O estudo publicado nesta Terça-feira (08.04) refere que numa altura em que o Estado moçambicano enfrenta sérias pressões fiscais e escassez de reservas em moeda estrangeira para responder a obrigações de curto prazo, agravadas pelo elevado nível da dívida pública e déficits fiscais persistentes, surge um novo alerta: O Governo pode perder mais de USD 217,6 milhões devido à falta de certificação atempada dos custos recuperáveis declarados pelas concessionárias dos projectos de gás.
No estudo consta que, embora o Instituto Nacional de Petróleo (INP) afirme que todos os relatórios de auditorias realizadas até 2023 estão disponíveis no site institucional, excepto os de 2024 que ainda estão em processo de conclusão, a consulta ao site, no dia 2 de Abril de 2025, revelou que os últimos relatórios publicados são referentes ao ano de 2019.
“Essa lacuna de quatro anos entre as auditorias declaradas e as efectivamente disponibilizadas levanta sérias preocupações sobre a transparência e a capacidade do Estado de monitorar adequadamente os custos recuperáveis reportados pelas concessionárias. Esta perda potencial ocorre num momento crítico”, afirma o CIP.
De acordo com o CIP, “o país precisa desesperadamente de receitas para mitigar os efeitos da crise política, económica e social, de honrar compromissos com fornecedores e de garantir salários no sector público. Sem medidas urgentes, o risco de agravamento das dificuldades fiscais pode comprometer o desenvolvimento de um dos sectores mais promissores para o futuro do país, reduzindo as perspectivas de crescimento sustentável e afectando negativamente a estabilidade económica.”
Nos casos em que o Governo moçambicano não audite as contas das concessionárias dentro dos prazos fixados, ou audite e no relatório não indique expressamente a reclamação sobre qualquer custo não recuperável, ou realize a auditoria e não emita o relatório, os contratos preveem que os custos do ano civil que não foram auditados sejam considerados como aceites para efeitos de recuperação, sem nenhuma contestação do Governo. Esta omissão do Governo, através do INP, representa um risco significativo para a arrecadação de receitas. Permite que as próprias empresas elaborem os relatórios que serão automaticamente validados.
Os contratos de partilha de produção (CPP) permitem que empresas deduzam custos incorridos durante as fases de pesquisa, desenvolvimento e produção, antes de repartirem os lucros com o Estado. Em Moçambique, o Instituto Nacional de Petróleos (INP) é responsável pela certificação desses custos. Deve realizar auditorias dentro de um prazo legal de 3 anos após a sua submissão8. Contudo, adendas aos contratos, como os da Mozambique Rovuma Venture S.p.A. (MRV) e da TotalEnergies, alargaram esse prazo para cinco anos.
A certificação atempada é essencial para garantir que os impostos pagos ao Estado sejam adequados, especialmente porque os impostos são autoliquidados pelas empresas. Moçambique possui uma variedade de contratos no sector de hidrocarbonetos, incluindo CPP, Acordos de Produção de Petróleo (APP) e Contratos de Concessão de Pesquisa e Produção. Cada tipo de contrato apresenta particularidades e riscos específicos.
O Relatório e Parecer sobre a Conta Geral do Estado (RPCGE), de 2022, revelou que, até 31 de Dezembro de 2022, os saldos de custos recuperáveis não actualizados totalizavam USD 27,08 biliões. Os dados indicam que até 2022 apenas 32% dos custos reportados foram auditados, restando 68% sem verificação. A taxa média de rejeição dos custos auditados foi de 3,7%, resultando em USD 322,7 milhões não aprovados para recuperação.
Em relação ao total reportado, a MRV (Área 4) representa 53,6% (USD 14,51 biliões), seguida pela TotalEnergies`, com 42,5% (USD 11,52 biliões), e pela SPT, Lda, com 2,9% (USD 789,2 milhões). Outras empresas somam 1% (USD 263,5 milhões). A MRV e a TotalEnergies também se destacam pelos maiores valores auditados, com 42% e 20% de seus custos totais analisados, respectivamente.
