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Nigéria São Tomé e
Príncipe, 1º Relatório
ITIE da Zona de
Desenvolvimento
Conjunto 2003-2013
1º Relatório EITI
Dezembro de 2014
Índice
Glossário de abreviaturas e termos
Natureza e função do Administrador Independente
1. Sumário Executivo
2. Enquadramento da ITIE e da Indústria Extrativa na Zona de
Desenvolvimento Conjunto
3. Identificação e descrição das receitas petrolíferas e materialidade definida
pelo MSG
4. Agências governamentais e Empresas que participam no processo ITIE
5. Abordagem e Metodologia
6. Resultados da reconciliação
7. Deadlines e Desafios
8. Sugestões de melhoria para reconciliações futuras
Anexo I – Reporting Templates
Anexo II – Deadlines
Anexo III – Requisitos técnicos e comerciais dos processos de licitação
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
2
3
4
8
16
21
24
27
47
48
53
66
68
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 1 de 76
Glossário de abreviaturas e
termos
Abreviaturas
ADC/AC
AI
ANP-STP
BCSTP
CMC
CPP/PSC
EL
GRDSTP
GRIP
ITIE/ITIE
MSG
OGE
OML
OPL
STP
STP ITIE Comité
ZDC
ZEE
Termo
Administrador
Independente
Empresas extrativas/
Empresas/Operadores
Governo/Agências
Governamentais
Reconciliação
Independente
Reporting Templates
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Definição
Autoridade de Desenvolvimento Conjunto/Autoridade Conjunta
Administrador Independente
Agência Nacional do Petróleo de São Tomé e Príncipe
Banco Central de São Tomé e Príncipe
Conselho Ministerial Conjunto
Contrato de Partilha de Produção/
Production Sharing Contract
Licença de Exploração/Exploration Licenses
Governo da República Democrática de São Tomé e Príncipe
Gabinete de Registo e Informação Pública
Iniciativa para Transparência das Indústrias Extrativas/
Extractive Industries Transparency Initiative
Multi Stakeholder Group
Orçamento Geral do Estado de São Tomé e Príncipe
Oil Mining Leases (Contratos de Arrendamento de Mineração de Petróleo)
Oil Prospecting Licenses (Licenças de Prospeção de Petróleo)
São Tomé e Príncipe
Comité Nacional da ITIE em São Tomé e Príncipe
Zona de Desenvolvimento Conjunto
Zona Económica Exclusiva
Definição
Entidade responsável pela realização do Relatório ITIE, incluindo a
reconciliação dos dados reportados pelos operadores, Governo e Agências
Governamentais e a divulgação de informação sobre o setor petrolífero em São
Tomé e Príncipe.
Refere-se às entidades envolvidas na Reconciliação Independente para o
período compreendido de 2003 a 2013.
Refere-se às entidades governamentais envolvidas no processo de Reconciliação
Independente para o período de 2003 a 2013.
Trabalho de reconciliação independente entre os pagamentos efetuados pelas
empresas extrativas e os valores recebidos pelo Governo e/ou Agências
Governamentais.
Templates preparados pelo Administrador Independente para reportar os
montantes pagos/recebidos e que foram enviados para todas as entidades
envolvidas.
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 2 de 76
Natureza e função do
administrador independente
Um dos critérios fundamentais no processo de reconhecimento como membro da ITIE é a necessidade
de efetuar uma reconciliação entre os pagamentos declarados pelas empresas das indústrias extrativas
com os recebimentos declarados pelas agências governamentais, sendo essa reconciliação executada
por uma entidade independente.
Neste sentido, a PricewaterhouseCoopers, SROC, Lda. (PwC) foi nomeada pelo Comité Nacional ITIE
de São Tomé e Príncipe no dia 22 de agosto de 2014 como Administrador Independente no âmbito do
primeiro relatório ITIE, abrangendo o período compreendido entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de
dezembro de 2013.
As nossas funções como Administrador Independente incluíram a:

Preparação do processo de reconciliação de todos os pagamentos materiais efetuados pelas
empresas das indústrias extrativas que atuaram na Zona de Desenvolvimento Conjunto, e os
recebimentos por parte do Governo e Agências Governamentais no período compreendido
entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2013;

Produção de um relatório, consistente com a informação de enquadramento relacionada com
o setor do petróleo em São Tomé e Príncipe, que evidencie os pagamentos efetuados pelas
empresas das indústrias extrativas para o Governo e Agências Governamentais e que
identifique as discrepâncias, se algumas, apuradas na reconciliação independente. O relatório
inclui também as oportunidades de melhoria a implementar em processos subsequentes;

Documentação dos procedimentos para futuras reconciliações independentes.
