O Ministério das Finanças arrecadou 3 mil milhões de dólares em receitas fiscais com a exportação de petróleo no I trimestre deste ano, mais 471 milhões do que previsto.
Angola exportou 136 milhões de barris de petróleo, no I trimestre 2018, a um preço médio de 65,23 dólares por barril, segundo a informação disponibilizada pelo Ministério das Finanças - MINFIN, no seu site institucional na última terça-feira 24 de Abril de 2018.
A venda de petróleo no I trimestre correspondeu mais de 8 mil milhões de dólares, dos quais 3.259 milhões (701 mil milhões de kwanzas) representaram as receitas petrolíferas para o Estado angolano, arrecadação superior em 471 milhões de dólares face ao previsto no Orçamento Geral do Estado para o ano 2018 e 1.659 milhões de dólares face aos períodos homólogos dos últimos três anos.
Para quem cogita que este excesso será destinado à Reserva do Tesouro Nacional, provavelmente, está enganado, pela infeliz coincidência o governo de forma cirúrgica, alterou o artigo nº 11 da lei do OGE 2018 referente a receita petrolífera, de modo a utilizá-la independentemente do preço do barril de petróleo, 50, 70 ou 100 usd, o Governo não é obrigado a guardar o excesso sobre o preço na conta de Reserva do Tesouro Nacional, desde que a receita petrolífera seja inferior ao previsto, facto que é apurado apenas no final do exercício económico, salvo se o Minfin adoptar a regra do duodécimo na arrecadação de receitas petrolíferas. Dito de outro modo, nada impede o governo de gastar estas receitas adicionais, em pagamentos do serviço da dívida, atrasados, programa de investimentos públicos e quiçá em qualquer megalomania.
Observa-se na mesma informação que a totalidade de receitas petrolíferas foi constituída por 68,89 por cento (2.245 milhões de dólares), pelos direitos da concessionária nacional nas concessões com contratos de partilha e produção, 21,42 (698) correspondentes aos Imposto de Rendimento de Petróleo - IRP, 9,38 (305) aos Imposto de Produção de Petróleo – IPP aplicado ao Bloco 0 e 0,31 (10) referente ao Imposto de Transacção de Petróleo (ITP) na Zona B do Bloco 0.
Inquestionavelmente, o bom desempenho das receitas fiscais petrolíferas deveu-se, ao incremento no preço do barril de petróleo, 30 por cento face aos 50 usd previstos no OGE 2018 e e 35 por cento face aos 48,32 usd preço médio do I trimestre dos últimos três anos contra os 65,23 usd registado no I semestre de 2018.
Todavia, não é aconselhável avaliar o desempenho do sector dos petróleos olhando para as vendas de 8 mil milhões de dólares nem nas receitas fiscais de 3.259 milhões, deve-se verificar se este aumento das receitas é resultado de acções deliberadas das entidades do sector dos petróleos ou, no entanto estamos perante uma feliz coincidência de circunstância.
Com toda a certeza, os 471 milhões de dólares adicionais que o Ministério das Finanças encaixou não é produto de uma acção deliberada, muito menos, consertada das entidades do sector dos petróleos. Conclui-se através de aproximações algébricas, (dado que não foi possível calcular o efeito preço e quantidade sobre as receitas fiscais petrolíferas, devido a ausência da taxa de câmbio no OGE 2018), que o estado ficaria privado de cerca de 1.084 milhões de dólares, devido ao incumprimento de 11 por cento na produção de petróleo, de 153 milhões de barris previstos pelo OGE 2018 no I trimestre para 136 milhões de barris conforme o Minfin. Dito de outra forma, as receitas adicionais que o estado deveria arrecadar seriam aproximadamente 2.328 milhões de dólares, como a produção reduziu o estado apenas recebeu 471 milhões de dólares. Sobre a importância da monitorização e rigor na previsão da produção petrolífera, já debitamos muitos subsídios, embora a persistência é uma das características para influenciar as mentes e fazer opiniões, contudo o uso exagerado produz ineficiência.
Lê-se nos vários relatórios emitidos pelas entidades nacionais e internacionais que a principal causa da redução da produção nacional de petróleo bruto é o declínio natural da produção, uma característica idiossincrática da indústria petrolífera. A ser verdade surge a seguinte questão, - “As concessões petrolíferas da Arábia Saudita, Brasil, Irão, dentre outros, não sofrem de declínio natural da produção?” uma vez que nos últimos 10 anos a produção destes países aumentaram em 15,8, 37,3 e 4, respectivamente conforme o BP Statistical Review
of World Energy 2017.
Como quem quer melhorar o que está bem e quiçá corrigir o que está mal, acreditamos que o discurso de vitimização alicerçado no declínio natural da produção, deverá ser substituído e/ou complementado com outras causas fundamentais.
Em primeiro lugar, a ausência de uma estratégia sectorial para contrapor a estratégia adoptada pelas principais companhias internacionais de petróleo de origem americana a partir de 2008, na qual decidiram investir em petróleo de alto-valor acrescentado em bacias básicas de regiões seleccionadas, pelo que as mesmas desinvestiram em Angola através da não participação nas licitações efectuadas depois de 2008 (conforme mapa de concessões) e na manutenção das suas operações em Angola o que originou uma trajectória de redução, produção das concessões operadas pela Chevron no Bloco 0 e Bloco 14, Esso no Bloco 15 de uma quota global de 59,60 por cento da produção nacional de petróleo em 2008 para 37,50 em 2017. O aumento da produção de outras concessões, sobretudo o Bloco 17 operado pela Total, não tem sido suficiente para compensar as perdas infringidas.
Diante do exposto acima, é evidente que qualquer estratégia para o sector dos petróleos deverá considerar as estratégias das companhias internacionais de petróleo. Prova disto é que a estratégia sectorial deverá captar sinergias com a Total, E&P para o Gás Natural e não contar muito com a mesma no negócio de petróleo bruto em águas profundas e ultraprofundas para os próximos 20 anos, dado que a Total maior operadora (36,4 por cento da produção nacional) adoptou actualmente a mesma estratégia que as companhias americanas em 2008 e adicionalmente pretende investir em novos projectos de gás em larga escala.
Segundo lugar, a qualidade dos processos de licitação, curiosamente os investimentos efectuados nas concessões licitadas posteriores ao ano 2000 não tiveram o retorno previsto em termos de petróleo bruto, uma vez que as concessões em produção foram licitadas antes de 2000 (excluindo as extensões efectuadas em 2005 e 2006), pelo que, somos de opinião que dever-se-á melhorar o processo de licitação ou atribuição de concessão, sobretudo na exigibilidade do operador, na medida que os operadores que colocaram novas concessões em produção, já possuíam experiência como operador em Angola (BP com o Bloco 31 e, eventualmente, a Total com o Bloco 32 projecto Kaombo que se encontra bastante avançado segundo informação divulgada na rede LinkedIn), e como quem diz, - “os operadores estreantes morreram na praia”.
Como ficou demonstrado, há fortes indícios que para além do declínio natural da produção petrolífera, ausência de uma posição estratégica para contrabalançar as estratégias das empresas internacionais de petróleo e de maior rigor na exigibilidade dos operadores das concessões petrolíferas, contribuíram significativamente para o estado actual de redução da produção petrolífera nacional.