As receitas fiscais do Estado dependem directamente da precisão e tempestividade da certificação de custos. Atrasos ou falhas nesse processo podem resultar em: 1) receitas subestimadas, devido a custos excessivos ou inelegíveis que reduzem a base tributável; 2) perdas acumuladas, devido a custos fora do prazo legal que são perdidos permanentemente comprometendo o fluxo de caixa do Estado.
Um estudo realizado pela OXFAM (2018), sobre auditorias governamentais de custos de projectos de petróleo e gás para maximizar a arrecadação de receitas, revelou que atrasos na auditoria de custos levaram a perda de receitas fiscais estimadas em USD 63,5 milhões, no Congo, e USD 24 milhões, no Uganda.
Considerando os dados do RPCGE de 2022 e o último relatório disponível de auditoria do INP, de 2019, verifica-se que, por um lado, os custos reportados até 2019 e não auditados até 2024 estão fora do prazo legal de certificação, de cinco anos. Por outro lado, os custos reportados entre 2020 e 2022 estão dentro do prazo legal.
Considerando que os custos reportados e não auditados até 2019 estão fora do prazo legal de certificação (cinco anos), podemos estimar que a perda definitiva de receitas fiscais seria de aproximadamente USD 91,6 milhões e, para os custos dentro do prazo, caso não sejam certificados dentro dos respectivos prazos legais, a perda definitiva poderá ser de aproximadamente USD 125,6 milhões. Isto pode totalizar uma perda global para o Estado de USD 217,6 milhões.
Pode-se ver, pela tabela, que o maior risco está nos custos de 2020 e 2021, que somam USD 105 milhões de possíveis perdas fiscais e que precisam de ser auditados até 2025 e 2026, respectivamente. O custo de 2022 representa um risco menor, mas ainda assim pode gerar uma perda de USD 20,6 milhões, até 2027.
Estes dados chamam atenção para que se acelere a auditoria e a certificação desses custos para evitar perdas fiscais significativas. Para além das perdas fiscais acima apresentadas, a falta de auditorias pode comprometer a capacidade do Estado de corrigir distorções dentro do prazo legal. Além disso, a autoliquidação dos impostos pelas empresas reforça a necessidade de um sistema de verificação rigoroso.
O último relatório de auditoria disponível ainda é referente a 2019, o que levanta preocupações sobre a transparência e o cumprimento das normas de auditoria. O relatório de 2023, sobre a transparência fiscal em África, indica que países com baixa transparência podem perder receitas fiscais entre 5% e 19% do PIB.
Os custos recuperáveis declarados pelas empresas no sector extractivo desempenham um papel central na determinação das receitas fiscais do Estado, conforme mostrado anteriormente. No entanto, esses custos estão expostos a uma série de riscos, caso não sejam certificados dentro do prazo legal, impactando negativamente as finanças públicas. Esta secção aborda três principais riscos associados aos custos recuperáveis: (1) flutuações cambiais; (2) paralisação de projectos; e (3) passivos ambientais.
A taxa de câmbio entre o Metical (MZM) e o Dólar Americano (USD) tem um impacto directo nos custos recuperáveis, uma vez que grande parte dos investimentos e operações no sector extractivo é denominada em USD.
Uma depreciação do MZM aumenta o valor equivalente dos custos recuperáveis em meticais, ampliando o impacto fiscal. Neste sentido, se os custos não forem auditados atempadamente, as variações cambiais podem distorcer ainda mais os valores recuperáveis.
Entre 2008 e 2024, a taxa de câmbio MZM/USD apresentou uma tendência geral de depreciação, com aumentos significativos observados entre 2015 e 2016 (de 38,28 para 62,57) e estabilização posterior. No mesmo período, a contribuição do sector extractivo cresceu consistentemente, excepto em anos de forte volatilidade cambial (como 2015 e 2016), quando houve quedas significativas.
