em larga medida, uma resultante da disparidade no âmbito dos projetos considerados nas distintas análises em causa. Com efeito, J. A.- Tuffor et al., atribuem à Nigéria valores para aquela variável que estão compreendidos entre os 64-70%, sendo essa proporção de 64%, em Angola, por sua vez, I. I. Aimienwanu, reporta um quadro comparativo mais alargado, de que especifica valores relativos ao primeiro daqueles países, referindo para o deepwater e para

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o onshore, respetivamente, 64.6 e 87.2% (cf., pela mesma ordem, 2010, pp. 22-23, e 2010, quadro da p. 5).

Sem entrar nos detalhes relativos aos principais produtores do golfo da Guiné, é percetível que, para condições sensivelmente idênticas de exploração/produção, a fiscalidade é menos onerosa nos países produtores da OCDE, casos dos EUA e da Austrália, parecendo, também, relevante, a ausência de antecedentes da indústria num dado país/região, situação que se parece aplicar ao Gana (vide, respetivamente, I. I. Aimienwanu, p. 5, IMF, 2012, p. 27, e J. A.- Tuffor et al., pp. 11 e 23-24 e, ainda, Fraser Institute, 2010, subíndice Taxation Regime, gráfico da p. 61).

Ainda que o indicador referido abra pistas interessantes quanto à atratividade do investimento no upstream de um dado país, é, no entanto, necessário atender a fatores como o calendário de pagamentos e o nível da participação do Estado na exploração, e no quadro de uma análise mais alargada, às perspetivas da estabilidade e da recuperação de custos e incentivos ao reinvestimento (cf., respetivamente, A.- Tuffor et al., e 23-24, que aludem a argumentação de Johnston, 2007, e I. I. Aimienwanu, p. 6, que, deste modo, ameniza os elevados valores referentes a Angola).

Em termos globais, poderemos concluir que as pressões da procura e as reduzidas alternativas disponíveis do lado da oferta, alteraram profundamente a posição de poderes relativos dos Estados e dos investidores externos, para o que bastará recordar um caso paradigmático, a fase inicial da atividade na Guiné Equatorial que, de acordo com o relatado, designadamente, por R. S. Oliveira, correspondeu a um quadro de completa dependência e subalternidade, inclusive, no plano político, por parte do soberano (cf., 2007, em especial, pp. 223-233). Importa referir que esta relação, que tendencialmente se foi deslocando no sentido de favorecer os produtores, também, conheceu retrocessos, como o atesta o facto de, na sequência das grandes quedas nas cotações da matéria-prima, a Nigéria ter reduzido o respetivo nível de exigência fiscal (vide M. Thurber et al., 2010). No que respeita a organização e supervisão do negócio à escala regional, iremos utilizar uma ótica simplificada de abordagem, que será desenvolvida, em separado, quanto aos dois principais produtores da região, que compreenderá três tópicos (o quadro legal e administrativo, a condução da política sectorial e a função regulação).

Em Angola, o quadro legal e administrativo, a Lei nº 13/78 (a Lei Geral das Atividades Petrolíferas), constitui o referencial histórico de um pais recém-chegado á independência, cuja atualização mais recente, a Lei nº 10/04 de 12 de Novembro manteve

