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UNIVERSIDADE EDUARDO MONDLANE
FACULDADE DE DIREITO
Curso de Mestrado em Direito dos Petróleos e Gás
Tema: A Tributação do Petróleo e do Gás em Moçambique
Regente:
Prof. Doutor Teodoro Andrade Waty
Mestrando:
Edson da Graça Franscisco Macuácua.
Maputo, Agosto de 2017
2
Indice
Siglas e Abreviaturas .................................................................................................................. 4
Introdução ................................................................................................................................... 4
1.Noção de Tributação do Petróleo ............................................................................................ 6
2. Especificidades da Tributação do Petróleo e do Gás .............................................................. 8
3. Os Instrumentos da Tributação do Petróleo e do Gás .......................................................... 10
3.1. Os instrumentos fiscais ..................................................................................................... 10
3.2. Os Instrumentos não fiscais .............................................................................................. 12
4. A liquidação e administração dos tributos ............................................................................ 16
5.2. Definição de Regime Fiscal .............................................................................................. 17
6. Os Regimes Fiscais ............................................................................................................... 19
6.1. Sistemas de concessão ...................................................................................................... 19
6.2. Sistemas contratuais ......................................................................................................... 21
6.3. Contratos de partilha de produção (PSC) ......................................................................... 21
6.4. Contrato de serviço ........................................................................................................... 23
6.5. Government Take ............................................................................................................. 25
7. Análise comparativa dos regimes de concessão e de partilha .............................................. 29
7.1. Leilões com Securities – Conceito ................................................................................... 29
7.2. Argumentos a favor de regime de concessões .................................................................. 31
7.3. Argumentos a favor de regime de partilha ....................................................................... 32
8. Regime específico de tributação e de benefícios fiscais da actividade petrolífera em
Moçambique ............................................................................................................................. 33
8.1. Impostos Específicos para as Operações Petrolíferas....................................................... 33
8.2. Impostos e Regras de Tributação Específicas das Operações Petrolíferas ....................... 34
8.2.1. Imposto sobre a Produção de Petróleo .................................................................... 34
9. Mecanismos de Partilha de Produção ................................................................................... 46
9.1. Recuperação de custos ...................................................................................................... 46
3
9.2. Partilha de produção ......................................................................................................... 47
10. Benefícios fiscais na importação ........................................................................................ 49
10.1. Requisitos para obtenção dos benefícios fiscais ............................................................. 50
10.2. Caducidade, suspensão e extinção dos benefícios fiscais............................................... 50
11. Cálculo da Tributação nos Contratos de Concessão ........................................................... 51
12. Alguns desafios e impactos da tributação do petróleo ....................................................... 58
12.1. Desafios à política de tributação do petróleo.................................................................. 58
12.2. Alguns impactos da tributação do petróleo .................................................................... 59
Conclusão ................................................................................................................................. 62
Referências Bibliográficas ........................................................................................................ 63
4
Siglas e Abreviaturas
CCPP – Contrato de Concessão para a Produção do Petróleo
IPP – Imposto sobre a Produção Petrolífera
IRPC – Imposto sobre o Rendimento de Pessoas Colectivas
RETBFAP – Regime Específico de Tributação e de Benefícios Fiscais das Operações
Petrolíferas
OMC – Organização Mundial do Comércio
PSC – Contratos de Partilha de Produção
NUIT – Número único de Identificação Tributário
MIREME – Ministério dos Recursos Minerais e Energia
Introdução
5
O presente trabalho tem como objecto de estudo o Regime da Tributação de Petróleo e do Gás
em Moçambique.
Constituem objectivos do trabalho, discutir sobre a noção da tributação do petróleo, analisar a
relação entre o regime contratual e o regime fiscal e analisar o regime de tributação do
Petróleo e do Gás em Moçambique.
O trabalho é constituído por partes fundamentais a saber: a primeira que aborda a noção da
tributação do Petróleo e do Gás, a segunda que se dedica a análise da relação entre regimes
contratuais e regimes fiscais e a terceira que se ocupa do regime de tributação em
Moçambique.
A metodologia empregue para a realização do presente trabalho foi a de pesquisa
bibliográfica, baseado na análise da literatura disponível sobre a matéria, da análise da
legislação moçambicana e do direito comparado.
6
1.Noção de Tributação do Petróleo
Estamos perante uma tributação em sentido amplo, quando abarca tendencialmente a
totalidade dos encargos impostos pelo Estado às empresas petrolíferas. A tributação do
petróleo vai aqui reportada a todos encargos que, incidindo obre as oilcompanies, sejam estas
empresas nacionais ou internacionais, tenham por base quer a lei, quer o contrato. Encargos
que, independentemente da específica configuração que apresentem, traduzem a remuneração
do Estado (ou outros entes públicos territoriais) pela extracção do petróleo, que na
terminologia internacional vem sendo designada por government take, a qual, é de sublinhar,
tem por base, tanto o exercício da soberania fiscal, como a titularidade dos direitos (de
natureza real ou outra) sobre os recursos minerais dos Estados. Uma remuneração que, atenta
a crescente preocupação dos Estados no acesso à renda económica proporcionada pela
produção de petróleo, tem conduzido a uma grande diversificação do chamado “arsenal
fiscal” ou “pacote fiscal”, visando arrecadar o máximo de receitas públicas. O que tem
expressão, tanto na diversidade de títulos de que os Estados se socorrem para obter e
potenciar essa remuneração, como na multiplicidade dos instrumentos, fiscais e não fiscais, de
que vêm lançando mão na prossecução desse objectivo1.
Neste contexto, revela-se da maior importância esclarecer que é a escassez dos
recursos naturais explorados que gera a correspondente renda económica, sendo pois esta o
objecto da tributação visado pelos Estados produtores através das diversas e, por vezes
complexas, formas e instrumentos tributários. Por isso, impõe-se uma palavra sobre o sentido
de uma tal categoria2.
1ANDRADE, Jose Vieira e Marcos Rui de Figueiredo, Direito do petróleo, 2013, Pag.231 2Ibidem
7
Em termos gerais, a renda económica é toda a remuneração que excede o mínimo que
é necessário para incentivar uma actividade - a actividade num determinado sector –
ultrapassando o curso de oportunidade de desvio, de transferência, para um outro sector.
Concretizando ao nível da tributação sobre o petróleo, dir-se-á que a renda económica é a
diferença entre o valor da produção do mercado, representado pelo preço que o sujeito se
dispõe a pagar pelo produto e os custos para obter, compreendendo estes os custos de
exploração, os custos de desenvolvimento, os custos de operação e, por fim, a remuneração do
capital mobilizado e aplicado pelo investidor. Todavia, sem prejuízo das especificidades
impostas pela realidade subjacente à actividade de exploração, avaliação, desenvolvimento e
produção de petróleo de cada Estado, o regime fiscal adoptado não pode deixar de ter em
devida consideração a necessidade de partilha dos riscos envolvidos e da recompensa entre os
dois grandes players intervenientes na actividade petrolífera em apreço: a companhia
petrolífera, de um lado, e o Estado-anfitrião, de outro. Pois, como bem se compreende, estes
interesses contrapostos hão-de ter por base um dado equilíbrio que evite, simultaneamente,
uma renda excessiva a favor das companhias ou uma tributação verdadeiramente confiscatória
levada a cabo pelos Estados. Não admira que, independentemente da concepção geral que se
partilhe a esse respeito, o certo é que os Estados podem ser, e vêm sentido, remunerados de
diversas formas pela extracção do petróleo3.
Em rigor, podemos dizer que eles podem ser remunerados como Estado fiscal (na
medida em são titulares de diversos impostos), como Estado taxador (enquanto se financiam
através de taxas), como Estado proprietário (caso das rendas de superfície, dos royalties, da
partilha da produção e dos contratos de serviços) e até como Estado empresário petrolífero
(no caso de haver um sistema de participação na exploração e produção, designadamente
através da constituição de sociedades mistas, ou na medida em que tenham lugar numa
reserva dessa actividade a uma ou várias empresas estaduais). O que nos revela um universo
de encargos das empresas petrolíferas e, consequentemente, da remuneração dos Estados, que
vai muito para além do conhecido universo dos tributos. Um universo que, devemos
acrescentar, está intimamente ligado ao tipo de instrumento jurídico estabelecido entre o
Estado produtor e as oilcampanies para a exploração e produção de petróleo, ou seja, a
licença, o contrato de concessão, o arrendamento (lease), os contratos de partilha de produção,
3Idem, Pag.232
8
os contratos de serviços, a participação estadual nos empreendimentos de exploração e
produção, etc4.
2. Especificidades da Tributação do Petróleo e do Gás
No seguimento do que vimos de dizer, importa sublinhar ainda que a tributação do
petróleo se apresenta como uma tributação muito especial, que se afasta da tributação do
rendimento da generalidade das empresas, seja porque, perspectivada a partir da tributação do
rendimento, apresenta especialidades de regime, seja, sobretudo, porque, em larga medida,
nem de tributação verdadeiramente se trata. Com efeito, estamos ai perante figuras que, se não
são, se aproximam claramente dos preços, dos preços pela alienação onerosa de recursos
minerais esgotáveis. O que bem se compreende, porquanto a tributação do petróleo, de um
lado, tem a ver com a remuneração que a exploração e produção desse recurso natural não
renovável pode proporcionar aos correspondentes Estados, a qual, atentas as suas
características, se afasta da tributação das empresas cujo critério assenta, em geral, na
correspondente capacidade contributiva revelada pelo lucro, e, de outro lado, diz respeito a
uma actividade desenvolvida num quadro muito particular5.
É que tanto os elevados riscos envolvidos como as avultados investimentos exigidos
por essa actividade originam toda uma serie diversificada de custos que pouco ou nada tem de
comum com aqueles em que incorrem as empresas em geral6.
Daí que, atentas as peculiares características da actividade de exploração e produção
de petróleo, a tributação deste acabe por ser estabelecida e exigida num ambiente e num
quadro de particularismos e constrangimentos, rnuitos deles de caracter internacional, em que
o poder tributário do Estado está longe de ser expressão genuína da clássica soberania
tributaria que é, nem mais nem menos, a base da soberania tout court dos Estados". Na
verdade, o Estado apresenta-se em relação a essa actividade na titularidade de diversos
poderes que não pode deixar de exercer de uma maneira coordenada e frequentemente
casuística7..
4Ibidem 5ANDRADE, José Carlos Vieira De, et. Direito do petróleo, Faculdade de Direito de Coimbra, Instituto Jurídico, pag 234. 6Ibidem 7Idem, Pag.235-236
9
O que nos permite sublinhar que, por certo, é no domínio da remuneração
proporcionada aos Estados-anfitriões pela extracção do petróleo que se assiste a uma
manifestação, porventura das mais paradigmáticas, da perspectiva que vem sendo designada
por "visão integrada do fenómeno económico", a qual senão compadece com uma
consideração estritamente tributaria dessa remuneração, mesmo que essa tributação seja
entendida segundo a "consideração unitária do fenómeno financeiro", em que a capacidade
contributiva dos destinatários dos impostos, mormente das empresas, que é tida em conta, não
é apenas a decorrente dos rendimentos que obtém no quadro económico resultante do
regulação estadual, mas também das especificas despesas que realizam na prossecução de
objectivos de interesse público da responsabilidade do Estado e demais entidades públicas,
despesas que estes assim ficam dispensados de fazer"8.
Com efeito, a remuneração estadual esta longe de poder ser explicada pela tributação, mesmo
que esta, de algum modo, assente na perspectiva alargada que vimos de referir, uma vez que
aquela resulta inequivocamente do papel económico que os Estados assumem na gestão dos
recursos naturais, o que tem inequívoca expressão na sua negociação e fixação, De facto, os
Estados-anfitriões, quando contratam com as companhias, não vêem nestas apenas
contribuintes, ainda que contribuintes especiais, mas parceiros imprescindíveis ao
desenvolvimento de uma actividade económica da maior importância para o desenvolvimento
e sustentabilidade económicos, no presente e no futuro, dos seus países9.
Por conseguinte e em conclusão, quando usamos a expressão tributação do petróleo,
estamos a referir-nos as diversas modalidades que assumem a remuneração que os Estados
petrolíferos obtêm das empresas petrolíferas, as quais, por via de regra, são companhias
multinacionais. Muito embora, em contrapartida, seja de sublinhar que uma tal figura, com
particular destaque para os impostos, continua a ser a componente decisiva dessa
renumeração, mesmo em Estados em que a sua actuação neste domínio se vem inclinando
para modalidades de renumeração mais típicas de um Estado proprietário ou ate de um Estado
empresário, uma vez que estas estão longe de excluir ou substituir a tributação pela via dos
impostos. Por isso não admira que a tributação correspondente ao Estado fiscal, a tributação
através dos impostos, continue a ter um papel decisivo nessa remuneração, como veremos ao
cuidar dos instrumentos da tributação. Antes, porém, aludamos ao quadro mais amplo em que
opera a indústria petrolífera e, por conseguinte, a sua tributação10.
8Idem, Pag.236 9Ibidem 10Idem, Pag.237
10
3. Os Instrumentos da Tributação do Petróleo e do Gás
3.1. Os instrumentos fiscais
A tributação do petróleo através de impostos sobre o rendimento das empresas
petrolíferas pode assumir, a bem dizer, três modalidades, a saber: 1) a tributação através do
imposto geral sobre o rendimento empresarial, isto é, sobre o lucro, comungando assim essas
empresas da mesma tributação que incide sobre a generalidade das empresas; 2) uma
tributação mediante um imposto especial sobre o rendimento empresarial incidente sobre o
lucro gerado pelas mencionadas empresas na actividade petrolífera, ou mesmo gerado por
determinado poço ou poços, os quais substituem, totalmente a referida tributação geral,
erigindo-se assim num verdadeiro imposto alternativo; 3) enfim, uma tributação que combina
cumulativamente essas duas tributações, coexistindo assim uma tributação especial ao lado da
tributação geral do rendimento, com acontece em alguns países11.