Pode-se ler, no gráfico acima que, entre 2009 e 2014, as receitas cresceram rapidamente, com picos de 425%, em 2009, e 282%, em 2012. Esse crescimento coincide com períodos de aumento gradual ou moderado na taxa de câmbio. Entre 2015 e 2016, as receitas caíram drasticamente (-59%, em 2015, e -52%, em 2016), coincidindo com aumentos expressivos na taxa de câmbio (+24,73%, em 2015, e +63,45%, em 2016).
Esse comportamento sugere que factores como preços internacionais de commodities ou problemas operacionais podem ter dominado os efeitos positivos da depreciação cambial. Entre 2017 e 2024, as receitas do sector extractivo voltaram a crescer, mas em taxas mais modestas (por exemplo, 28%, em 2021, e 9%, em 2024).
Essa recuperação ocorreu durante um período de estabilização cambial, indicando que o sector ajustou os seus custos e operações às condições cambiais. A contribuição percentual do sector extractivo nas receitas do Estado seguiu um padrão semelhante ao das receitas do sector.
O cenário acima descrito indica que, quando o MZM se deprecia, as receitas fiscais do Estado em MZM aumentam nominalmente, mas perdem poder de compra em termos reais. Além disso, os custos recuperáveis das empresas, uma vez que são reportados em USD, também aumentam em MZM, reduzindo a base tributável efectiva. Uma apreciação do MZM pode resultar em menores receitas fiscais em MZM, mas beneficia o Estado ao reduzir os custos recuperáveis em MZM, para além de contribuir para a redução dos níveis gerais de preços e para o aumento do poder de compra da população.
A análise dos dados sobre os custos recuperáveis em relação à flutuação cambial revela que, entre 2020 e 2019, as variações cambiais positivas aumentaram os custos recuperáveis em mais de USD 1,1 bilião (USD 613,43 milhões em 2019 e USD 495,06 milhões em 2020). Nos anos seguintes (2021 e 2022), a apreciação do metical (-5,76% em 2021 e -2,47% em 2022) resultou em uma redução dos custos recuperáveis, com um impacto negativo total de USD 298,02 milhões nesses dois anos.
A aplicação da taxa média de rejeição de custos (3,7%) resulta num total de USD 29,99 milhões de custos inelegíveis, devido ao impacto cambial, que se reflectem na previsão de perdas fiscais associadas aos custos inelegíveis de USD 7,26 milhões, em 2019, e USD 5,86 milhões, em 2020, e no aumento de custos sujeitos a auditoria devido à flutuação cambial. Já em 2021 e 2022, os ganhos fiscais somaram USD 3,53 milhões.
A apreciação cambial reduziu os custos recuperáveis e, consequentemente, a base de dedução do IRPC. No agregado, a oscilação cambial gerou uma estimativa de USD 9,6 milhões de perdas fiscais líquidas para o Estado, indicando que períodos de depreciação da moeda aumentam a pressão sobre as finanças públicas devido à ampliação dos custos recuperáveis.
Esta análise demostra que a volatilidade cambial tem um efeito directo sobre os montantes dedutíveis no sector extractivo, influenciando as receitas fiscais do Estado. Essa dinâmica ressalta a necessidade de mecanismos de hedging cambial ou de auditorias mais rigorosas para minimizar os impactos negativos sobre a arrecadação pública.
Além disso, ajustes nos contratos de partilha de produção podem ser considerados para mitigar riscos de ampliação indevida dos custos recuperáveis. Smith & Johnson (2019), em seu estudo sobre Riscos Macroeconómicos em Contratos de Partilha de Produção, destacam que a falta de mecanismos de ajuste cambial pode levar a distorções significativas nas receitas fiscais, especialmente em economias emergentes.
Um estudo realizado para Nigéria demonstrou que as falhas na auditoria de custos durante períodos de alta volatilidade cambial levaram a perdas fiscais significativas. No Brasil, para minimizar as flutuações cambiais, a Petrobras adoptou um modelo de concessões que inclui cláusulas rigorosas para ajustes cambiais, mitigando distorções.
A paralisação de projectos no sector extractivo pode resultar em perdas fiscais significativas para Moçambique, afectando a arrecadação de royalties, impostos sobre lucros e participações especiais. Os custos relacionados à suspensão temporária de actividades podem representar uma percentagem significativa dos custos totais recuperáveis, levando a uma perda potencial de receitas fiscais.
