com o conteúdo do Relatório I.
82Dimensão Características da República Federal da Nigéria
Reservas e produção (ano 2007)
· Petróleo
- Reservas: 36,2 bilhões de barris (10º país; 2,9% do mundo) - Produção: 2,4 milhões de barris diários (12º país; 2,9% do mundo) - Membro da OPEP
· Gás Natural
- Reservas: 5,3 trilhões de m3 (7º país; 3,0% do mundo)
- Produção: 35 bilhões de m3 (22º país; 1,2% do mundo)
Marco Legal
· Antigamente, todas as OCs operavam nos termos das concessões que eram outorgadas a estas, assumindo os riscos e os custos do empreendimento, e possuindo, em contrapartida, direito ao petróleo produzido. Atualmente, as concessões são outorgadas apenas às indigenous contractors82.
· Quando o Governo adquiriu participação nas concessões existentes na Nigéria, a partir de 1972, a nova modalidade resultante desse processo foi a Joint Venture. Nela, as OCs são designadas como operadoras, ainda que se ressalve o direito da NNPC se tornar, posteriormente, a operadora da área em razão de determinadas circunstâncias previstas na legislação aplicável.
· O regime de PSC também surgiu na Nigéria a partir de 1972, originalmente como uma modalidade de transição do antigo regime das concessões, e acabou se tornando o regime mais utilizado no país com relação às atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. O PSC regula as atividades realizadas em novas áreas onshore e em áreas offshore.
· Por fim, embora os contratos de serviços com riscos estejam previstos na legislação, existe apenas um contrato desse tipo em vigor no país.
Principais leis
· Lei do Petróleo (1969)
· Regulação Aplicável à Perfuração e Produção de Petróleo (1969) · Decreto nº 33 (1977) – constituiu a NNPC
· Constituição Federal (1999)
Propriedade dos hidrocarbonetos
· Com base na Constituição Federal e na Lei do Petróleo de 1969, a propriedade sobre os hidrocarbonetos pertence ao Estado. No entanto, a propriedade sobre os hidrocarbonetos produzidos poderá passar às OCs, dependendo da natureza do instrumento contratual celebrado entre estas e o Governo.
Instrumento jurídico típico celebrado entre o país hospedeiro e a OC
· A grande maioria dos projetos de petróleo e gás no país ainda possui o formato de joint ventures com as OCs estrangeiras, em virtude de ter sido este o modelo majoritariamente adotado desde os anos 70. Contudo, a partir dos anos 90 o PSC se tornou o modelo mais utilizado, considerando os problemas enfrentados pelas joint ventures, inclusive com relação à questão do aporte de recursos por parte da NNPC.
Agentes governamentais envolvidos
· Ministério Federal de Energia
· Departamento de Recursos de Petróleo (DPR)
· Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC – Companhia 100% estatal) · Autoridade de Desenvolvimento Conjunto (JDA)
· Departamento de Receita Federal · Ministério Federal do Meio-Ambiente
82 Nota do Autor: Por indigenous contractors entende-se a sociedade na qual pelo menos 60% (sessenta por cento) das ações ou quotas sejam de titularidade de nigerianos. Vide OMOROGBE, Yinka. Oil and Gas Law in Nigeria. Editora: Malthouse Law Books, 2003, Pág. 164.
Papéis/ responsabilidades da OC e do governo do país hospedeiro
para cada fase contratual
· Durante a Fase de Exploração a OC deverá preparar e submeter para revisão e aprovação do Comitê de Gerenciamento (“Management Committee”) o competente Programa de Trabalho e Orçamento, referente à área em que as operações serão realizadas por esta. Os compromissos financeiros mínimos assumidos pela OC na fase exploratória dependerão da natureza dos trabalhos a serem realizados. · O Estado não se responsabiliza pela não descoberta de qualquer reserva.
· Na Fase de Produção, a OC tem o dever de informar os níveis de produção esperados para as operações. O governo, por sua vez, exercerá o controle sobre a produção.
Contrapartidas recebidas pelas OCs (processo de remuneração)
· Regime de concessão
- A remuneração da OC se dá através dos lucros obtidos com a comercialização dos hidrocarbonetos resultantes das atividades nas áreas concedidas a esta, depois de deduzidos todos os tributos e impostos correspondentes.
· Regime de PSC
- A remuneração da OC se dá através da recuperação de custos (cost oil) e sua porcentagem do Petróleo-Lucro, segundo estabelecido em cada contrato de PSC. - Caso haja mais de uma OC ou exista participação estatal nos campos de
petróleo através de joint ventures, a remuneração de cada OC se dá através de sua participação acionária na sociedade ou grupo empreiteiro com base na sua porcentagem de participação.
Mecanismos de Escolha e Contratação das OCs
· Licitação na JDZ (Joint Development Zone - área offshore compartilhada por Nigéria e São Tomé e Príncipe)
- As OCs que desejam participar das rodadas de licitações devem pagar a taxa referente à aquisição do Pacote de Dados (“Bid Package Fee”), no valor de US$15.000 por bloco, bem como a taxa de processamento da Rodada (“Bid Processing Fee”), no valor de US$10.000 por bloco.