O imposto geral é a forma universal de tributação dos lucros das empresas, aplicando-
se indistintamente a todos os sectores de actividade. Este é o método de tributação adoptado
por diversos Estados", que pode ou não ser cumulado com impostos especiais, como vamos
ver melhor de seguida.
Não obstante, nas situações em que os Estados optem pela sujeição das empresas
petrolíferas ao imposto geral sobre as sociedades, pode ser aplicada uma taxa ou alíquota mais
elevada de imposto a esse sector, atendendo a que os lucros gerados pelo mesmo são também,
por via de regra, mais elevados'". Por outro lado, esta forma de agravamento da tributação,
pela via do aumento da respectiva taxa ou alíquota, revela-se também adequada a captura de
uma maior parcela da renda económica12.
O imposto geral sobre os lucros segue, assim, as regras gerais de tributação sobre 0
rendimento das pessoas colectivas ou corporate income tax. A sua grande vantagem reside no
facto de, por um lado, se tratar de um imposto cujo funcionamento e do conhecimento dos
agentes económicos e, par outro, por a sua liquidação e cobrança se encontrarem mais ou
11Idem, Pag.248 12Idem , Pag. 248-249
11
menos rotinadas no seio da Administração Tributaria, evitando-se assim os custos
administrativos acrescidos inerentes à criação e aplicação a um regime especial novo de
tributação13.
Ainda no seio da tributação das actividades petrolíferas mediante impostos gerais
sobre os lucros, cumpre referir que o imposto sabre os lucros das companhias petrolíferas
pode incidir sobre todas as áreas de actividade a que a mesma se dedica ou sobre cada uma
delas, separadamente. No primeiro caso, comummente designado por imposto consolidado, 0
imposto é apurado sobre o lucro total da companhia, que por essa via consolida os ganhos de
uma actividade ou de certa área do contrato, com as eventuais perdas (prejuízos) de outras, o
que configura um substancial incentivo ao desenvolvimento de projectos transversais14.
As situações em que a lei tributa, de maneira independente, cada uma das áreas de
actividade dos sujeitos passivos são designadas ring fencing. Nestes casos, os Estados vedam
a possibilidade de as companhias petrolíferas compensarem os ganhos com as perdas de todas
as actividades desenvolvidas, tratando cada uma delas como um centro de custos
individualmente considerado. Note-se, porém, que 0 ring fencing também pode ser adoptado
apenas no seio da actividade petrolífera, no sentido de permitir a compensação de ganhos e
perdas entre projectos petrolíferos". Como facilmente se compreende, 0 ringfenCing destina-
se a proteger a receita do Estado, ao limitar a dedução de gastos. No entanto, é um claro
desincentivo para as companhias15.
Todavia, alguns países têm regimes que combinam cumulativamente as duas
tributações: imposto geral e imposto especial. Esta terceira situação verifica-se,
designadamente, naqueles países que, tendo optado por um sistema de partilha de produção no
quadro da procura de uma maior remuneração obtida das oilcompanies nos tempos mais
recentes, visam, assim, de algum modo, recuperar receitas relativamente a anteriores sistemas
assentes na concessão, como e o que julgamos verificar-se em Angola, país em que, ao lado
do imposto sobre o rendimento do petróleo, tem o imposto de transacção do petróleo cuja
base é constituída pelo mesmo rendimento tributável do imposto sobre o rendimento do
petróleo, muito embora este não comporte exactamente as mesmas deduções, já que não
admite a dedução dos prémios que são dedutíveis no imposto sobre o rendimento do
petróleo16.
13Idem, Pag.249 14Ibidem 15Ibidem 16Idem, Pag.251
12
Com efeito, ao lado da tributação dos rendimentos das empresas petrolíferas que
acabamos de mencionar, que constitui uma tributação que tem por base taxas ou alíquotas
proporcionais, que podemos considerar clássica, vem ganhando alguma visibilidade uma
outra maneira de encarar a remuneração dos Estados petrolíferos exigida as IOC, em que
assistimos a uma certa recuperação da importância da figura dos impostos, e justamente do
imposto sobre o rendimento das empresas petrolíferas, através da chamada tributação
progressiva dos lucros das empresas. Trata-se de uma tributação que tem sido adoptada em
alguns países e defendida e proposta por alguma doutrina, para a qual se invoca, como
argumento decisivo, o de assim os Estados-anfitriões assegurarem uma elevada captura da
renda económica gerada pela actividade de exploração e produção de petróleo num quadro
jurídico que responda automaticamente e de uma maneira estável a subida constante dos
preços do crude no mercado mundial, a qual, como é sabido, decorre da procura crescente dos
derivados de petróleo17.
3.2. Os Instrumentos não fiscais
Para além dos impostos, gerais ou especiais, sobre a actividade petrolífera, que
constituem o instrumento largamente mais utilizado no âmbito das actividades de extracção
do petróleo, existem outras formas de captura da renda económica por parte dos Estados, que
não têm subjacentes os princípios inerentes à figura dos impostos18.
Estamos no âmbito das actividades com um enorme potencial de lucro para as
companhias petrolíferas, através do aproveitamento de um recurso natural que, na
generalidade dos sistemas, é propriedade dos Estados, e que, por via da celebração de
contractos de concessão ou partilha de produção, é produzido e explorado por entidades
particulares, individual ou simultaneamente com concessionárias nacionais19.
É neste contexto que se desenvolveram diversos tipos de instrumentos tributários que
apresentam como finalidade principal, quando não mesmo única, a arrecadação de receitas
pela via de atribuição de direitos de prospecção e desenvolvimentos de projectos petrolíferos,
17Idem, 252 18Idem, Pag.260 19Ibidem
13
tais como os bónus, as rendas de superfície, os royalties ou até as parcelas estaduais dos
sistemas de partilha da produção. Quanto à figura dos bónus, podemos dizer que se trata, em
termos gerais, de uma compensação pecuniária paga ao Estado em virtude da atribuição do
direito de exercer uma actividade petrolífera, sendo a mesma devida, nuns casos, aquando da
assinatura de um contracto de concessão ou partilha de produção, e noutros, em função do
sucesso da exploração ou dos níveis de produção20.
No primeiro caso, estamos perante bónus de assinatura e, no segundo, bónus de
descoberta comercial, que apresentam diferenças relevantes ao nível do risco assumido pelo
Estado na adopção de uma ou outra dessas modalidades. Deve salientar-se, a este respeito,
que estamos perante um sistema de tributação que pressupõe um elevado grau de
competitividade entre os operadores económicos, que apresentam as suas propostas com base
numa estimativa de lucro. Deste modo, quanto melhor for conhecida a perspectividade
geológica do local e menores forem as incertezas sobre o preço do petróleo e o custo de
exploração, maior será a probabilidade de os bónus reflectirem as rendas económicas
potencialmente obtidas21.
Do ponto de vista da arrecadação de receitas, o bónus, em especial na modalidade
bónus de assinatura, tem vantagem de permitir aos Estados uma cobrança imediata de
tributos, que pode ser de montante fixo ou variável. Por seu lado, na perspectiva do risco, o
bónus de descoberta comercial é aquele que menos penaliza as companhias petrolíferas, na
medida em que só gera obrigação de pagamento se houver perspectiva de produção e, nessa
medida, de lucro. Por outro lado, o bónus é um atributo de aplicação relativamente simples, o
que se mostra também como uma vantagem, particularmente importante para os países
produtores de petróleo em desenvolvimento. Por conseguinte, este tipo de pagamento afasta-
se claramente da figura dos tributos unilaterais ou impostos, tendo antes uma estrutura que, a
seu modo, se aproxima da estrutura que suporta a figura dos tributos bilaterais ou taxas,
apesar da evidente erosão que esta tem vindo a suportar com o advento do Estado pós-
moderno que não pode deixar de ser tida em conta. Outra forma de tributar as actividades
petrolíferas traduz-se no lançamento de taxas ou rendas de superfície, que não são mais do
20Ididem 21Idem, Pag.261
14
que compensações pecuniárias pela exploração do subsolo, afigurando-se, nessa medida,
como verdadeiras taxas22.
As taxas ou rendas de superfície são, em regra, pagas anualmente, podendo o seu
valor ser fixo ou variável, em função da área de concessão, da sua localização, da duração do
contracto ou mesmo da fase da actividade petrolífera. Em regra, as taxas de superfície não são
um gasto dedutível para efeitos de imposto geral ou especial sobre o petróleo. No entanto,
algumas legislações admitem essa dedução. Igualmente de salientar são os royalties, figura
que, não obstante por vezes aparecer sob a designação de imposto sobre a produção de
petróleo, nos parece dever ser considerada como constituindo um instrumento não fiscal
tradicional de tributação do petróleo. Na sua formulação clássica, o royalty é uma
compensação ao “dono da terra” pela permissão de explorar um recurso sobre o qual não se
exerce o direito de propriedade. É importante sublinhar que, na indústria petrolífera, o sentido
atribuído ao conceito de royalty diverge daquele que comumente se atribui a esta expressão,
configurada como uma categoria de rendimento na generalidade das Convecções para Evitar a
Dupla Tributação23.
No contexto em análise, o royalty é um tributo que pode ser cobrado por unidade de
produção, como um valor uniforme e fixo por nível específico, ou como uma taxa ou alíquota
incidente sobre o valor de produção (ou seja, como um imposto ad valorem). A taxa ou
alíquota aplicada pode ser proporcional ou progressiva, de acordo com a quantidade de
petróleo produzido, e a frequência do respectivo pagamento é variável. Pese embora a forma
mais comum seja a de aplicação do royalty como um imposto por unidade de produção,
existem regimes diferentes, que prevêem a aplicação do royalty sobre a receita bruta ou sobre
o EBIT, sobre o valor do crude extraído, ou ainda outros que são totalmente contratualizados.
Por outro lado, cumpre salientar que o royalty não é necessariamente uma receita do Estado, o
qual opta, em alguns regimes, por lançar tributos que incidem sobre os royalties pagos a
privados24.
Este tributo apresenta duas grandes vantagens: em primeiro lugar, porque constitui
uma forma simples de tributação, implica custos de controlo e administração para o Estado
bem menores do que os incorridos na generalidade dos outros tributos sobre o petróleo. Em
segundo lugar, ele permite ao Estado obter receitas antecipadas e continuas, garantido que o
22Ibidem 23Ibidem 24Idem, Pag.263
15
valor do recurso explorado é pago concomitantemente à sua extracção. Enfim, por outro lado,
sendo o royalty cobrando sobre a receita bruta, ele ignora os gastos (dedutíveis) e os lucros
associados ao projecto25.
Contudo, continua a ser discutível a verdadeira natureza dos royalties, não sendo de
todo descabido que, a serem considerados tributos, sejam vistos como realidades mais
próximas da figura das taxas do que da figura dos impostos, sendo certo que, como já
deixamos insinuado atrás, seja questionável até que eles integrem o próprio universo dos
tributos. Um problema cuja solução não se revela fácil até pela variedade de royalties a que
aludimos. Com efeito, a remuneração proporcionada ao Estado que neles se concretiza
corresponde claramente mais aos poderes do Estado taxador ou, em termos mais rigorosos,
aos direitos do Estado proprietário do que verdadeiramente aos poderes do Estado fiscal. Pois,
por um lado, podemos dizer que as prestações coactivas em que se materializam têm por facto
gerador, pelo menos aparentemente, o acesso e utilização de um bem integrante do domínio
público, o domínio público mineiro, um aspecto que os aproxima da figura das taxas devidas
pela utilização de bens do domínio público. Tendo, porém, em conta que os royalties
constituem a contrapartida, paga de resto por via de regra em espécie, pelas empresas
petrolíferas pela aquisição a titulo definitivo aos Estados, seus titulares, de bens moveis
constituído pelos barris de crude, parece mais rigoroso nem de taxas verdadeiramente se
tratar, configurando-se ou aproximando-se antes de autênticos preços. Um problema idêntico
ao que vimos de considerar se coloca relativamente aos regimes de partilha da produção, em
que a parcela que cabe aos Estados nessa partilha se apresenta actualmente, tanto em termos
do seu apuramento como dos resultados a que conduz, com imensas semelhanças ao imposto
sobre o rendimento do petróleo típico dos regimes de concessão. É certo que na versão mais
simples desse regime, que vigorou nos primeiros anos da sua criação na Indonésia, a parte que
cabia ao Estado era uma parcela do saldo de petróleo (petróleo bruto), obtendo-se este depois
de a companhia recuperar os custos em que incorreu a partir da produção26.
A remuneração do Estado era, assim, uma parte da produção. Produção que, após a
dedução da recuperação dos respectivos custos por parte da companhia, era dividida nos
termos do correspondente contracto entre esta e o Estado. Mas esse recorte da partilha foi
bastante modificado no sentido de maximizar a receita dos Estados, tendo-se estabelecido
percentagens progressivas para a parcela dos Estados (e, consequentemente, regressivas para a
25Ibidem 26Idem, Pag.264
16
parcela que cabe às companhias) reportadas, numa primeira, fase, à produção anual (milhões
de barris) e, depois, às taxas de rendibilidade interna do capital. Pois bem, esta última
modalidade de partilha da produção assemelha-se a imposto progressivo sobre o rendimento
com taxas ou alíquotas maginais máximas, de resto, bastante elevadas27.
4. A liquidação e administração dos tributos
Temo-nos vindo a referir à diversidade das formas de tributação das actividades
petrolíferas e à sua qualificação, umas vezes como instrumentos fiscais, aos quais subjazem os
princípios gerais da figura dos impostos, e outras vezes como instrumentos não fiscais, mais
próximos das figuras das taxas ou dos preços, procurando exemplificar, na medida da
diversidade a que aludimos, a base de incidência, as taxas ou alíquotas e, em alguns casos, as
formas e a periodicidade do pagamento. Resta-nos, pois, aludir às formas de liquidação dos
tributos, que podem ter por base as entidades públicas ou os sujeitos passivos: no primeiro
caso, estamos perante a liquidação administrativa, levada a cabo pelas administrações
tributárias, ou mesmo pelas concessionárias nacionais; no segundo caso, estamos perante
sistemas de autoliquidação ou liquidação em substituição28.