A interrupção temporária de operações no sector extractivo para além de afectar as empresas directamente envolvidas pode acarretar prejuízos financeiros substanciais à economia local. Em 2021, a suspensão das actividades do projecto Mozambique LNG, liderado pela TotalEnergies, resultou em perdas estimadas de cerca de USD 148,11 milhões de dólares para as empresas nacionais envolvidas.
Na altura, o FMI indicou que a TotalEnergies pode ser forçada a declarar a dívida de Moçambique insustentável uma vez que esta paralisação levou a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) a acumular uma dívida externa equivalente a 18,6% do PIB o que, aliado aos persistentes défices orçamentais, mantém o rácio da dívida pública sobre o PIB perto dos 100%.
A TotalEnergies interrompeu as suas actividades em Cabo Delgado em 2021, devido à insegurança. A situação pode ter gerado incertezas sobre a classificação dos seus custos recuperáveis. O RPCGE de 2022 mostra que, dos USD 11,52 biliões declarados pela empresa até aquele ano, apenas uma parte foi auditada (20%).
A queda abrupta nos custos reportados em 2022 coincide com a paralisação do projecto, reforçando a relação entre a suspensão de operações e perdas fiscais. Em 2021, a TotalEnergies declarou USD 2,5 biliões e em 2022 cerca de USD 558,7 milhões, isto é, uma queda de 77%.
No entanto, a interrupção das actividades gera custos adicionais que podem ser indevidamente incluídos nos custos recuperáveis, impactando a participação do Estado nos lucros. Entre os principais custos associados à paralisação, destaca-se a manutenção de operações (salários de pessoal, segurança e conservação de equipamentos) e reinício das actividades (custos logísticos e administrativos para retomar a exploração).
A paralisação de projectos extractivos não é um fenómeno exclusivo de Moçambique. A insurgência no Delta do Níger, especialmente devido às acções de grupos como o Movimento para a Emancipação do Delta do Níger (MEND) e os Vingadores do Delta do Níger, resultou na suspensão de vários projectos petrolíferos, causando perdas fiscais significativas para a Nigéria.
Entre 2006 e 2008, os ataques desses grupos reduziram a produção de petróleo do país em aproximadamente um terço, passando de 2,6 milhões de barris por dia, em 2005, para cerca de 1,8 milhão de barris por dia em 2008. A Iniciativa de Transparência da Indústria Extractiva da Nigéria indica que entre 2009 e 2020 mais de USD 46 milhões foram perdidos devido a esse fenómeno.
Os passivos ambientais referem-se aos custos associados à mitigação dos impactos causados pelas actividades de exploração e produção de gás e petróleo. Esses custos incluem a remediação de áreas degradadas, compensações socioambientais e investimentos em tecnologias para a redução de danos ambientais.
A falta de auditorias eficazes pode resultar na incorrecta classificação desses custos como recuperáveis, reduzindo artificialmente a receita do Estado e aumentando a probabilidade de que, no futuro, o Governo tenha de arcar com potenciais custos de remediação.
Uma análise da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) do Brasil, baseada em 12 projectos típicos de exploração e produção, estimou que os passivos ambientais representam, em média, 7,2% dos custos de capital (CAPEX) e 6,5% dos custos operacionais (OPEX). No entanto, segundo apontado no estudo, esses valores podem variar significativamente conforme factores como localização geográfica, tipo de operação e práticas de gestão ambiental adoptadas. Além disso, estudos internacionais sugerem que os custos de desativação e remediação ambiental em projectos de petróleo e gás podem variar entre 1% e 5% dos custos totais ao longo do ciclo de vida dos empreendimentos.
Se, por exemplo, aplicarmos essa métrica sobre os custos não auditados e já fora do prazo, bem como sobre os custos que ainda estão dentro do prazo, mas em risco de serem considerados perdidos, a perda potencial seria estimada em: USD 18,4 biliões × 2% = USD 367,55 milhões (Impacto estimado); USD 367,55 milhões × 32% = USD 117,62 milhões (Perdas de receitas fiscais).