A assessoria implícita à função de Administrador Independente não constitui qualquer forma de
auditoria, sendo que o Administrador Independente não é responsável por confirmar a exatidão dos
valores reportados e as obrigações legais e contratuais das empresas das indústrias extrativas,
Governo e Agências Governamentais. A informação que apresentamos no nosso relatório é da
responsabilidade das entidades participantes. Os procedimentos realizados pelo Administrador
Independente para a recolha dos dados numéricos e não numéricos, a conciliação das informações
recebidas das diferentes entidades, e compilação sob a forma de um relatório, não constituem uma
auditoria ou revisão efetuadas em conformidade com as Normas Internacionais de Auditoria ou
Normas Internacionais sobre Compromissos de Revisão. Nesta conformidade não expressaremos
qualquer opinião sobre os pagamentos/recebimentos divulgados. Nem as informações apresentadas
no nosso relatório, nem as informações relatadas no processo de elaboração de relatórios, estarão
sujeitas a procedimentos de auditoria. A PwC não aceitará qualquer tipo de responsabilidade pelas
consequências que advenham do facto de serem tomadas ações ou outras diligências em resultado do
conteúdo deste relatório.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 3 de 76
1. Sumário executivo
Tendo presente a necessidade de solucionar os problemas de sobreposição de costas marítimas entre a
Nigéria e São Tomé e Príncipe, os Governos de ambos os países assinaram a 21 de fevereiro de 2001, o
“Tratado entre a República Federal da Nigéria e República Democrática de São Tomé e Príncipe sobre
a Exploração Conjunta dos Recursos Petrolíferos e outros existentes na Zona Económica Exclusiva dos
dois Estados”, que estabelece a criação de uma Zona de Desenvolvimento Conjunto (ZDC) por um
prazo de 45 anos. As disposições principais dividem a ZDC 32 coordenadas, sendo os recursos
repartidos em 60% e 40% para a Nigéria e São Tomé e Príncipe, respetivamente. O tratado acima
referido cria também a Autoridade de Desenvolvimento Comum (ADC), que desenvolve e gere o
petróleo e outros recursos que possam existir na ZDC, e cria ainda o Conselho Ministerial Conjunto
(CMC) que tem a responsabilidade política de supervisão da ADC.
A ADC, a convite do Banco Mundial, foi convocada em 23 de março de 2009, em Lagos, Nigéria, para
preparar uma proposta para implementar a Iniciativa para a Transparência das Indústrias Extrativas
(ITIE) na ZDC, numa reunião que contou com os representantes Nacionais da ITIE e outras comissões
e representantes das entidades operadoras.
Além dos acordos alcançados na reunião, o Conselho Ministerial Conjunto (CMC), em dezembro de
2009, aprovou a criação de uma subcomissão para a implementação da ITIE na ZDC contendo
representantes de cada governo nomeados pelos respetivos comités nacionais, cada organização
representativa dos países, nomeada pelas respetivas partes interessadas, um representante nomeado
pela ADC, e um representante dos operadores da indústria do petróleo da ZDC, nomeado pelo fórum
de operadores.
O Governo de São Tomé e Príncipe aprovou os Princípios ITIE da Declaração Abuja e tornou-se um
candidato ITIE em fevereiro de 2008. Estabeleceu então o Comité Nacional ITIE para preparar e gerir
o processo ITIE em STP. No entanto, o Relatório ITIE da ZDC (o maior componente do relatório)1 não
pode ser produzido devido a dificuldades de coordenação com a Nigéria, que atrasaram a decisão do
Conselho Ministerial Conjunto de avançar com o relatório. Como resultado o Conselho ITIE retirou
São Tomé e Príncipe da lista de candidatos à ITIE em abril de 2010, enquanto a Nigéria foi
considerada near compliant em outubro 2010. O Governo de STP foi encorajado a fazer uma
candidatura quando estivesse apto a demonstrar um compromisso renovado e efetuadas as alterações
para ultrapassar as barreiras encontradas em 2009 de forma a conseguir uma implementação efetiva.
Posteriormente, em 10 de maio de 2012, São Tomé e Príncipe formulou uma nova candidatura à ITIE,
tendo sido admitido como país candidato em 26 de outubro de 2012. Em consequência do pedido de
adesão, e em conformidade com o EITI Standard e o regime transitório associado, o país tinha a
obrigação de publicar o seu Primeiro Relatório ITIE até 26 de outubro de 2014. A publicação do
referido relatório irá contribuir para alcançar a transparência das operações do setor do petróleo e
atrair novos investidores para os seus blocos.