A autoliquidação acarreta, naturalmente, numa primeira fase do apuramento do
imposto a pagar, menores encargos administrativos do que a liquidação administrativa, que
pressupõe uma avaliação prévia, pelos funcionários da Administração Tributária, dos
elementos contabilísticos apresentados pelos sujeitos passivos. No entanto, a autoliquidação é
mais permeável às situações de fraude e evasão fiscal, colocando sobre as administrações
tributárias o ónus da fiscalização e de correcção da matéria colectável declarada, a qual terá
necessariamente de ocorrer no decurso do período de caducidade do direito á liquidação, sob
pena de a obrigação de imposto resultante da declaração do sujeito passivo se consolidar
definitivamente na ordem jurídica. A liquidificação administrativa, sendo o modelo
tradicional, é cada vez menos frequente, tendo sido substituída, na generalidade dos impostos,
pela autoliquidação, ficando a tarefa do Estado reduzida, essencialmente, à fiscalização. Esta
situação foi atingida sobretudo devido à complexidade do modo de gestão do sistema fiscal,
onde se multiplicam os problemas de quantificação da obrigação tributária e de determinação
27Ibidem 28Idem, Pag.265
17
dos factos tributários. Estas funções estão, actualmente, a cargo dos sujeitos passivos de
imposto, a quem a lei incumbe, na generalidade dos sistemas, a obrigação de declarar todos os
rendimentos tributáveis e assim permitir à Administração Tributária o cálculo do imposto
devido por qualquer pessoa singular ou colectiva, sob cominação de sanções autónomas29.
Às administrações fiscais nacionais cabe, por sua vez, a tarefa de detectar os factos
fiscalmente relevantes, através da fiscalização das declarações dos sujeitos passivos, quer
quanto ao seu conteúdo, quer quanto às suas possíveis comissões. Tarefa que pressupõe a
necessária articulação entre o princípio da investigação, pela Administração Tributária, e os
deveres de cooperação, impostos aos sujeitos passivos30.
Esta articulação impõe-se também, no âmbito da tributação das actividades
petrolíferas, onde os impostos, gerais ou especiais, sobre o rendimento, bem como os
royalties, são apurados mediante apresentação de declarações pelas companhias petrolíferas,
com base nas quais é apurada a obrigação de imposto. Em alguns regimes, encontramos um
sistema de autoliquidação com base em estimativas do imposto legível no período de
tributação, feitas pelo próprio sujeito passivo, sendo os mesmos, em caso de subavaliação das
estimativas efectuadas, sujeitos aos pagamentos de coimas. Quanto ao procedimento de
liquidação pelas administrações tributárias – actualmente menos frequente – encontra-se ainda
em alguns regimes fiscais, para efeitos de cobrança, não da generalidade dos tributos
incidentes sobre a actividade de exploração e produção de petróleo, mas das taxas de
superfície e de bónus. Por fim, quanto ao modo de pagamento, é de sublinhar, como nota
especifica de tributação do petróleo face à generalidade dos outros tributos, que o pagamento
dos impostos sobre a actividade petrolífera pode ser feito em dinheiro ou em espécie, se bem
que esta modalidade de pagamento seja cada vez menos frequente. Já o pagamento dos
instrumentos não fiscais é, por via de regra, realizado em dinheiro31.
5.2. Definição de Regime Fiscal
29Ibidem 30Ibidem 31Ibidem
18
Regime fiscal, no ambiente da indústria de petróleo, é o conjunto de aspectos legais,
contratuais e tributários que regem as operações de petróleo em um dado país ou estado
soberano (JOHNSTON, 1994). De maneira mais simples, é o conjunto de regras que
determina o funcionamento da relação entre os agentes existentes na indústria petrolífera,
sendo os principais32:
Estado: governo do país onde ocorre a actividade de exploração e produção.
NOC (National Oil Company): companhia de petróleo estatal do país onde ocorrem as
actividades de E&P13. A NOC pode ser usada como ponto focal do governo para
relacionamento com os operadores estrangeiros.
Operador/Consórcio operador: uma ou mais empresas que, em sociedade, exercem as
actividades de exploração e produção de petróleo.
Os regimes fiscais podem ser considerados, ainda, uma força de equilíbrio económico
para investidores que, geralmente, estão dispostos a ceder uma parcela maior da receita ao
Governo em lugares onde as reservas são maiores e os riscos e custos, menores
(WOODMACKENZIE, 2007)33.
Segundo Johnston (1994), existem no mundo mais sistemas fiscais para o petróleo do
que existem países. Isso porque dentro de uma mesma jurisdição, os governos adopta
diferentes exigências fiscais, dependendo das condições geográficas, económicas ou técnicas.
Entretanto, os regimes fiscais existentes são usualmente classificados dentro das categorias
abaixo34:
a) Sistemas Contratuais: Contrato de Partilha de Produção e - Contrato de serviço
(Contrato de serviço com risco Contrato de serviço puro)
b) Sistemas de Concessão.
Existem dois grandes grupos de regimes fiscais: os sistemas de concessão e os sistemas
contratuais. Segundo Johnston (1994) a diferença fundamental entre eles reside na
propriedade dos recursos minerais. Os sistemas de concessão permitem que um ente privado,
concessionário de uma determinada área tenha propriedade do petróleo ali produzido. Já os
sistemas contratuais mantêm a propriedade da produção no Estado, dando ao produtor apenas
32LUCCHESI, Rodrigo Dambros, Regimes Fiscais de exploracao e produçao de petroleo no Brasil e no Mundo, Fevereiro de 2011, pag 18 33Ibidem 34Idem, Pag.18-19
19
uma parcela do petróleo produzido, conforme cláusulas contratuais. Ambos sistemas são
detalhados a seguir35.
6. Os Regimes Fiscais
6.1. Sistemas de concessão
O regime de Concessão (citado também como “Royalty & Taxsystem” confere às
empresas petrolíferas o direito de exercer as actividades de exploração e produção em uma
determinada área ofertada ou licitada pelo Estado, por um tempo determinado, sob seu próprio
risco, sendo, em caso de êxito, o óleo e o gás extraídos de sua propriedade, bastando que
paguem compensação financeira ao Estado (OLIVEIRA, 2010). Esta compensação financeira,
como o nome do regime em inglês sugere, acontece principalmente na forma de 20
pagamento de royalties e tributos, podendo também haver, em alguns casos, outras
compensações como a apropriação dos lucros extraordinários36.
No contexto da indústria do petróleo, o royalty é uma compensação financeira devida
pelas empresas que exploram e produzem petróleo ao proprietário da terra ou área em que
ocorre a actividade de extracção ou produção de petróleo. É, ainda, uma remuneração à
sociedade pela exploração desses recursos, que são escassos e não renováveis. (GUTMAN,
2007)37.
O contrato para exploração e produção de petróleo sob o regime de concessão
costuma ser celebrado entre duas partes: o outorgante (que pode ser um Presidente da
República, um soberano, ou uma agência governamental destinada a este fim), e o outorgado
(que pode ser uma única empresa investidora, ou um consórcio de empresas). Alguns dos
principais países que celebram este tipo de contrato são: o Reino Unido, a Noruega, os
Estados Unidos e o Brasil38.
35Ibidem 36- Rodrigo Dambros Lucchesi, 2011. Pag.19 37- Idem, Pag.20 38- Ibidem
20
Apesar de vários países praticarem o sistema de concessão, cada país trabalha com
variáveis diferentes dentro do mesmo arcabouço. Por exemplo, nos Estados Unidos, as regras
de pagamento de royalties variam de acordo com a localização da produção de petróleo. Em
terra, os royalties devidos são de 12,5% e 11,0%, sobre a receita bruta da produção, para o
proprietário da terra e para o Estado, respectivamente. Já em águas rasas (menor que 400
metros de profundidade), deve se royalty de 16,7% ao estado adjacente, ao passo que a
produção de petróleo em águas profundas requer o pagamento de 12,5% de royalties ao
governo (LUCZYNSKI et al., 1999)39.
A figura abaixo apresenta uma típica distribuição de receita entre o operador e o
Estado sob o regime de concessão. Quando a empresa começa a auferir receitas provenientes
da produção de petróleo, deve pagar royalties proporcionais a receita bruta. Além disso, como
qualquer empresa de outro ramo, deve pagar taxas estaduais e federais, incluindo o imposto
de renda. Todas estas parcelas constituem arrecadação governamental, cabendo ao operador
como fluxo de caixa líquido a receita remanescente após os pagamentos mencionados40:
Receita Bruta
Royalty
Receita Tributável
Impostos Taxas
Receita Líquida
País Hospedeiro Contratista
39- Idem, Pag.21 40- Idem, Pag.21
21
6.2. Sistemas contratuais
Os outros dois regimes fiscais mais comuns são agrupados na literatura sob o nome de
sistemas contratuais, que são os contratos de serviços e os contratos de partilha de produção
(“Productionsharingcontracts” - PSC)41.
Segundo Johnston (1994), estes sistemas são classificados como contratuais, pois os
contratos celebrados entre o governo e o operador nestes sistemas costumam conter quase
todas as disposições legais referentes à actividade de E&P do país, ao passo que os contratos
de concessão costumam ser menos densos, remetendo à legislação local de petróleo sempre
que possível42.
Uma característica fundamental que distingue os sistemas contratuais do sistema de
concessão é a propriedade do petróleo. Nos sistemas contratuais, o petróleo pertence ao
Estado, mesmo após a sua produção, sendo as companhias de petróleo remuneradas, em
moeda ou petróleo, de acordo com as provisões do contrato (JOHNSTON, 1994)43.
6.3. Contratos de partilha de produção (PSC)
O regime da Partilha de Produção surgiu como uma evolução do regime de Concessão,
do ponto de vista dos governos, em alguns países, a partir da década de 1960, como este
capítulo detalhará44.
Neste modelo, o Estado tem um papel mais actuante e participativo na condução das
operações de E&P, pois é o detentor dos recursos minerais (conforme mencionado
anteriormente) e participa directamente das operações, seja através da presença de uma
empresa estatal no consórcio, seja através da presença de membros do governo no comité
operacional que se reúne para a tomada das principais decisões45.
41- Idem, Pag.22 42- Ibidem 43- Ibidem 44- Ibidem 45- Ibidem
22
O Contrato de Partilha da Produção (PSC) é celebrado entre uma empresa ou
consórcio de empresas e o Estado (directamente ou através de sua NOC). Este regime, como o
nome diz, prevê a divisão do petróleo produzido entre as empresas do consórcio operador e o
Estado46.
Na etapa de prospecção e exploração, a empresa operadora é responsável por todas as
actividades e despesas necessárias (por exemplo: aquisição sísmica, estudos geológicos e
perfuração de poços exploratórios), assumindo totalmente o risco da empreitada. Em caso de
descoberta de petróleo e da declaração de comercialidade do campo, a empresa também é
responsável pelo desenvolvimento das facilidades e infra-estrutura para a produção de
petróleo (por exemplo: plataforma, poços de produção e ductos para escoamento do petróleo).
Um aspecto importante é que todas estas instalações, ao cabo da vigência do contrato, devem
passar automaticamente para o poder do Estado, tendo o operador, assim, o direito ao uso das
mesmas apenas enquanto vigorar seu contrato de partilha de produção (JOHNSTON, 1994)47.
Quando se inicia a produção de petróleo, uma parcela da receita de sua
comercialização é destinada a cobrir todos (ou parte dos) os custos incorridos nas fases
anteriores. O PSC normalmente determina um tecto para a recuperação de custos. Por
exemplo, o contrato pode determinar que apenas 75% da receita de determinado período seja
destinada à recuperação de custos. Essa parcela de petróleo destinada a cobrir os gastos
exploratórios, bem como os investimentos de produção (incluindo as instalações em poder do
Estado) é chamada de “CostOil”, “Óleo Custo” em português (JOHNSTON, 1994)48.
Recuperados os custos até o limite determinado pelo PSC, o petróleo excedente será
dividido entre o operador e o governo, através de factores também determinados no contrato.
Essa parcela de petróleo é chamada de “ProfitOil” (“Óleo Lucro”) (JOHNSTON, 1994). A
parte do profitoil que couber ao consórcio ainda será usada como base para pagamento de
impostos e taxas como impostos de renda, contribuições governamentais, bónus de
performance, entre outros, dependendo do previsto em cada contrato. O governo normalmente
recebe sua parte do petróleo através da participação de sua empresa estatal (NOC), como
sócia do consórcio na fase de produção49.
46- Ibidem 47- Idem, Pag.23 48- Ibidem 49- Idem, Pag.23
23
A figura 2 mostra como funciona a divisão de um contrato de partilha de produção
típico. Conforme explicado anteriormente, uma parte da receita líquida (após o pagamento de
royalties, quando este for previsto) é utilizada para recuperar os custos já incorridos no
projecto (“costoil”). A receita restante, profitoil, é dividida entre o governo (ou sua empresa
estatal) e o operador, cabendo ainda o pagamento de tributos sobre a receita do operador50.
Figura 2. Distribuição de Receita no Regime de Partilha de Produção (SILVEIRA &
FERREIRA, 2008)
Receita Bruta
Royalty
Receita Líquida
ProfitOil CostOil
Parcela
Governo/NOC
Parcela Contratista
Impostos Receita Líquida
País Hospedeiro Contratista
6.4. Contrato de serviço
50- Idem, Pag.23
24
Neste tipo de contrato as actividades de exploração e produção desempenhadas em um
determinado bloco ou região são caracterizadas como uma prestação de serviço pelo
contratado (empresa que vai realizar as actividades de exploração e produção) e o contratante
(governo do país). A companhia contratada não possui direito nem sobre as reservas e nem
sobre a produção de petróleo que venha a ser descoberto51.