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os princípios básicos antes consagrados, como sejam, a propriedade nacional dos recursos e a permanência, na Sonangol, dos direitos de concessão relativos aos hidrocarbonetos, tendo, em simultâneo, sido introduzidas alterações no domínio dos conceitos e práticas das concessões, ditadas pela evolução do contexto. Formalmente, ao Ministério dos Petróleos incumbem atribuições legais alargadas, consagradas através do Decreto-Lei nº 10/96, de 18 de Outubro, que, entre outras matérias, determina que a esta entidade caberá formular as bases gerais da política petrolífera nacional, estudar e propor legislação reguladora e coordenar, supervisionar, fiscalizar e controlar as atividades em referência, colocando-se ao nível superior de decisão, o Conselho de Ministros, liderado pelo Presidente da República (a este propósito, vide, p. e., Z. Teka, 2011 que, na p. 12, apresenta uma figura da que permite visualizar o quadro global em consideração). Na prática é a Sonangol que detém poderes muito extensos nas áreas diretas sobre a sua jurisdição sendo, em simultâneo operador e concessionário nacional, a que acrescem funções de investidor de fundos públicos no exterior (área em que é visível uma crescente e complexa exposição), desempenhando, também, funções relevantes no domínio fiscal e parafiscal, bem como no plano da regulação (vide World Bank, 2006, pp. 42, 46, G. C. Lwanda, 2011. pp. 10-19, R. S. Oliveira, 2007, p. 600). A Sonangol é uma ilha que, ao longo da sua já longa história, que remonta a Junho de 1976, sempre foi preservada, tendo obtido progressos sustentados nos diversos domínios (técnicos, gestão e recursos humanos); em rigor, reportamo-nos a um grupo de companhias que, em última análise, é um instrumento da Presidência, servindo, também, de veículo rentista (cf., G. C. Lwanda, 2011. p. 9 e 15-19, M. Thurber et al., 2011, pp. 8-10, e R. S. Oliveira, 2007). De acordo com M. Thurber et al., a NOC angolana constitui um caso quase ímpar, à escala global, considerando o quadro empresarial restrito analisado por aqueles autores, um resultado atribuído às opções dos decisores políticos do país, cujo paralelo mais aproximado corresponderá ao caso da brasileira Petrobras. (vide, 2011, em especial, pp. 8-9).

Finalmente, a regulação, é um domínio marcado por críticas especialmente acérrimas endereçadas à duplicação de atribuições da Sonangol, quanto aos domínios da operação/gestão e regulação do sector petrolífero, isto tendo presente que esta última função visa estabelecer as normas, ou seja, as resoluções e instruções, para o funcionamento desta indústria (vide, respetivamente, World Bank, 2006 e M. Thurber et al., 2011, sendo a definição referida, baseada em ANP, o regulador brasileiro). De referir que a permanência daquela situação dual, qualificada como inaceitável, sobretudo, no

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contexto pós-guerra civil, parece ter sofrido alguma erosão no período mais recente admitindo, certos meios internos a criação de uma agência reguladora que, até agora, não teve tradução prática (cf. R. Silva et al., 2011, que, por sua vez, se reportam ao Decreto Presidencial nº 256/11 de 29 de Setembro que aprovou uma Política Nacional de Estratégia e Segurança Energética).

Em conclusão, pese embora todas as críticas, em especial, no que respeita à afetação das rendas do petróleo, no plano da atratividade externa, que constitui a matéria central em apreciação, a solução angolana, ainda que não isenta de problemas, não deixa de evidenciar atributos relevantes, mesmo perante um quadro institucional e político potencialmente avesso na ótica, nomeadamente, do Banco Mundial e do FMI. Nesta perspetiva, a estabilidade do quadro de decisão e o crescimento continuado da base produtiva, constituem os dois principais fatores de atratividade, avultando, no que respeita ao primeiro, a salvaguarda das explorações, mesmo perante condições particularmente adversas (guerra civil e dicotomia das relações políticas e e do negócio petrolífero, marcado pelo predomínio das empresas americanas), enquanto, o segundo, foi bem documentado na subsecção 2.2.1. deste trabalho (vide, também, M. Thurber et al, em especial, 2011, p. 8).

Sobre a Nigéria importa referir que o respetivo quadro legal e administrativo, reflete o longo passado da indústria petrolífera no país, evidencia uma história marcada por sucessivas tentativas de reforma, uma evolução indissociável de alterações políticas relacionadas, sobretudo, com a entrada em funções de um novo presidente da república, uma tradição que, ainda muito recentemente, foi confirmada por Yar’Adua que, em 2008, impôs mais um processo de reestruturação, aliás, enquadrada num âmbito alargado (vide, respetivamente, G. U. Nwokeji, 2007, em especial, pp. 6-23, e A. Gboyega, et al., p. 36). Ao período inicial, caracterizado por uma grande margem de manobra das IOC, seguiu- se uma fase, em que a situação privilegiada até então vigente foi ameaçada pelo novo contexto da indústria, que começou a emergir em finais da passada década de 60, tendo