Sistema Legal e Regime Fiscal
Declaração de Abuja (2004): em 26 de junho de 2004, o Presidente da Nigéria, Olusegun
Obasanj, e o Presidente de São Tomé e Príncipe, Fradique de Menezes, assinaram a Declaração Abuja
para a transparência e gestão da Zona de Desenvolvimento Conjunta entre a Nigéria e São Tomé e
Princípe. A realçar na Declaração de nove pontos:
1
Não foram concedidos blocos na Zona Económica Exclusiva de São Tomé e Príncipe. A primeira ronda de
licitação acabou em 2011.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
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“Todos os pagamentos para a Autoridade de Desenvolvimento Conjunto por parte das empresas
extrativas devem ser publicados numa base mensal, trimestral e anual pela Autoridade de
Desenvolvimento Conjunto e pelas empresas. Os parâmetros são adotados pela ITIE, conforme
referido no ponto 2 na respetiva declaração”.
Esta declaração estipula também que o acordo e a informação financeira relacionada devem ser
públicos (ponto 6 da declaração). Finalmente, a declaração reconhece a importância de empregar a
sociedade civil na monitorização da sua implementação e consistência com os princípios ITIE.
Regulamento do Petróleo da ZDC 2003 (JDZ Petroleum Regulations 2003): em abril de
2003, o CMC adotou este regulamento para regular (i) as condições para conceder licenças, locações e
contratos; (ii) multas, rendas e percentagens de royalties; (iii) direitos e obrigações nas licenças,
locações e contratos; (iv) meio de comunicar e gerir as contas; e finalmente (v) requerimentos de
conteúdo. O modelo dos contratos de partilha de produção é parte deste regulamento.
Regulamento dos Impostos na ZDC (JDZ Tax Regulations): estabelece os parâmetros mais
importantes do regime fiscal da seguinte forma:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
vii.
Valor de bónus de assinatura e bónus de produção;
Arrendamento de áreas;
Royalties (máximo de 5% de taxa sendo mais baixa para as áreas mais pequenas e para as
áreas em declínio);
Cálculo da royalty, dos custos Recuperáveis, da Partilha do Lucro de área a área de forma
a obter contenção de gastos;
Os custos recuperáveis são no máximo 80% da produção depois de deduzido o valor da
royalty;
Os impostos cobrados são a uma taxa de 50%;
A partilha do lucro está dependente do lucro depois de impostos ao invés da produção ou
profundidade da água na zona explorada.
Modelo dos Contratos de Partilha de Produção na ZDC 2003: o regime fiscal destes
contratos está definido no Regulamento do Petróleo, especialmente no Regulamento n.º 23 do
Regulamento Fiscal. A realçar está também que a duração do contrato são 28 anos, incluindo a fase de
exploração de oito anos; despesas de formação de USD 100.000 a USD 250.000 por ano e resolução
de litígios utilizando peritos independentes.
Setor do Petróleo na Zona de Desenvolvimento Conjunto
O Golfo da Guiné é uma das províncias mais prolíficas de hidrocarbonetos do mundo. Foram feitos
esforços intensivos nos últimos 35 anos, em particular na zona Niger Delta, que levaram a uma série
de descobertas, como Bonga, Agbami, Ekoli e Akpo pertencentes à Nigéria e Zafiro e Alba na Guiné
Equatorial. Ainda não foi avaliado o potencial da zona continental da ZDC embora já tenham sido
feitos oito poços em quatro blocos.
Embora os resultados da empresa Chevron no Bloco 1 não tenham sido os mais encorajadores, a
compra pela Total deste mesmo bloco em 2010 aumentou as expetativas, uma vez que o bloco se
localiza numa zona adjacente à OML 130 na Nigéria, onde a Total explora e comercializa o petróleo
proveniente do poço Akpo, sendo que a Total teria como objetivo a junção das duas áreas. No entanto
e depois de dois furos em 2013 foi decidido que a descoberta era demasiado limitada para justificar
mais investimento. Adicionalmente a Sinopec e Addax também suspenderam as investigações nos
blocos 2 a 4 pelas mesmas razões. A ADC continua contudo a promover os blocos da Zona de
Desenvolvimento Conjunto e acredita que pelo menos o Bloco 1 pode ser atrativo para operadores de
média dimensão, sendo que pelo menos 12 operadores já demonstraram interesse neste bloco. A ADC
afirma que um Contrato de Partilha de Produção poderá ser assinado num futuro breve por um
consórcio de três empresas no Bloco 1.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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Processo de Licenças
O principal critério na inscrição das empresas no processo de licenças é a capacidade técnica e
financeira das mesmas, o compromisso com o programa de trabalho, e a proposta de bónus de
assinatura. A aplicação deve ser acompanhada de prova de capacidade financeira e competência
técnica. A ADC espera neste momento pela aprovação da JMC para entrar em acordo com os próximos
candidatos aos blocos. Este processo de licenças encontra-se detalhado na Regulação do Petróleo da
ZDC de 2003.