Existem dois subtipos de contrato de serviço: o contrato de serviço com cláusula de
risco (“RiskServicesContract”) e o contrato de serviço puro (“PureServiceContract”)
(JOHNSTON, 1994). No primeiro, o pagamento pelos serviços prestados é baseado no lucro
do empreendimento, ou seja, se após as actividades de exploração não for encontrado
petróleo, a contratada, que arcou com todas as despesas por sua própria conta e risco, não será
remunerada. Ao passo que, no segundo caso, a contratada é remunerada de maneira
previamente acordada independente de o empreendimento ter sido bem-sucedido ou não. O
pagamento pode ser em moeda (cash) ou em petróleo (kind)52.
Esta modalidade de regime fiscal encontra-se em uso restrito na indústria do petróleo,
sendo utilizada principalmente no Irã, México, Bolívia e Venezuela. Portanto, o foco da
análise deste estudo daqui em diante será somente nos regimes de concessão e de partilha de
produção53.
Além dos regimes fiscais analisados anteriormente, cabe citar uma modalidade com
características distintas que está sendo implantada no Brasil. Trata-se da cessão onerosa, uma
forma de cessão de áreas exploratórias sem risco exploratório, dado que ali já foi comprovada
a existência de petróleo. Pela ausência do risco exploratório, a empresa que recebe a licença
desta área paga por ela um valor equivalente ao preço das reservas ali contidas, porém não
desenvolvidas54.
51- Idem, Pag.25 52- Ibidem 53- Ibidem 54- Idem, Pag.26
25
6.5. Government Take
Um indicador muito utilizado para se comparar a atractividade de distintos regimes
fiscais é o government take (GT). A forma mais utilizada para se calcular o GT é o quanto
representa a arrecadação governamental dentro da arrecadação total (governo + operador) de
um projecto. Por arrecadação governamental, entende-se toda a receita do governo no
projecto, incluindo royalties, bónus de assinatura, tributos, divisão do óleo lucro (profit-oil),
entre outros55.
Existe, entretanto, certa variação sobre a forma de se calcular o government take na
literatura. Enquanto alguns autores usam a receita total como base do cálculo, outros usam o
lucro líquido. Alguns consideram o fluxo de caixa descontado a valor presente, enquanto
outros não descontam a valor presente. Entretanto, a forma mais comum (JOHNSTON, 1994)
é a apresentada conforme a fórmula abaixo, utilizando-se as receitas totais no horizonte de
tempo do projecto sem descontar a valor presente56:
Receita do Estado______
O complemento do government take é referenciado na literatura como o “contractor
take”, tão-somente o percentual do operador dentro da receita total do projecto. Desta forma, a
soma dos dois indicadores deve ser 100%. A figura abaixo apresenta um exemplo
simplificado de cálculo de government take em um regime de concessão57:
Receita Bruta
Royalties
Receita Tributável
Impostos
$100
$20
$80
$25
55- Idem, Pag.26 56- Ibidem 57- Ibidem
26
Receita Líquida$55
GovernmentTake45% = ($20+$25)/$100
ContractorTake55% = $55/100
Receita Bruta
A figura 3 é apresentado um exemplo fictício de cálculo simplificado do govrnment
take em m regime de partilha de produção. Nota-se que o cálculo neste regime é mais
complexo que o do regime de concessão.
Receita Bruta
Royalties
Receita Líquida
Recuperação de
Custos
Óleo lucro
(profitOil)
Parcela do Governo
Parcela do Operador
Imposto de renda
Lucro líquido
operador
Government Take
$100
$10
$90
$20
$70
$35
$35
$12
$23
71% = ($10+$35+$12)/($100-$20)
29% = $23/($100-$20)
27
Johnston (2004) ressalta, entretanto, que mesmo o government take não é uma
estatística perfeita. A comparação entre government takes de dois projetos em distintos
regimes fiscais em diferentes países - apesar de ser uma das formas mais utilizadas e
completas de se comparar regimes fiscais – pode não ser suficiente para se ponderar todos os
aspectos de cada regime. Com efeito, o government take não incorpora alguns aspectos
qualitativos (e também outros quantitativos) característicos de cada regime fiscal58.
Diversos aspectos da legislação de petróleo de um país são importantes de serem
analisados para se entender adequadamente os riscos e oportunidades ali existentes, como59:
- Além de quanto o governo arrecada (government take), como o governo arrecada: a forma
de cálculo dos tributos e compensações financeiras, bem como quando elas ocorrem ao longo
do projecto podem fazer diferença na viabilidade económica do projecto;
- Processos de aprovação governamentais: um governo que demore mais tempo para aprovar
as propostas dos operadores pode comprometer os prazos de um projecto, acarretando
prejuízos;
- Obrigações do mercado doméstico: alguns países deficitários em petróleo podem exigir que
o petróleo (ou parte do) produzido seja comercializado obrigatoriamente para o mercado
interno, a preço diferenciado, o que reduz a lucratividade do projecto, em comparação com
outros que permitem a exportação do petróleo a preços internacionais;
- Forma de se apropriar contabilmente das reservas: dependendo da forma de contabilização
permitida no país, as reservas de uma empresa podem ser maiores ou menores, o que impacta
directamente no valor de mercado desta empresa;
- Resolução de disputas: alguns países prevêem na legislação que eventuais disputas acerca
de alguma questão contratual sejam feitas em uma corte de arbitragem independente em outro
país, ao passo que outros países exigem que todas as disputas sejam resolvidas internamente,
o que reduz o poder contencioso dos investidores estrangeiros caso sintam-se lesados de
alguma forma;
58- Idem, Pag.27 59- Idem, Pag.28
28
- Participação do governo: se o contrato for um PSC, estão previstas condições para a
participação do governo ou de sua NOC na fase de produção, onde terão direito a um
percentual do petróleo produzido;
- Que percentual do aumento de preços que é repassado ao governo: em alguns países, as
variáveis do regime fiscal são escalonadas. Por exemplo, a divisão do profit-oil pode variar de
acordo com a receita bruta do projecto. Neste caso, um aumento no preço do petróleo de
referência pode acarretar um aumento na alíquota de divisão do profit-oil. Portanto é
importante saber qual o grau de dependência entre as variáveis, ou seja, em quanto um
eventual aumento do preço do petróleo impacta a receita do governo e a receita do operador;
- O quão “regressivo” é o sistema: alguns sistemas apresentam alíquotas fixas para as
compensações financeiras e tributos, independente da rentabilidade do projecto. Isto torna o
regime fiscal regressivo, na medida em que projectos de maior porte tendem a apresentar
custos fixos unitários menores, tornando-se mais rentáveis para o operador, tornando o
government take menor. Outros sistemas, considerados progressivos, apresentam tabelas com
valores escalonados para o cálculo das alíquotas, garantindo que o governo também seja
beneficiado de eventuais aumentos de porte dos projectos. Por exemplo, em um dado sistema
progressivo, a alíquota de royalties (ou de divisão do profitoil) cresceria em função do volume
de petróleo produzido ou da receita gerada, de forma a permitir que o Estado também seja
beneficiado na captura da renda extraordinária. Independente de suas limitações, o
government take pode ser utilizado como forma de se medir a evolução temporal do grau de
onerosidade (do ponto de vista do operador privado) dos regimes fiscais pelo mundo. Neste
sentido, Van Meurs (2008) afirma que o government take no mundo aumentou entre 2003 a
2008 de quatro formas distintas:
- Alguns regimes fiscais (por exemplo, Angola, Malásia, Rússia e Índia) são estruturados de
maneira progressiva, ou seja, a alta nos preços do petróleo durante este período aumentou o
government take (através de uma tabela de divisão de profitoil escalonada).
– Alguns países ou regiões (como Inglaterra, Alasca, Argélia e Cazaquistão) mudaram o
regime fiscal. - Na Líbia e na Índia o government take passou a ser fator de bid nas rodadas de
leilão de blocos.
- Alguns países (como Rússia, Venezuela e Bolívia) fizeram uma renacionalização parcial de
sua indústria de petróleo.
29
7. Análise comparativa dos regimes de concessão e de partilha
7.1. Leilões com Securities – Conceito
Até o momento foram analisados inúmeros aspectos que caracterizam - e diferenciam -
os regimes contratuais de Concessão e Partilha de Produção. Uma importante diferença que
pôde ser depreendida está na questão da alocação dos fluxos de caixa no processo60.
No Regime de Concessões, as empresas disputam o direito de explorar o bloco através
de suas ofertas de Bónus de Assinatura, pagos ao Estado no ato da assinatura do contrato. A
companhia vencedora, a partir desse momento, se apodera de praticamente todas as receitas
geradas pela actividade. Sobre essas receitas, a ela cabe apenas pagar os tributos incidentes
(Imposto de Renda), royalties e, no caso brasileiro, participação especial61.
Já no Regime de Partilha de Produção, o embate se dá através das ofertas ao Estado de
participação percentual no Óleo de Lucro. Nesse sistema, portanto, a companhia e o Estado
são accionistas do projecto62.
Como forma de simplificar a análise de ambos os regimes no âmbito dos fluxos de
caixa, será tomada como premissa que no sistema de Concessões o Estado obtém receita
apenas no momento da assinatura do contrato, ou seja, a priori. Trata-se de uma premissa
plausível, afinal, as participações governamentais deste sistema também existem no sistema
de Partilha de Produção e, logo, podem ser expurgadas da análise de fluxos de caixa e sua
relação com a teoria de Leilões em questão63.
Usando o mesmo raciocínio, também tomar-se-á a premissa de que o sistema de
Partilha de Produção, por sua vez, confere ao Estado participação apenas na receita gerada
pelas actividades, ou seja, a receita a posteriori. Este sistema até possui bónus de Assinatura
mas não é relevante para análise, não só por assunto de valores como também pelo fato de o
mesmo não ser critério de escolha de vencedor no modelo de Partilha64.
60MELLO, Felipe Macieira, Regimes de concessões vs. Regimes de partilha de produção, Dezembro de 2013, pag 27. 61Ibidem 62Ibidem 63Ibidem 64Ibidem
30
É justamente essa diferença na alocação temporal de fluxos de caixa entre os regimes
que será objecto de estudo neste capítulo. Em princípio, não parece claro que, do ponto de
vista da arrecadação do Estado, seja mais vantajoso receber a receita petrolífera no início ou
no final do processo. Contudo, a teoria de Leilões é capaz de mostrar que a alocação pode ter
sim influência na ousadia das companhias em seus lances, o que em última instância vai
impactar na arrecadação governamental com o sector de petróleo65.
Os leilões que tem relevância para o nosso estudo são aqueles em que o vencedor deve
pagar uma quantia que depende de um fluxo de caixa futuro. Pode-se interpretá-los como
leilões nos quais os lances são feitos por meio de instrumentos financeiros, as "Securities".
Exemplos de securities seriam dívidas, opções e acções66.
A fim de relacionar a teoria de leilões com o estudo de caso em questão, é
fundamental diferenciar esses três tipos de securities. Será usado um exemplo aplicado ao
caso da exploração de petróleo, inspirado no artigo de Carrasco e Mello67.
Consideremos R como a receita líquida da actividade petrolífera. Se o dono da Ação tem
direito 0<p<1 da receita líquida, então a acção é uma security que promete pagamentos iguais
a pR
Já o contrato de Dívida com valor de face D promete a seu detentor pagamentos iguais ao
mínimo entre D e R. Ou seja, se o montante acordado D for superior à receita líquida da
actividade, o dono da Dívida fica com toda a receita líquida. Por outro lado, se o montante D
for inferior à essa receita, o dono da Dívida recebe apenas R68.
A Opção de compra com preço de exercício S, por sua vez, é uma security que
promete pagamentos iguais ao máximo entre 0 e R-S. Ou seja, caso R seja inferior ao preço de
exercício S, o dono da security não exercerá a opção de comprá-lo e ficará com zero.
Entretanto, se R for maior que S, é vantajoso para o dono exercer essa opção e ele o fará,
tendo um rendimento líquido de R-S69.
Entendidos os diferentes instrumentos financeiros, é possível analisar as implicações
do uso de cada um para a remuneração do leiloeiro. Se as propostas dos participantes são
fracções 0<p<1 da receita líquida R ao Estado, pode-se dizer que é um leilão de Ações e,
nesse caso, quanto maior fracção p ofertada, mais ousado é o lance. Já se os participantes
ofertam valores de face D, trata-se de um leilão de Dívida e o lance é mais ousado conforme
65Idem, Pag.28 66Ibidem 67Ibidem 68Ibidem 69Ibidem
31
maior o D. E se são ofertadas opções de compra, os lances são preços de exercício S e quanto
menor S, mais ousado é o lance70.
Aplicando esse conceito à conjuntura dos leilões de blocos exploratórios, é possível
fazer uma correspondência entre os regimes de Concessão e Partilha e os tipos de leilão.
Partindo-se das já mencionadas premissas de que no Regime de Concessões o Estado obtém
receita apenas no momento da assinatura do contrato - o valor do bónus de Assinatura - e no
Regime de Partilha o Estado só obtém receita a posteriori, que é o percentual de Óleo Lucro
oferecido pela companhia petrolífera, pode-se considerar que os leilões no Regime de Partilha
são leilões de Ações - onde essas Ações são os percentuais de Óleo Lucro oferecidos - e os
leilões no Regime de Concessões são leilões de valores fixos de bónus de Assinatura, que
independem da receita líquida, a qual é um fluxo de caixa futuro71.
7.2. Argumentos a favor de regime de concessões
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
fraudes72.
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 mesma73.
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
70Idem, Pag. 28-29 71Idem, Pag.29 72LEITĂO, Luís Manuel Teles, os contratos no Direito do Petróleo e do Gás, Pag.33 73Ibidem
32
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 accionista do projecto,
incumbir-se de reembolsar os custos da empresa74.
Finalmente, considerando o âmbito da teoria 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 Bónus 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 contratual75.