- As propostas a serem submetidas pelas OCs à JDA devem cumprir com uma série de requisitos, como, por exemplo, a comprovação de experiência prévia em atividades relacionadas à indústria do petróleo, comprovação de capacidade financeira e o comprovante de pagamento do bônus de assinatura a ser oferecido.
- Os critérios de julgamento adotados pela JDA para avaliar as propostas são baseados em aspectos técnicos e comerciais, entre os quais se incluem, entre outros: (i) comprovação de capacitação técnica; (ii) compromissos do programa de trabalho mínimo; (iii) obrigações quanto ao conteúdo local; (iv) planos para utilização do gás natural associado; (v) bônus ofertados e (vi) porcentagem máxima de cost oil a ser recuperada.
· Licitação na Nigéria
- As OC devem comprovar sua capacidade financeira, adicionada à emissão de uma garantia financeira por um banco de renome, no valor de US$100 milhões.
Mecanismos principais de remuneração do governo
· Participação acionária da NNPC nos projetos de petróleo (% de participação variável)
· Bônus (de assinatura e produção) · Aluguel (500 Nigéria Naria (N))
· Licença de prospecção de petróleo (US$10 por milha quadrada)
· Licença de exploração de petróleo (US$20 por km2 durante os primeiros dez anos
e US$15 por km2 a partir dos anos seguintes)
· Royalties (0% - 20%; alíquotas são fixadas de acordo com a localidade da jazida, as quantidades de petróleo produzidas e a dificuldade para explorar a área)
· Taxa da Níger-Delta Development Comission (3% do orçamento total anual de qualquer empresa produtora de petróleo que opera em áreas offshore e onshore na região do Níger Delta)
· Impostos sobre os lucros petrolíferos (65,75% durante o período de pré-produção da empresa e 85% nos seguintes anos; 50% para determinadas áreas especiais com contratos de PSC)
· Imposto de educação (2%) · Regime de PSC
- Porcentagem do Petróleo-Lucro (metodologias do cálculo recentes incluem divisão do Petróleo-Lucro em base à produção acumulada)
Propriedade das instalações utilizadas na exploração e produção
· Nas Joint Ventures, a propriedade dos ativos será repartida entre a OC e a NNPC, de acordo com a respectiva participação de cada uma dessas no empreendimento. · Nos casos envolvendo PSCs, as instalações utilizadas nas operações passam a ser
propriedade do Estado ao termino do contrato.
Dispositivos de revisão contratual e disputa
· O instrumento contratual contém uma cláusula de revisão/renegociação aplicável aos seguintes casos: (i) modificação dos termos fiscais aplicáveis ao contrato; (ii) modificação da legislação ou regulamentação que resulte, materialmente, em diminuição dos ganhos comerciais da OC.
· As eventuais disputas entre as partes deverão ser resolvidas por meio de conciliação ou arbitragem.
Mecanismos de controle da produção
· Todos os campos e reservatórios devem ser desenvolvidos em conformidade com um programa de desenvolvimento respectivo, que deve ser submetido a uma prévia aprovação do diretor do DPR e conter os detalhes a respeito do tamanho da área, parâmetros físicos aplicáveis às operações, modelos de perfuração, produção e drenagem a serem seguidos.
· Antes ou mediante a verificação de um declínio de 10% da pressão inicial do reservatório (determinada pela consideração da pressão média atual do reservatório, conforme o caso), o licenciado deve iniciar um estudo para determinar a viabilidade econômica de serem instituídas técnicas de recuperação secundária ou de manutenção da pressão do projeto, bem como o tempo recomendado para estas operações. Um relatório completo do resultado do estudo deve ser submetido ao diretor do DPR tão logo quanto possível, observado o limite máximo de 6 meses após a verificação do declínio da pressão inicial do reservatório.
· No prazo máximo de até 5 anos após o início da produção, o licenciado deve apresentar ao ministro um estudo de viabilidade, que deve incluir o programa e as propostas que ele possa ter para a utilização do gás natural resultante das operações, independentemente de estar ou não associado ao petróleo descoberto em determinada área.
· O licenciado deve, ainda, dentro de um mês após o final de cada trimestre, apresentar ao Diretor do DPR e ao Diretor de Sondagem Geológica um relatório, a ser aprovado pelo Diretor do DPR, das operações realizadas durante cada trimestre, a previsão das atividades do trimestre subseqüente, e um plano demonstrando a situação atual de todas as perfurações realizadas e poços existentes.
· Ademais, o licenciado deve, dentro de dois meses após o final de cada ano civil, ou em qualquer momento, conforme permissão do diretor do DPR, apresentar um relatório contendo informações sobre o progresso dos trabalhos realizados durante o respectivo ano.