Além do impacto directo nas receitas fiscais, caso as concessionárias não cumpram com as suas obrigações ambientais após o final da exploração, o Governo poderá ser forçado a arcar com os custos de remediação, desviando recursos de outras áreas prioritárias.
Exemplos internacionais ilustram claramente os riscos associados à má gestão de passivos ambientais. No Equador, após décadas de exploração petrolífera na Amazônia, o país enfrentou custos de remediação superiores a USD 30 biliões, devido à contaminação ambiental generalizada que não foi coberta pelas concessionárias. Este caso demonstra como a falta de regulamentação rigorosa e de fiscalização adequada podem resultar em ônus financeiro significativo para o Estado.
No Delta do Níger, na Nigéria, a exploração de petróleo ao longo de várias décadas, sem a devida mitigação ambiental, levou à degradação de ecossistemas críticos, afectando negativamente às comunidades locais e gerando custos elevados para o Governo Federal. Estima-se que os danos ambientais acumulados superem USD 12 biliões e não há previsão de resolução completa para esses problemas.
Estes exemplos servem como lições valiosas para Moçambique, que enfrenta desafios únicos no que diz respeito à gestão de passivos ambientais e possui limitada capacidade técnica e regulatória para monitorar e fiscalizar as obrigações ambientais das empresas.
Este factor aumenta o risco de que custos ambientais sejam sub-relatados ou omitidos completamente. Além disso, muitas das futuras obrigações ambientais podem depender de financiamento internacional, o que pode criar pressões adicionais sobre o orçamento nacional caso esses fundos não estejam disponíveis. Adicionalmente, a exploração de gás natural em Inhambane e Cabo Delgado tem gerado preocupações sobre o deslocamento de comunidades e a degradação de terras agrícolas, problemas que se podem agravar, sem medidas de mitigação adequadas.
Moçambique possui contratos diversos no sector de hidrocarbonetos, como CPP, APP e Contratos de Concessão, cada um com riscos específicos. Os riscos incluem flutuações cambiais, passivos ambientais e a autoliquidação de impostos. Esta diversidade contratual exige maior rigor na gestão fiscal e auditoria de custos, especialmente em contextos de volatilidade económica e cambial.
A análise demonstra que atrasos na certificação de custos recuperáveis e a falta de transparência nos relatórios do INP criam riscos fiscais elevados no sector de gás em Moçambique, que podem resultar em perdas fiscais significativas, estimadas em USD 217,6 milhões, além de ampliar riscos associados a flutuações cambiais, paralisação de projectos e passivos ambientais.
Em jeito de ilacções, o estudo recomenda que deve-se: 1. Fortalecer a capacidade institucional do Instituto Nacional de Petróleo (INP) e adoptar padrões mais elevados de transparência, inspirados no modelo norueguês, incluindo auditorias independentes e monitoramento público regular dos custos recuperáveis;
- Garantir a divulgação regular dos relatórios de auditoria para aumentar a transparência e permitir o escrutínio público;
- Instituir e tornar público um fundo de garantia obrigatório para cobrir passivos ambientais futuros, assegurando que os custos de remediação não recaiam sobre o Estado, caso as empresas não cumpram com as suas obrigações; e
Reduzir o prazo legal das auditorias de custos, de cinco para três anos, alinhando-se a boas práticas internacionais (como na Noruega), para evitar perdas fiscais e garantir maior transparência. Além das recomendações anteriores, é fundamental que o INP adopte medidas urgentes para garantir a publicação regular e tempestiva dos relatórios de auditoria.
A discrepância entre a afirmação do INP de que todos os relatórios até 2023 estão disponíveis e a realidade observada no site, onde os últimos relatórios são de 2019, exige uma explicação clara e a implementação de mecanismos para evitar futuras lacunas de informações. Sem isso, o Estado continuará exposto a riscos fiscais significativos e a erosão da confiança pública na gestão dos recursos naturais. (INTEGRITY)
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