7.3. Argumentos a favor de 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 refinado76.
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.77
74Ibidem 75Ibidem 76Idem, Pag. 81 77Ibidem
33
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-os78.
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, inclusive79.
8. Regime específico de tributação e de benefícios fiscais da actividade
petrolífera em Moçambique
1. Os titulares de direitos para a realização de operações petrolíferas estão sujeitos ao
pagamento, para além dos impostos específicos, dos seguintes tributos80:
a) Imposto sobre o Rendimento;
b) Imposto sobre o Valor Acrescentado;
c) Imposto Autárquico quando haja lugar;
d) Outros impostos estabelecidos por lei.
A Lei dos Petróleos (Lei n.º 21/2014, de 18 de Agosto) prevê que o regime específico
de tributação das operações petrolíferas é estabelecido por lei. Neste contexto, foi aprovada a
Lei n.º 27/2014, de 23 de Setembro, que estabelece o Regime Específico de Tributação e de
Benefícios Fiscais das Operações Petrolíferas (“RETBFAP”).
8.1. Impostos Específicos para as Operações Petrolíferas
78Ibidem 79Ibidem 80- Artigo 25 da Lei nº 21/2014, de 18 de Agosto
34
De acordo com o disposto no artigo 4 do RETBFAP estabelece que, as pessoas singulares e
colectivas mencionadas no artigo 3 da presente Lei, sujeitam-se, de uma forma geral, aos
impostos que integram o Sistema Tributário Moçambicano, bem como aos encargos
parafiscais.
As pessoas referidas no número anterior ficam ainda sujeitas ao Imposto sobre o Rendimento
das Pessoas Colectivas – IRPC, bem como aos mecanismos de partilha de produção, previstos
na presenta Lei.
8.2. Impostos e Regras de Tributação Específicas das Operações
Petrolíferas
8.2.1. Imposto sobre a Produção de Petróleo
a) Incidência Objectiva
Conforme o consignado nos termos do artigo 5 do RETBFAP, o IPP incide sobre o
petróleo produzido na área do contrato de concessão, isto é, na área geográfica abrangida pelo
referido contrato.
b) Incidência Subjectiva
Relativamente aos sujeitos, resulta dos artigos 6 que, são sujeitos passivos do IPP as
pessoas colectivas que realizem operações petrolíferas em território Moçambicano ao abrigo
de um contrato de concessão.
Nos termos do Glossário constante do Anexo I à Lei n.º 27/2014, de 23 de Setembro,
são Operações Petrolíferas as que impliquem a planificação, preparação e implementação das
actividades de reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento, produção, armazenagem,
transporte, cessação de tais actividades ou o término do uso de infra-estruturas, incluindo a
implementação do plano de desmobilização, venda ou entrega de petróleo até ao ponto de
exportação ou fornecimento estipulado, sendo este o ponto, aquele em que o petróleo é
35
entregue para o consumo ou uso ou carregado como mercadoria, incluindo na forma de gás
natural liquefeito.
Nos termos do Glossário constante do Anexo I à Lei n.º 27/2014, de 23 de Setembro,
considera-se Petróleo Produzido o petróleo que tenha sido extraído de um depósito de
petróleo, inicialmente separado e processado em petróleo bruto, condensado ou gás natural,
medido no ponto de medição aprovado pelo Governo, para efeitos de pagamento do imposto
sobre a produção, incluindo quaisquer volumes de petróleo perdidos em resultado de
deficiências ou negligência durante as operações petrolíferas. Esta definição aplica-se, nos
mesmos termos, aos conceitos “Petróleo Bruto Produzido”, “Condensado Produzido” e “Gás
Natural Produzido”, consoante o caso.
c) Facto gerador
Nos termos do artigo 7 do RETBFAP, a obrigação tributária considera-se constituída
no momento em que o petróleo produzido entra na estação de medição definida pelo Governo.
Quando se trate de pagamento em espécie, a obrigação tributária considera-se
constituída no momento em que o petróleo produzido é entregue no ponto definido pelo
Governo.
d) Base tributável
As taxas referidas aplicam-se sobre o valor do petróleo produzido, tal resulta do disposto
no artigo 8 que, “a base tributável do IPP é o valor do petróleo produzido”.
e) Valor do petróleo Produzido
De acordo com o disposto no artigo 9 do RETBFAP o valor do petróleo produzido determina-
se tomando como base os preços médios ponderados a que tenha sido vendido ou alienado por
qualquer outra forma, pelo produtor e suas contratadas no mês a que corresponde o imposto a
liquidar, devendo respeitar o seguinte: “ o valor para cada qualidade de exportação individual
de petróleo bruto, deve ser:
a) no caso de vendas a sociedades não participadas, o preço médio ponderado por barril
no pondo de entrega de cada declaração de venda ou de exportação de petróleo bruto,
36
apurado por referência aos preços FOB, a que esse petróleo bruto tenha sido vendido
pela concessionária, durante esse mês civil; ou
b) no caso de vendas a um terceiro em condições diferentes das condições FOB para
efeitos deste regime, deve ser aplicado um preço FOB calculado sob a forma líquida
(net-back) estabelecido através da dedução ao preço acordado, dos custos reais e
directos incorridos pela concessionária no cumprimentos das obrigações decorrentes
dos respectivos contratos de venda a que acresçam as obrigações inerentes a um
contrato de compra e venda FOB;
c) no caso de vendas a sociedades participadas, o preço que for acordado entre os
Ministérios que superintendem as áreas de petróleos e das finanças, conjuntamente, e a
Concessionária, com base nos seguintes factores:
i. o preço médio ponderado FOB do mês civil para o petróleo bruto de
classificação brent, ou outra produção e para o período em questão. A
média ponderada baseia-se nos dias de cada mês civil em que um preço de
fecho estiver cotado no relatório de cotações “Platts Oilgram” e não são
considerados para o efeito os sem cotações de preços, como os fim-de
semana e dias feriados;
ii. um prémio ou desconto sobre o preço do petróleo bruto de classificação
Brent, ou qualquer outra classificação apropriada de petróleo bruto para a
produção em questão, a determinar por referência à qualidade do petróleo
bruto produzido para a produção em questão, a determinar por referência á
qualidade do petróleo bruto produzido a partir da área do contrato e o custo
da colocação desse petróleo bruto no mercado.
3.Nos casos em que os ministérios que superintendem as áreas de petróleos e das
finanças, conjuntamente, e a concessionária não consigam acordar um preço nos
termos da alínea c) do nº 2 do presente artigo, são adoptados os seguintes
procedimentos. Por forma a determinar o prémio ou descontos referidos no citado
artigo:
a) Os Ministérios que superintendem as áreas de petróleos e das finanças,
conjuntamente e a concessionaria apresentam um ao outro as suas avaliações
do premio ou desconto, juntamente com uma explicação dos factores-chave
considerados na determinação do premio ou desconto;
37
b) Se o prémio ou desconto apresentados separadamente pelos ministérios que
superintendem as áreas de petróleos e das finanças, conjuntamente, e pela
concessionária, estiverem, relativamente um ao outro, compreendidos no
intervalo do equivalente á 10 US c (dez cêntimos do dólar dos Estados Unidos
da América) por barril, deve ser calculada a média para efeitos de fixação do
valor final do petróleo bruto;
c) Se o premio ou desconto apresentados separadamente pelos Ministérios que
superintendem as áreas de petróleos e das finanças, conjuntamente, e pela
concessionária divergirem em mais do equivalente a 10 US c (dez cêntimos do
dólar dos Estados Unidos da América) por barril, cada um deles deve
apresentar de novo ao outro, no terceiro dia útil, a contar da primeira troca de
informação, um premio ou desconto revisto;
d) Se o prémio ou desconto apresentados separadamente pelos Ministérios que
superintendem as áreas de petróleos e das finanças, conjuntamente, e pela
concessionária na segunda troca de informação estiverem compreendidos,
relativamente um ao outro, no intervalo do equivalente a 10 US c (dez
cêntimos do dólar dos Estados Unidos da América) por barril, deve ser
calculada a média para efeitos de fixação do valor final do petróleo bruto;
e) Se o prémio ou desconto apresentados na segunda troca de informação
divergirem em mais do equivalente a 10 US c (dez cêntimos do dólar dos
Estados Unidos da América) por barril, a questão deve ser submetida a decisão
de um perito independente, o qual deve estabelecer um preço com base nos
critérios enunciados na alínea c) do nº.2, mas sempre dentro dos limites
estabelecidos pelas partes nos termos da alínea anterior, todos do presente
artigo.
4. O valor calculado para o gás natural produzido a partir dos jazigos da área do contrato deve
ser:
a) no caso de vendas a sociedades não participadas;
i. O preço médio ponderado por giga joule de gás natural de
especificação comercial no ponto de entrega em que tal gás
natural tenha sido entregue pela concessionária durante esse
mês civil; ou
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ii. O preço médio ponderado por giga joule de todo o restante
gás natural de especificação comercial entregue durante o
mesmo mês civil proveniente de jazigos sujeitos a jurisdição
da República de Moçambique; ou
iii. a média ponderada de preços disponíveis afixados ou
publicitados para combustíveis alternativos ao gás natural
para consumidores industriais de grande dimensão
,incluindo geradores eléctricos ,no mercado onde os mesmo
tenham sido entregues aos consumidores finais.
b) no caso de vendas a sociedades participadas o preço estimulado na
alínea a) supra para vendas a sociedades não afiliadas ou o preço
acordado pelos Ministérios que superintendem as áreas de petróleos e
das finanças, conjuntamente, e a concessionária.
5. Os trâmites previstos nos números anteriores não produzem efeitos suspensivos
sobre quaisquer obrigações da concessionária para com o estado, que devem ser
cumpridas com base no preço determinado residual e conjuntamente com os
ministérios que superintendem as áreas de petróleos e das finanças.
6. No caso de o Governo celebrar com a concessionária um contrato comercial de
compra e venda de petróleo, o preço não deve exceder o da venda ás sociedades
participadas conforme estabelecido na alínea c) do nº.2 e alínea b) do nº.4, ambos do
presente artigo.
g)Taxa
De acordo como o preceituado no artigo 10 do RETBFAP, as taxas de imposto sobre a
Produção do Petróleo são as seguintes:
Petróleo Bruto: 10%
Gás natural: 6%
As taxas podem ser reduzidas em 50% quando a produção tenha como finalidade o
desenvolvimento da indústria local.
39
h) Liquidação
Nos termos do artigo 11 do RETBFAP, a liquidação do IPP é feita pelos sujeitos
passivos, devendo os pagamentos ser efectuados preferencialmente em dinheiro. O Governo
poderá, contudo, notificar o sujeito passivo para liquidar o imposto em espécie (passando este
a ser pago mediante a entrega de petróleo ou gás).
Formas e local de pagamento
O pagamento do IPP é efectuado, regra geral, em dinheiro e, deve ser pago nos serviços da
administração tributária, tal como estabelece o artigo 13 do RETBFAP.
i) Pagamento em espécie
De acordo com o plasmado nos termos do artigo 14 do RETBFAP, o Governo pode, por
meio de notificação, com doze meses de antecedência, contados a partir do primeiro dia do
mês a que se reportar o imposto, notificar o sujeito passivo para pagar parte ou na totalidade o
imposto, em espécie que pode ser petróleo ou gás. Notificado do pagamento do IPP em
espécie, as quantidades mencionadas na notificação devem ser entregues à entidade designada
pelo Governo, no ponto de entrega. O pagamento em espécie na quantidade especificada na
notificação, mantém-se até que o Governo proceda à uma nova notificação, fornecendo ao
sujeito passivo instruções revistas.
j) Regras Específicas do Imposto sobre o Rendimento
O artigo 15 do RETBFAP, preconiza que as pessoas singulares titulares de
rendimentos da segunda categoria e as pessoas colectivas, que realizem operações
petrolíferas, apuram o Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Singulares (IRPS) e o
Imposto sobre Rendimento das Pessoas Colectivas (IRPC) com base nas normas constantes
dos respectivos Códigos e das regras específicas previstas na lei que temos vindo a citar. As
regras específicas do IRPC aplicam-se, com as necessárias adaptações, em sede do IRPS às
pessoas singulares abrangidas pela lei que acima citamos.
40
m) Determinação da matéria colectável
De acordo com o plasmado no artigo 16 do RETBFAP, a determinação da matéria
colectável do IRPC é efectuada, de forma individualizada, por cada área do contrato de
concessão e respeita a cada ano fiscal.
O sujeito passivo deve obter um Número Único da Identificação Tributária - NUIT
individual para cada área de contrato de concessão e organizar uma contabilidade separada
relativamente a cada área de contrato.
Os custos e proveitos derivados de uma área de contrato de concessão, só podem ser
deduzidos ou imputados a esse mesmo contrato de concessão, relativamente a cada ano fiscal.
n) Princípio das entidades independentes
Nos termos do vertido no artigo 17 do RETBFAP, para efeitos do IRPC, as operações
a seguir mencionadas são tratadas como se fossem realizadas entre entidades independentes,
aplicando-se as regras relativas aos preços de transferência, previstas no Código do IRPC:
a) transacções respeitantes a diferentes contratos de concessão de um mesmo sujeito
passivo;
b) transacções respeitantes a um contrato de concessão e outras actividades do mesmo
sujeito passivo;
c) transacções respeitantes a operações petrolíferas a jusante do plano de
desenvolvimento/ponto de entrega;
d) serviços prestados por actividades a jusante do ponto de entrega;
e) quaisquer transacções entre entidades com relações especiais tal como definidas no
Código do IRPC.
Para efeitos do acima exposto, a transmissão de um activo para um contrato de
concessão separado é tratada como aquisição ou alienação do activo, consoante o caso.