Controles e limites de comercialização
· Nos termos do artigo 4º da Lei do Petróleo, nenhuma pessoa poderá importar, armazenar, vender ou distribuir petróleo ou quaisquer de seus derivados sem a competente licença a ser emitida pelo Ministro, ressalvados os casos relacionados ao armazenamento, venda e distribuição de querosene, em quantidade não superior a 500 (quinhentos litros), e as demais hipóteses expressamente autorizadas por este.
· O artigo 7º da Lei do Petróleo estabelece, ainda, que, no caso de emergência nacional ou guerra, o Ministro poderá exercer direito de preferência sobre todos os recursos petrolíferos que estejam sendo produzidos, comercializados ou de qualquer outra forma sejam considerados disponíveis, nos termos de uma Licença ou Lease em vigor.
Mecanismos de incentivo à transferência de tecnologia e ao
conteúdo local
· Visando um cumprimento mais efetivo das obrigações de conteúdo local por parte das OCs, o governo nigeriano criou, em 2005, a Divisão de Conteúdo da Nigéria (“Nigerian Content Division - NCD”) para trabalhar com as partes interessadas da indústria do petróleo e com o governo, buscando o desenvolvimento de estratégias para o setor e a garantia do cumprimento das disposições de conteúdo local. · Outra característica fundamental é a introdução do Sistema de Qualificação Conjunta
(“Joint Qualification System”) no processo de contratação, para fornecer um banco de dados de empreiteiros e fornecedores de bens e serviços para a indústria de petróleo da Nigéria e agilizar o processo de pré-qualificação.
· As políticas de conteúdo local também incluem contratação e capacitação de cidadãos nigerianos.
Mecanismos de individualização (unitização) da produção
· Nos termos do artigo 48 da Regulação Aplicável à Perfuração e Produção de Petróleo - 1969, o Ministério de Energia possui competência para determinar a celebração de um acordo entre as Partes com vistas à regulamentação das atividades a serem desenvolvidas em uma determinada área a ser unitizada.
· Por outro lado, a unitização envolvendo países distintos é submetida ao direito internacional e deve ser resolvida em bases inter-governamentais, como é o caso da Joint Development Zone criada entre os Governos da Nigéria e de São Tomé e Príncipe.
Análise financeira do regime no país83
(objetivos do governo)
· Maximizar arrecadação:
- A arrecadação do governo se dá principalmente através do Petróleo-Lucro e o Imposto sobre os lucros petrolíferos (no modelo de PSC considerado, a taxa de royalties para águas de mais de 1001m de profundidade é zero). Dado que essas duas fontes dependem do lucro das operações, o governo não consegue “diversificar” suas receitas tributárias. - A divisão do Petróleo-Lucro é feita em função da produção acumulada do campo (a
maior produção, maior porcentagem do Petróleo-Lucro para o governo).
- Government take de 59,8%84, que aumenta levemente para maiores preços de petróleo
e chega a valores de ~62%.
- A estabilização do government take nos valores acima indicados implica que, em cenários de preços favoráveis, uma grande parte do lucro do campo vá para a OC. · Bom desempenho operacional:
- Existem incentivos no regime para que a OC melhore o desempenho operacional das operações. Tanto o governo como a OC se beneficiam com melhorias dos custos operacionais. · Minimizar investimento próprio:
- Sob o contrato de PSC sob análise não há participação governamental e, portanto, não se exigem investimentos estatais. Porém, esse não sempre é o caso na Nigéria, notando-se que numa época a NNCP tinha um alto envolvimento nos projetos de petróleo e, portanto, o governo não conseguia minimizar o investimento próprio.
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83 A análise financeira se refere a um contrato de PSC offshore da década de 90.
Análise financeira do regime no país (objetivos da OC)
· Maximização do VPL do investimento / Assegurar TIR mínima: - Cumpre-se a regra que, sob maiores preços, maior o VPL para OC.
- Para a OC atingir um VPL positivo, são necessários preços maiores que US$25/ bbl no caso de campos grandes, e maiores que ~US$35/bbl no caso de campos pequenos.
- Para preços baixos ou rentabilidades limitadas, o sistema tem uma tendência a garantir maior parte do lucro disponível do campo à OC, viabilizando assim a atratividade dos campos sob uma faixa ampla de preços.
· Recuperação dos investimentos o quanto antes possível:
- A OC consegue recuperar em 12 anos seus investimentos em campos grandes de águas profundas e preço de barril de US$25.
- O método favorece a recuperação de custos da OC ao outorgar-lhe uma porcentagem maior do Petróleo-Lucro durante os primeiros períodos de produção.
· Flexibilidade mediante nível de risco:
- O contrato analisado tem mecanismos que garantem flexibilidade à OC em situações distintas de risco. A nível de exemplo, a alíquota de royalty no contrato depende da profundidade da água, com valores que variam entre 18,5% (para águas de até 100m de profundidade) a 0% (para águas de mais de 1001m de profundidade).