Quando dois ou mais sujeitos passivos desenvolvam actividades de reconhecimento, pesquisa,
desenvolvimento e produção de petróleo, no âmbito de um mesmo contrato de concessão,
cada um deles deve calcular o rendimento tributável das operações petrolíferas, relativamente
41
à esse contrato de concessão separadamente, como se fossem empresas associadas efectuando
transacções entre elas, e aplicando-se o princípio das entidades independentes.
o) Proveitos ou ganhos
Nos termos do artigo 18 do RETBFAP, consideram-se proveitos ou ganhos, derivados
de operações petrolíferas, sem prejuízo do disposto no Código do IRPC, os seguintes:
a) rendimentos resultantes da venda ou alienação de petróleo produzido;
b) compensação recebida por qualquer perda ou destruição de petróleo produzido e
resultante de um contrato de seguro ou de outra fonte;
c) montantes recebidos pela venda de informação respeitante à operações petrolíferas;
d) mais-valias decorrentes da alienação, directa ou indirecta, de activos imobiliários,
situados em território moçambicano, relacionados com operações petrolíferas,
independentemente de a alienação ocorrer no exterior;
e) montantes não utilizados do fundo relativo a custos de desmobilização de operações
petrolíferas;
f) quaisquer outros levantamentos do fundo de desmobilização de operações
petrolíferas;
g) quaisquer outros montantes obtidos por virtude de operações petrolíferas, respeitantes
ao contrato de concessão.
p) Custos ou perdas
Tal como resulta do artigo 19 do RETBFAP, consideram-se custos ou perdas das
operações petrolíferas, sem prejuízo do previsto no Código do IRPC os seguintes:
a) custos operacionais, tais como:
i. funcionamento, assistência, manutenção e reparação de poços de produção e de
injecção e todas as instalações de campo concluídas durante as operações de
desenvolvimento e produção;
ii. planeamento, produção, controlo, medição e testes do fluxo de petróleo, assim como a
captação, arrecadação, tratamento, armazenamento e transporte do petróleo do jazigo
petrolífero para o ponto de entrega;
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b) serviços, tais como armazéns, escritórios, acampamentos, cais, embarcações, veículos,
equipamento rolante motorizado, meios aéreos, estações de incêndio e segurança,
oficinas, instalações de saneamento básico e de abastecimento de água, centrais
eléctricas, alojamentos, mobiliário, utensílios e equipamento usados nas operações
petrolíferas;
c) formação profissional de trabalhadores moçambicanos;
d) encargos inerentes à assinatura de um contrato de concessão, com excepção de
quaisquer bónus associados a essa aquisição;
e) contribuições em numerário para o fundo para o encerramento e desmobilização e
custos efectivos de desmobilização;
f) despesas com quaisquer actividades a jusante do contrato de concessão ou com
serviços fornecidos no âmbito de actividades a jusante daquele contrato de concessão,
quando incorridos pelo concessionário, nos termos do artigo 21;
g) encargos gerais de administração, tais como:
h) Os relativos ao escritório principal e aos de campo estabelecidos em Moçambique e a
custos gerais administrativos, incluindo os serviços de supervisão, contabilidade e
relações laborais, também prestados em Moçambique;
i) Os encargos gerais dedutíveis por uma participada ou um estabelecimento estável de
uma entidade não residente em território moçambicano, para cobrir serviços prestados
fora da República de Moçambique para gerir as operações petrolíferas e para
consultoria e assistência ao pessoal, incluindo serviços financeiros, jurídicos,
contabilísticos e de relações laborais.
Os encargos referidos no ponto ii) da alínea g) do número anterior, devem obedecer
aos seguintes parâmetros, num determinado ano fiscal:
i. 5% dos custos totais incorridos até ao limite do equivalente à USD 5.000.000,00
(cinco milhões de dólares dos Estados Unidos da América);
ii. 3% da parcela de Custos totais incorridos entre o equivalente à USD 5.000.000,00
(cinco milhões de dólares dos Estados Unidos da América) e USD 10.000.000,00 (dez
milhões de dólares dos Estados Unidos da América); e
iii. 1,5% dos custos totais incorridos que excedam o equivalente à USD 10.000.000,00
(dez milhões de dólares dos Estados Unidos da América),
43
q) Encargos gerais incorridos em território moçambicano
De acordo com o estabelecido no artigo 20 do RETBFAP, os encargos referidos no
ponto i) da alínea g) suportados por sociedade que desenvolve operações petrolíferas em
território moçambicano, que não possam ser atribuídos directamente a uma determinada
concessão dessa sociedade, por serem encargos gerais da mesma, devem ser atribuídos às
concessões da mesma sociedade de modo proporcional, tal como resulta do artigo 20.
Tais encargos compreendem:
a) a amortização de activos usados em benefício das diferentes concessões;
b) os custos gerais administrativos.
O Governo estabelece as regras de atribuição dos encargos gerais tendo em conta o valor dos
activos ou os encargos gerais associados a cada concessão petrolífera detido por uma
sociedade que desenvolve operações petrolíferas em território moçambicano, ou outro critério
que considere adequado.
r) Determinação dos custos com actividades a jusante
Para efeitos do disposto na alínea f) do artigo 19 da lei que temos vindo a citar, é
dedutível uma tarifa paga pela entidade que detém o contrato de concessão à entidade que
incorreu em tais custos.
Para os efeitos do disposto na alínea f) do artigo 19, os custos com quaisquer
actividades a jusante do ponto de entrega ou com serviços fornecidos no âmbito de
actividades a jusante daquele ponto de entrega, devem ser contabilizados separadamente das
operações petrolíferas, sendo dedutível uma tarifa cobrada aos empreendimentos que
desenvolvem operações petrolíferas.
A referida tarifa é acordada entre a entidade de tutela do sector petrolífero e a
administração tributária, e deve observar o princípio das entidades independentes.
s) Encargos não dedutíveis
44
Para além do disposto no Código do IRPC, não são dedutíveis os custos resultantes de:
a) violação dolosa das obrigações legais e regulamentares por parte do sujeito passivo ou
de quem actue por conta deste, quanto à gestão das actividades de reconhecimento,
pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo;
b) contratos de cobertura de riscos, ou perdas derivadas desses contratos, também
conhecidos por “hedge”;
c) despesas de formação profissional do pessoal expatriado e dos programas de formação
se não respeitarem os termos exigidos na legislação aplicável;
d) ofertas financeiras efectuadas ao Estado pela atribuição de concessões petrolíferas;
e) despesas de comercialização ou transporte de petróleo para além do ponto de entrega;
f) despesas com o perito independente que vier a ser consultado para efeitos de
determinação do preço do petróleo, se não for solicitada pelo Governo;
g) imposto sobre a produção do petróleo;
h) comissões pagas a intermediários;
i) despesas incorridas em processos de arbitragem, salvo quando realizadas para defesa
das actividades de reconhecimento, pesquisa, desenvolvimento e produção de
petróleo;
j) indemnizações pagas a título de cláusula penal;
k) danos causados por negligência ou dolo do sujeito passivo ou de quem actue por conta
deste.
t) Amortizações
A concessionária deve amortizar todos os elementos depreciáveis dos activos tangíveis e
intangíveis, nos termos do Código do IRPC. As despesas de prospecção e pesquisa efectuadas
ao abrigo de um contrato de concessão são tratadas como elementos depreciáveis dos activos
intangíveis e são amortizáveis.
As despesas de desenvolvimento e produção efectuadas ao abrigo de um contrato de
concessão são tratadas como elementos depreciáveis dos activos tangíveis e são amortizáveis.
A amortização é deduzida às taxas a seguir indicadas, a não ser que o seu período de vida útil
numa operação petrolífera aprovada no plano de desenvolvimento seja menor, caso em que a
taxa é 1 dividida pelo número de anos expectável de operações petrolíferas:
45
TIPO DE ACTIVO TAXA
Despesas de Pesquisa e Avaliação 100%
Despesas de Desenvolvimento 25%
Activos de Produção Petrolífera 20%
Aquisição de direitos Petrolíferos 10%
Outros Activos 10%
A amortização começa no ano em que as despesas foram incorridas ou em que a
produção comercial começa, se posterior. As amortizações só são aceites para efeitos fiscais
quando contabilizadas como custos ou perdas do exercício a que respeitam, previstos no
artigo 19 do presente regime. O cálculo das amortizações do exercício deve fazer-se pelo
método das quotas constantes.
u) Retenção na fonte
Os sujeitos passivos que realizem operações petrolíferas estão obrigados a proceder à
retenção na fonte do IRPS e do IRPC, de acordo com as normas dos respectivos Códigos. O
sujeito passivo que pague ou coloque à disposição de um não residente, directamente ou por
interposta pessoa em seu benefício, montantes respeitantes à remuneração de serviços
relacionados com o contrato de concessão e prestados por não residentes, independentemente
do lugar onde se realizem, desde que o beneficiário dos serviços de um residente em território
moçambicano ou um estabelecimento estável situado neste território, deve reter na fonte o
imposto, à taxa liberatória de 10% do montante bruto pago.
A obrigação de efectuar a retenção na fonte do IRPC ocorre na data do pagamento dos
rendimentos, do seu vencimento, ainda que presumido, da colocação à disposição, da sua
liquidação ou do apuramento do respectivo quantitativo, consoante os casos, devendo as
importâncias retidas ser entregues à administração tributária nos termos e prazos estabelecidos
nos Códigos dos Impostos sobre o Rendimento.
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v) Tributação das mais-valias
Os ganhos obtidos por não residentes em território moçambicano, com ou sem
estabelecimento estável, resultantes da alienação onerosa ou gratuita directa ou indirecta de
direitos petrolíferos em território moçambicano, são tributáveis como mais-valias, à taxa de
32%.
Os respectivos ganhos, incluindo os provenientes da alienação de títulos, acções ou
partes sociais, em sociedades detentoras de direitos petrolíferos são, para efeitos fiscais,
ganhos relativos a bens imobiliários com fonte em território moçambicano.
Consideram-se obtidos em território moçambicano os ganhos resultantes da
transmissão onerosa ou gratuita, directa ou indirecta, entre entidades não residentes, de partes
representativas do capital social de entidades detentoras de um direito petrolífero, ou de
outros valores mobiliários emitidos por tais entidades, respeitantes a esse direito, envolvendo
activos petrolíferos imobiliários situados em território moçambicano, independentemente do
local onde a alienação ocorra.
Para efeitos de determinação das mais-valias, aplicam-se as normas previstas nos
Códigos dos Impostos sobre o Rendimento.
A responsabilidade pelo pagamento deste imposto decorrente de ganhos obtidos por
entidade não residente e sem estabelecimento estável em Moçambique é solidariamente
imputada à entidade adquirente ou ao detentor do direito petrolífero.
O imposto devido é pago no prazo de trinta dias, a contar da data da alienação dos
direitos petrolíferos.
9. Mecanismos de Partilha de Produção
9.1. Recuperação de custos81
81- Artigo 31 da Lei nº 27/2014, de 23 de Setembro
47
A concessionária recupera os custos incorridos na execução das operações petrolíferas,
pela remuneração através da titularidade sobre certa quantidade de petróleo produzido e na
medida do permitido pelo disposto na lei que temos vindo a citar.
Da quantidade total de petróleo produzido, a concessionária pode retirar uma parte da
mesma para satisfazer a sua obrigação de pagamento do IPP e o remanescente após a referida
parcela ter sido retirada é doravante designado por “petróleo disponível”.
Todos os custos incorridos pela concessionária relativamente às operações petrolíferas
são recuperados a partir do petróleo disponível no ponto de entrega definido pelo Governo,
excepto os juros e outros custos financeiros.
Em cada ano civil, a totalidade dos custos recuperáveis incorridos pela concessionária
relativamente às operações petrolíferas na área do contrato, limita-se a 60% (sessenta por
cento) do petróleo disponível.
Os custos recuperáveis que excedam os limites mencionados no número 4 num ano
civil, são transmitidos para o ano ou anos seguintes, até serem totalmente recuperados.
9.2. Partilha de produção82
As disposições relativas à recuperação de custos e ao direito a lucro constantes do
artigo 31 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.
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
82- Artigo 32 da Lei nº 27/2014, de 23 de Setembro
48
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.
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.
49
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.
10. Benefícios fiscais na importação83
Os empreendimentos ao abrigo da Lei de Petróleo beneficiam, durante cinco
exercícios fiscais, a contar da data da aprovação de um plano de desenvolvimento, de isenção
de:
a) direitos aduaneiros devidos na importação de equipamentos destinados a serem
utilizados em operações petrolíferas, classificados na classe K da Pauta Aduaneira;
b) direitos aduaneiros devidos na importação de bens constantes do Anexo II à presente
Lei, equiparados aos bens da classe K da Pauta Aduaneira.
Os benefícios referidos no número anterior são concedidos apenas quando os bens a importar
não sejam produzidos no território nacional ou, sendo produzidos, não satisfaçam as
83- Artigo 33 da Lei nº 27/2014, de 23 de Setembro
50
características específicas de finalidade e funcionalidade exigidas ou inerentes à natureza da
actividade a desenvolver e a explorar.
10.1. Requisitos para obtenção dos benefícios fiscais84
São requisitos para a obtenção de benefícios fiscais:
a) ter sido autorizado por entidades competentes para a realização de operações
petrolíferas, no âmbito da Lei de Petróleos;
b) ter efectuado o registo fiscal através da obtenção do respectivo – NUIT;
c) dispor de contabilidade organizada, de acordo com o sistema de contabilidade para o
sector empresarial e observar as exigências dos Códigos do Imposto sobre o
Rendimento das Pessoas Colectivas ou das Pessoas Singulares, consoante o caso;
d) não ter cometido infracções de natureza tributária.
10.2. Caducidade, suspensão e extinção dos benefícios fiscais85
Os benefícios fiscais cessam decorrido o prazo por que foram concedidos ou quando
tenha sido aplicada uma sanção extintiva.
A extinção ou suspensão dos benefícios fiscais implica a aplicação automática da
tributação geral consagrada por lei.
No caso da aplicação de uma sanção suspensiva, a mesma mantém-se até à completa
reposição da situação que a tiver dado causa, incluindo o pagamento, no prazo de 30 dias,
contados a partir da data da notificação pelos serviços tributários competentes, das receitas
não arrecadadas.
Os titulares do direito aos benefícios fiscais são sempre obrigados a declarar, no prazo
de 30 dias, que cessou a situação de facto ou de direito em que se baseia o benefício fiscal,
84- Artigo 36 da Lei nº 27/2014, de 23 de Setembro 85- Artigo 37 da Lei nº 27/2014, de 23 de Setembro
51
devendo a mesma comunicação ser feita no caso de suspensão dos benefícios fiscais. Os
definição das regras para a sua suspensão ou extinção, nos casos de infracções de natureza
fiscal e qualquer inobservância das condições estabelecidas no momento da concessão e
reconhecimento, são objecto de regulamentação.
11. Cálculo da Tributação nos Contratos de Concessão
O artigo 10 da Resolução n° 25/2016, de 3 de Outubro, estabelece que:
13.1. O valor do Petróleo usado para efeitos de Impostos sobre a Produção de Petróleo a
liquidar nos termos previstos no Regime Específico de Tributação e de Benefícios das
Operações Petrolíferas (Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro), e do respectivo Regulamento
aprovado pelo Decreto n° 32/2015, de 31 de Dezembro, e para alocação do Petróleo-custo e
Petrolífero-Lucro referidos no artigo 9 e 11 devem, na medida em que tal petróleo consista em
Petróleo Bruto, determinado no final de cada mês civil, começando no mês em que tenha
iniciado a produção comercial de petróleo bruto. Na medida em que tal petróleo consistir em
Gás Natural, o valor do Gás Natural será determinado no final de cada mês civil, começando
no mês em que tenha início a entrega comercial no ponto de entrega.
13.2. O valor calculado para cada qualidade de exportação individual de Petróleo Bruto dos
depósitos de petróleo dentro da Área do Contrato de Concessão de cada mês civil será:
(a) No caso de vendas a empresas não-afiliadas, o preço médio ponderado por barril no ponto
de entrega de cada qualidade de exportação individual de petróleo bruto, apurado por
referência aos preços FOB, a que esse Petróleo Bruto foi vendido pela concessionária durante
esse mês civil; ou
(b) Se a Concessionária vender o Petróleo Bruto a um terceiro em condições diferentes das
condições FOB, para efeitos deste CCPP deverá ser aplicado um preço FOB calculado sob a
forma líquida (“net-back”). O preço calculado sob a forma líquida (“net-back”) será
estabelecido atráves da dedução ao preço acordado, os custos reais e directos incorridos pelas
concessionárias no cumprimento das obrigações decorrentes dos respectivos contratos de
venda a que acresçam às obrigações inerentes aos termos de um contrato FOB.
52
13.3. No caso de vendas a empresas afiliadas, o preço que for acordado entre MIREME e as
Concessionárias com base na adição conjunta dos dois factores seguintes:
(a) O preço médio ponderado FOB do mês civil para o Petróleo Bruto de classificação Brent,
ou outra classificação apropriada do Petróleo Bruto para a produção e para o período em
questão. A média ponderada basear-se-á nos dias de cada mês civil em que um preço de fecho
estiver cotado no relatório de cotações “PlattsOilgram”. Serão ignorados os dias sem cotações
de preços, como os de fim-de-senama e feriados; e
(b) Um prémio ou desconto sobre o preço do Petróleo Bruto de classificação Brent, ou
qualquer outra classificação apropriada de Petróleo Bruto para a produção em questão, a
determinar por referência à qualidade do Petróleo Bruto produzido a partir da Área do
Contrato de Concessão e o custo de colocação desse Petróleo Bruto no mercado.
13.4. Nos casos em que o MIREME e as Concessionárias não consigam acordar um preço nos
termos do artigo 10.3, serão adoptados os seguintes procedimentos por forma a determinar o
prémio ou desconto referidos no citado artigo:
(a) O MIREME e as Concessionárias apresentarão um ao outro as suas avaliações do prémio
ou desconto, juntamente com uma explicação dos factores-chave considerados na
determinação do prémio ou desconto;
(b) Se o prémio ou desconto apresentados separadamente pelo MIREME e pelas
Concessionárias estiverem, relativamente um ao outro, compreendidos no intervalo de 10 US
c (dez Cêntimos dos Estados Unidos da América) por barril, será calculada a média para
efeitos de fixação do valor final do Petróleo Bruto;
(c) Se o prémio ou descontos apresentados separadamente pelo MIREME e palas
Concessionárias divergirem em mais de 10 US c (dez Cêntimos dos Estados Unidos da
América) por barril, cada um deles apresentará de novo ao outro, no 3° (terceiro) Dia útil a
contar da primeira troca de informação, um prémio ou desconto revisto;
(d) Se o prémio ou desconto apresentados separadamente pelo MIREME e pelas
Concessionárias na segunda troca de informação estiverem compreendidos, relativamente um
ao outro, no intervalo de 10 US c (dez Cêntimos dos Estados Unidos da América) por barril,
será calculada a média para efeitos de fixação do valor final do Petróleo Bruto;
53
(e) Se o prémio ou desconto apresentados na segunda troca de informação divergirem em
mais de 10 US c (dez Cêntimos dos Estados Unidos da América) por barril, a questão será
submetida à decisão de um perito único nos termos do artigo 26.6, o qual estabelecerá um
preço com base nos critérios enunciados na alínea c) do artigo 10.3, mas sempre dentro dos
limites estabelecidos pelas partes nos termos da alínea d) do artigo 10.4.
13.5. O valor calculado para Gás Natural produzido a partir dos Depósitos de Petróleo da
Área do Contrato de Concessão será:
(a) No caso de vendas de Gás Natural para empresas não-afiliadas, em cada mês do ano civil,
o preço médio ponderado por Giga joule de Gás Natural de especificação comercial no ponto
de entrega em que tal Gás Natural tenha sido entregue pelas Concessionárias durante esse mês
civil; ou
(b) No caso de vendas a empresas afiliadas:
i. O preço estipulado na alínea a) supra para vendas a empresas não-afiliadas; ou
ii. O preço acordado entre os ministérios que superintendem as áreas de petróleo e de
finanças conjuntamente, e as Concessionárias.
(c) No caso de vendas de Gás Natural entregue como GNL durante esse mês do calendário
civil:
i. No caso de vendas a empresas não-afiliadas, o preço líquido médio ponderados das
vendas de GNL em dólares americanos por MMBtu calculada como a receita total
devida em relação a todas as vendas de GNL entregue durante esse mês de calendário,
menos o total das deduções (de acordo com o anexo C deste CCPP) incorridas em
relação a essas vendas dividido pelo volume total, em MMBtu de GNL carregado
durante o mês em relação a essas vendas; e
ii. No caso das vendas para a Concessionária ser (i) calculado da mesma forma, tal como
estipulado na alínea (c) (i) acima para vendas a empresas não-afiliadas ou (ii) tal preço
acordado entre os ministérios que superintendem as áreas de petróleo e de finanças,
conjuntamente, e a Concessionária.
13.6. No caso de o Governo e/ou seu representante autorizado celebrar com as
Concessionárias um contrato comercial de compra e venda de Petróleo, para a compra pelo
54
Governo, o preço não deve exceder o da venda as empresas afiliadas, conforme estabelecido
nos termos do artigo 10.3 e alínea b) do artigo 10.5.
Artigo 11 no 11.1. Cada Concessionária e os seus subcontratados, salvo na medida em que
deles estejam isentos, estarão sujeitos à legislação aplicável na República de Moçambique que
imponha tributos, direitos aduaneiros, impostos, encargos, taxas ou contribuições.
11.2. Durante os (5) anos após a aprovação do Plano de Desenvolvimento relacionados a este
CCPP, cada Concessionária e os seus Subcontratados terão direito a Incentivos Fiscais e
Aduaneiros, nos termos da Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro e o respectivo Regulamento
aprovado pelo Decreto n° 32/2015, de 31 de Dezembro, que estabelece o Regime Específico
de Tributação e de Benefícios Fiscais das Operações Petrolíferas. Cada Concessionária e os
seus Subcontratados estarão isentos de:
(a) Direitos aduaneiros relativos a importação de bens destinados a serem utilizados nas
Operações Petrolíferas, de acordo com a classe K e a Pauta Aduaneira, nos termos do artigo
35 da Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro;
(b) Direitos aduaneiros relativos a importação de explosivos detonadores, ancinho, e
máquinas e aparelhos para explodir explosivos, bem como equipamentos e dispositivos de
reconhecimento topográfico, geodésicos e geológicos em terra e no mar onshore/offshore para
serem usados nas Operações Petrolíferas e outros aprovisionamentos, equiparados com bens
da classe K, nos termos do Anexo II do artigo 35 da Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro;
11.3. Cada Concessionária e os seus Subcontratados deverão estar isentos do pagamento de
direitos e demais imposições aduaneiras e fiscais relativos a importação temporária de bens
para utilização nas Operações Petrolíferas de acordo com a Pauta Aduaneira, aprovado pelo
Decreto n° 34/2009, de 26 de Dezembro.
11.4. O Pessoal Expatriado de cada Concessionária e dos seus Subcontratados estará isento,
nos termos deste CCPP de direitos aduaneiros e outros encargos devidos na importação de
bens pessoais e doméstico desse Pessoal Expatriado e seus dependentes, importados para a
República de Moçambique tornando-se, contudo, esses direitos aduaneiros sobre tais bens
devidos caso se verifique a sua venda na República de Moçambique a pessoa que não esteja
isenta desses direitos. O Pessoal Expatriado poderá exportar da República de Moçambique,
55
isentos de direitos aduaneiros e demais encargos, os referidos bens pessoais e domésticos por
si importados, nos termos previstos na Pauta Aduaneira.
11.5. Para efeitos do CCPP, as matérias abaixo referidas tem o seguinte tratamento:
(a) O Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas (IRPC) será liquidado à taxa de
32%, nos termos da Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro, e suas eventuais alterações, mas
sempre sem prejuízo do disposto nos artigos 11.9, e a pagar por cada Concessionária as quais
serão tributadas e colectadas separadamente. As seguintes disposições aplicar-se-ão ao IRPC
incidente sobre rendimentos provenientes de Operações Petrolíferas no âmbito deste CCPP.
(i) Na determinação do rendimento líquido de cada Concessionária para efeitos de cálculo de
IRPC num dado exercício fiscal, adicionalmente as deduções já efectuadas para efeitos de
recuperação de custos e cálculo do Petróleo- Custo e Petróleo-Lucro, nos termos do artigo 9,
serão efectuadas amortizações nos seguintes termos:
(aa) Será deduzida a amortização, às taxas abaixo indicadas, com início no ano em que as
despesas foram incorridas ou em que teve início a Produção Comercial, consoante o que
ocorrer mais tarde:
Relativamente a despesas em pesquisa, incluindo a perfuração de Poços de Pesquisa e
de Avaliação, a cem por cento (100%);
Relativamente a Despesa de Investimento em Desenvolvimento e Produção, à taxa
anual de vinte e cinco por cento (25%) dessas despesas, na base de uma amortização
pelo método das quotas constantes;
(bb) Em qualquer ano, cada Concessionária poderá optar por diferir a amortização, total ou
parcialmente. Ao exercer o direito de diferimento, a Concessionária deverá notificar
departamento competente do Ministério que superintende a área de finanças, até ao final do
mês de Fevereiro do ano seguinte ao ano em questão, da sua intenção de diferir a amortização.
Em tal notificação, a Concessionária especificará:
A taxa a que pretende amortizar as despesas de pesquisa durante o ano em questão,
não podendo tal taxa exceder cem por cento (100%); e
A taxa a que pretende amortizar as Despesas de Investimentos em Desenvolvimento e
Produção durante o ano em questão, não podendo tal taxa exceder 25% (vinte e cinco
por cento).
56
A taxa notificada pela Concessionária será aplicável ao ano especificado na notificação. Nos
anos seguintes a amortização será efectuada à taxa prevista no artigo 11.5, alínea a), subalínea
i), aa), salvo se for efectuada outra notificação escrita nos termos deste artigo.
(ii) A amortização diferida, consistindo na diferença entre a taxa permitida e a taxa notificada
pela Concessionária a taxa que pretende utilizar no ano em questão, poderá ser deduzida ao
rendimento líquido em qualquer ano futuro. A Concessionária deverá notificar por escrito o
departamento competente do Ministério que superintende a área de finanças, até ao final do
mês de Fevereiro do ano seguinte ao ano em questão da sua intenção de proceder a essa
amortização diferida durante esse ano;
(iii) Para efeitos de cálculo de responsabilidade de pagamento de IRPC, perdas incorridas pela
Concessionária em qualquer ano poderão ser transportadas, até um máximo de cinco (5) anos
após o ano em que tais perdas tenham sido incorridas;
(iv) A fim de determinar base tributável IRPC, a autoridade competente do Ministério que
superintende a área de finanças pode prosseguir com a correcção de acordo com a Lei n°
34/2007, de 31 de Dezembro que aprova o Código do IRPC, quando os preços de
transferência e sob capitalização resultante de transacções entre empresas afiliadas que
diferem das resultantes entre terceiros.
(b) Ao abrigo do artigo 28 da Lei n° 27/2014, de 23 de Setembro, as Concessionárias deverão
reter na fonte a título de pagamento de imposto de rendimento os montantes devidos, à taxa
liberatória de dez por cento (10%) sobre o montante bruto de qualquer pagamento feitos pelas
Concessionárias a uma Subcontratada não residente, pela prestação de serviços contratados
para a execução de Operações Petrolíferas ao abrigo deste CCPP. Esse montante de tal
imposto de rendimento retido pelas Concessionárias deverá ser pago à entidade competente
do Ministério que superintende a área de finanças, de acordo com os procedimentos da
legislação aplicável.
Os Subcontratados estrangeiros não residentes não ficarão sujeitos nem serão objecto de
retenção de quaisquer outros impostos em relação a quaisquer pagamentos que lhe sejam
efectuados para além dos previstos neste artigo 11.5.
11.6. (a) De acordo com a legislação aplicável e menos que seja instruído de outro modo nos
termos da alínea c) do artigo 11.6, cada Concessionária deverá pagar em dinheiro ao Governo
57
o imposto sobre a Produção do Petróleo com base no valor no ponto de entrega, nos termos do
disposto no artigo 10:
(i) Um montante em dinheiro correspondente a 6% (seis por cento) da quantidade de Gás
Natural Produzido partir de depósitos localizados na área do Contrato de Concessão, mas não
re-injectados;
(ii) Um montante correspondente a 10% (dez por cento) das quantidades de Petróleo Bruto
Produzidos a partir de depósitos localizados na Área do Contrato de Concessão.
(b) O Governo poderá, em vez de receber em dinheiro o Imposto sobre a Produção do
Petróleo referido na alínea a) do artigo 11.5, mediante notificação com 12 (doze) meses de
antecedência, exigir as Concessionárias que paguem mensalmente em espécie a totalidade ou
parte das quantidades do Petróleo Bruto e do Gás Natural que tenham sido produzido, e a que
o Governo tem direito, a partir da Área do Contrato de Concessão nesse mês;
(c) Os pagamentos em dinheiro do Imposto sobre a Produção do Petróleo relativo a um
determinado mês civil, e com respeito a Petróleo Bruto e Gás Natural produzidos nesse mês,
deverão ser feitos até o 10.° (décimo) dia de mês civil seguinte;
(d) O Pagamento em espécie da percentagem especificada na notificação efectuada nos
termos da alínea b) do artigo 11.6 continuará até que o Governo proceda a uma nova
notificação por escrito nos termos do disposto na alínea b) do artigo 11.6, fornecendo à
Concessionária instruções revistas.
11.8. No exército dos seus direitos e benefícios relativos à inserção de direitos aduaneiros
sobre a importação e exportação estipulados neste artigo, as Concessionárias observarão todos
os procedimentos e formalidades aplicáveis, devidamente impostos pela legislação aplicável.
11.9. Para efeitos deste CCPP, poderá ser negociada a estabilidade fiscal de dez anos, a contar
da aprovação de um Plano de Desenvolvimento, sem afectar os pressupostos de viabilidade e
rentabilidade.
O período de estabilidade fiscal previsto neste artigo pode ser estendido até ao termo da
concessão inicial, mediante pagamento de 2% adicionais à taxa do imposto sobre a produção a
partir do décimo primeiro ano de produção, conforme a lei aplicável.
58
12. Alguns desafios e impactos da tributação do petróleo
12.1. Desafios à política de tributação do petróleo
Hoje em dia, em virtude sobretudo da abertura das economias decorrente do sistema
GATT/OMC, da integração económica e política concretizada pela União Europeia, bem
como dos fenómenos da internacionalização e da globalização económicas, a concorrência
fiscal internacional, vista como a concorrência entre sistemas fiscais, constitui um fenómeno
bem conhecido e presente na actuação das empresas. Com efeito, estas actuam, cada vez mais,
na perspectiva de um mercado internacional ou mesmo global, escolhendo os países com
melhores regimes fiscais para localizarem a sua residência, os seus activos, a sua actividade,
etc86. Concorrência fiscal que, podemos dizer, assume uma configuração particular no que à
tributação do petróleo diz respeito, uma vez que a actividade de exploração e produção deste
recurso natural não pode ser desenvolvida em qualquer lugar, mas apenas onde se encontram
as respectivas jazidas, sendo certo que estas, não só não podem deslocar-se, como comportam
uma oferta relativamente limitada. O que tem permitido aos Estados petrolíferos aproveitar
desta situação, pois estes não só se encontram a salvo da referida concorrência fiscal entre os
Estados para oferecerem tributações mais baixas, como podem concorrer entre si no sentido
da maximização da captura da renda económica proporcionada pela actividade petrolífera. Na
verdade, as empresas multinacionais que se dedicam à exploração e produção de petróleo,
para desenvolverem a sua actividade, apenas podem deslocar-se dentro do limitado universo
dos países petrolíferos e não podem deixar de ter em devida consideração quer escassez do
recurso, quer a circunstância das reservas de petróleo serem esgotáveis dentro de algumas
décadas. Por isso, não admira que a concorrência entre os Estados, que se verifica neste
domínio, acabe por se desenvolver no sentido dos altos níveis de captura da renda económica
pela via tributária87. O que nos revela uma concorrência fiscal exercida no sentido da alta da
tributação, beneficiando as receitas públicas, e não como a concorrência fiscal em geral que,
actuando no sentido da baixa de impostos, acabam por favorecer as empresas que da mesma
possam tirar partido, permitindo-lhes exercer ou repartir a sua actividade no quadro de uma ou
de várias jurisdições fiscais. Mas esta concorrência fiscal, orientada no sentido de sistema
86- José Carlos Vieira de Andrade & Rui de Figueiredo Morais, Direito do Petróleo, 2013, Pag.268. 87- Ibidem
59
fiscais menos onerosos, comporta, sobretudo no sector da exploração e produção do
petrolífera evidentes limitações, o que, todavia, a no exclui de todo, uma vez que a captura da
renda económica levada a cabo pelos Estados pode apresentar-se com níveis de tributação
ainda relativamente diversificados em virtude seja do montante das próprias taxas ou
alíquotas, seja da complexidade e instabilidade dos sistemas de tributação de alguns países, os
quais comportam, por via de regra, elevados custos de administração e de cumprimento para
as empresas88.
Colocam-se em relação a essa concorrência, os mesmos problemas que são enfrentados pela
concorrência fiscal em geral, designadamente a necessidade de coordenação internacional das
políticas de tributação das empresas. Uma coordenação que, neste domínio, como bem se
compreende, não pode deixar de se concretizar na tentativa de impor, através da conclusão de
convenções internacionais, de taxas ou alíquotas comuns máximas (e não mínimas)89.
12.2. Alguns impactos da tributação do petróleo
Quanto aos múltiplos e diversificados impactos que a tributação do petróleo
naturalmente tem, vamos referir aqui apenas alguns deles e de maneira muito sumária,
considerando tantos os de natureza microeconómica como os de natureza microeconómica.
Assim, quanto aos primeiros, limitamo-nos a referir a neutralidade na alocação de recursos, a
partilha do risco e as dificuldades para a administração e para os contribuintes. Por seu lado,
no respeitante aos de natureza macroeconómica, vamos aludir às implicações para a economia
local, para o consumo e aforro domésticos, bem como para a distribuição intergeracional de
riqueza tributação de petróleo pode ter impacto na neutralidade em sede da alocação de
recursos, designadamente distorcendo a alocação dos investimentos. Por acaso, reclama-se
que os tribunais incidentes sobre o petróleo sejam, tanto quanto possível, neutros, no sentido
de que os resultados económicos dos investimentos realizados não sejam afectados. Ou seja,
que o nível desses resultados seja igual antes e depois da tributação. Um objectivo cuja
prossecução, como facilmente se compreende, dependerá do tipo de regime fiscal que venha a
suportar a remuneração dos Estados, sendo certo que diferentes regimes de tributação podem
88- Idem Pag.269. 89- Ibidem
60
conduzir a resultados equivalentes e os mesmos regimes fiscais a resultados diferentes90.
Assim, um imposto sobre o rendimento das sociedades pode levar a diminuta neutralidade dos
investimentos, se incidir sobre os lucros empresariais, a uma taxa ou alíquota proporcional,
antes de o investidor ter realizado o retorno programado. Por seu lado, um contrato de partilha
de produção pode ser estruturado de maneira a conduzir a resultados equivalentes a um
imposto sobre o rendimento combinado, por exemplo, com um royalty. É certo que os
impostos, taxas e royalties de taxa ou alíquota fixa terão, em princípio impacto negativo na
neutralidade dos investimentos face as alterações da rendibilidade dos projectos conduzidos a
resultados muito diferentes antes e depois da tributação. De outro lado, é óbvio que o risco,
tanto no respeitante ao retorno esperado das companhias, como à remuneração dos Estados,
depende de muitos factores, não se limitando, por conseguinte ao recorte do sistema fiscal
incidente sobre o petróleo 91 . A tributação pode ter importante impacto no risco das
companhias na medida da percepção que estas tenham relativamente à estabilidade do sistema
fiscal, sendo certo que a mesma depende, em larga medida, do comportamento político
económico registado no passado dos países e da consequente probabilidade de estes alterarem
mais ou menos o sistema fiscal durante a vida do projecto. Pois bem, nos países em
desenvolvimento o impacto macroeconómico mais importante da extracção petrolífera é, por
certo, o seu vector fiscal. Um impacto que, a seu modo, é também visível nos países mais
desenvolvidos atentas as oportunidades que cria para a industria local proporcionando factores
de produção aos projectos de extracção ou utilizando os resultados desta para suportar a
produção própria. Nos países em desenvolvimento pode, todavia, esse impacto vira a ser
menos significativo, concretizando-se basicamente nas receitas públicas cobradas, o que
sucedera quando o sector de extracção petrolífera constitui um enclave económico separado
da restante economia. Pois, embora neste caso possa ter impacto na criação de postos de
trabalho, este será sempre relativamente limitado, seja pela sofisticada especialização técnica
exigida, seja por se tratar de uma assente em capital intensivo92. Relativamente aos efeitos
sobre o consumo e aforro domésticos, naturalmente que as receitas proporcionadas pela
tributação do petróleo podem constituir uma importante chave em termos macroeconómicos
aumentando o consumo, o investimento ou o aforro publico, sendo certo que se o Estado
decide gastar mais do que poupar, isso pode significar maior investimento publico,
designadamente em infra-estruturas produtivas, maiores despesas com bens, serviços ou
90- Idem Pag.270. 91- Ibidem 92- Idem Pag.272.
61
transferências, sejam estes de caracter temporário ou não, ou um incremento do emprego.
Despesas que terão naturalmente implicações no futuro, uma vez que vão gerar custos de
manutenção e de um funcionamento das infra-estruturas e dos serviços. Todavia, tendo em
conta que essas receitas não vão durar sempre, impõe-se uma adequada gestão daquelas
despesas que pode passar pela constituição de fundos de estabilização das receitas
provenientes da extracção mineira93.
Ainda a respeito dos impactos das receitas públicas proporcionadas pela tributação do
petróleo, é de aludir á possibilidade de aumentos bruscos das mesmas. Uma situação que
ocorre com alguma frequência sobretudo nos países em desenvolvimento, o que torna
provável que, ao lado dos referidos impactos benéficos, surjam oportunidades para outros
menos desejáveis, como são o incremento dos fenómenos da pura captura de renda ou da
corrupção. Um outro impacto a que devemos aludir, para terminar, é o relativo as
consequências em sede de distribuição intergeracional da riqueza. É claro que a extracção
mineira reduz necessariamente a riqueza líquida de um país da qual aproveitam as gerações
actuais em detrimento das gerações futuras. Pois, enquanto as gerações presentes beneficiam
de um acréscimo, que podes ser significativo, da produção e consumo possibilitados pela
extracção mineira, as gerações futuras podem ver-se total e definitivamente excluídas desse
benefício. Uma situação de todo inaceitável no quadro de uma repartição intergeracional
minimamente justa da riqueza nacional94. Não admira, que por conseguinte, que face a essas
consequências nefastas, venham sendo propostas soluções que vão desde remediar, de algum
modo, o problema, compensando as futuras gerações através da realização de investimentos
mais elevados e com efeitos prolongados no tempo de modo a que as beneficiem, até á
solução indiscutivelmente mais adequadas de constituição de fundos separados para as
receitas publicas geradas pela extracção petrolífera inteiramente destinados ás futuras
gerações para estas os utilizarem na realização de investimentos, como acontece com os
fundos soberanos de diversos países petrolíferos como os de Abu Dhabi, Dubai, Kuwait,
Oman, Noruega, Qatar, etc95.
93- Ibidem 94- Ibidem 95- Idem, Pag.273.
62
Conclusão
O processo de tributação do Petróleo e do Gás é bastante complexo. O Regime fiscal
moçambicano é o modelo de concessão.
Entre as consequências de adopção de modelo de concessão no sistema fiscal destaca-se as
consideráveis isenções nos impostos e taxas aduaneiras, o pagamento de um reduzido valor de
royalty.
Um dos aspectos críticos na definição do regime da tributação reside no equilíbrio que deve
existir entre o interesse nacional de maximizar os benefícios para Moçambique através de
uma partilha justa das receitas e a necessidade de atrair o investimento.
Analisando o regime de tributação moçambicano, parece que houve maior pendor para atrair
investimento, através da concessão de um conjunto de benefícios fiscais, algumas isenções
nos impostos e reduzido valor do royalty, o que reduz os benefícios que o país poderia colher
da tributação pela exploração dos recursos.
Adensa-se ainda o facto de que, tendo em conta o modelo de concessão adoptado, o Estado
moçambicano não possui um sistema fiscal e de controlo de receita eficaz, pelo que a
possibilidade de as companhias petrolíferas poderem evadir os pagamentos e real, tomando
ainda em consideração que o apuramento do valor a pagar depende em grande medida da
autoliquidação pelas próprias companhias.
Um dos aspectos críticos que se levanta, radica no facto de que o modelo de tributação
adoptado não parece que favorece a ideia de que uma percentagem das receitas geradas pela
actividade petrolífera é canalizada para o desenvolvimento das comunidades das áreas onde se
localizam os respectivos empreendimentos petrolíferos, conforme o estatuído no artigo 48 da
Lei nº 21/2014, de 18 de Agosto.
A estatuição de alguns tributos pagos e retidos localmente poderia contribuir melhor para
objectivo pretendido de uma parte das receitas a ser canalizado para o desenvolvimento local
das comunidades das áreas onde se localizam os respectivos empreendimentos petrolíferos o
que sugere a necessidade de alguma descentralização fiscal.
63
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