A ADC lançou duas rondas de licitações, uma em abril de 2003 (de dia 22 de abril a 13 de outubro) e
uma em 2004 (de 15 de novembro a 15 de dezembro). Os blocos 1-9 de 25 foram oferecidos na
primeira ronda. Em outubro de 2003 houve 20 empresas que submeteram propostas. Apesar de a
comissão de Concurso ter recomendado concessões em 5 blocos o CMC decidiu conceder apenas um
bloco – Bloco 1. As empresas Chevron (51%), ExxonMobil (49%) e Energy Equity Resources (9%)
foram as únicas empresas com propostas consideradas satisfatórias. Desta forma o CMC lançou a
segunda ronda de licitações para os blocos 2 a 6 em 2004. Embora o tempo de preparação para este
concurso tenha sido curto houve 26 propostas de 22 empresas. A ExxonMobil não quis participar
neste concurso e não queria fazer propostas em blocos onde a Environmental Remediation Holding
Company (ERHC) tivesse direitos preferenciais. A concessão, anunciada 5,5 meses depois foi
ligeiramente diferente das oferecidas nas propostas. Esta situação deveu-se ao fato de que os
operadores dos bloco 2 e 4, que foram Noble Energy e Pioneer respetivamente, retiraram-se antes de
concluir as negociações do CPP e com a aprovação do CMC, os operadores Sinopec e Addax Petroleum
assumiram a posição nos Blocos 2 e 4, respetivamente, nos mesmos termos e condições dadas a Noble
Energy e Pioneer.
Tipos de receitas e sua alocação
Sem produção de petróleo na ZDC, os bónus de assinatura representam a mais importante fonte de
receitas, sendo cerca de 92% do total de receitas. Outro tipo de receita material são as taxas de Licença
de Prospeção de Petróleo, o valor de arrendamento anual das áreas detidas, taxas de transferência e
venda de dados sísmicos. A ADC reportou um total de USD 302 milhões recebidos dos operadores da
ZDC durante o período de 2003 a 2013. O total de bónus de assinatura chegou aos USD 272 milhões e
foram distribuídos pelos Governos da Nigéria e STP da seguinte forma:
Tabela 1: Distribuição dos Bónus de Assinatura pela ADC (Montantes em Milhares de USD)
Descrição
Bónus de assinatura
recebidos pela ADC
Montantes pagos ao
Governo da Nigéria (*)
Montantes recebidos
pelo Governo da
Nigéria
Diferença
Montantes pagos ao
Governo de STP
Montantes recebidos na
CNP de STP (**)
Diferença
2005
2006
2007
123.000
149.200
56.647
106.107
2008
2009
até
2013
Juros
Total
272.200
1.670
164.424
114.889
114.889
-56.647
8.782
-1.670
-49.536
37.765
13.600
2.394
53.759
37.765
13.600
0
53.759
0
0
2.394
2.394
(*) A Nigéria tinha o direito a receber USD 56,647 milhões em 2005, no entanto o banco Hallmark faliu e
pagou apenas USD 7 milhões. O Banco Central da Nigéria e a empresa de Seguros de Depósitos da Nigéria
estão em processo de recuperação de ativos.
(**) STP deveria ter recebido USD 28,6 milhões, no entanto foram deduzidos ao pagamento USD 15
milhões relativos a uma dívida existente entre STP e o Governo da Nigéria.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
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Reconciliação de Valores a Receber e Valores Recebidos
Para a realização do presente relatório, procedemos como Administrador Independente à
circularização das entidades envolvidas na indústria extrativa do petróleo na ZDC, sendo que à
presente data, foram apenas obtidas as seguintes respostas:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Autoridade de Desenvolvimento Conjunto;
Governo da Nigéria;
Banco Central de São Tomé e Príncipe;
Ministério do Planeamento e Finanças de São Tomé e Príncipe;
Addax;
Sinopec;
Equator Exploration;
Dangote;
Afren PLC;
Petroleum Geo-Services (PGS);
DNO/EER;
Altas Petroleum;
Exxon Mobil;
Total;
Anadarko.
As respostas obtidas até à presente data representam cerca de 66% do total dos montantes recebidos
no período de 1 de janeiro de 2003 a 31 de dezembro de 2013.
Face aos resultados à presente data do processo de circularização, nomeadamente as respostas em
falta por parte dos operadores petrolíferos, não podemos confirmar diversos montantes pagos à
Autoridade de Desenvolvimento Conjunto no valor de USD 99.932.542. As empresas que não
responderam no processo de circularização foram:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Chevron
ONGC;
Amber;
Foby Energy
Momo Oil;
Ophir Energy;
Hercules;
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
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A tabela seguinte, e tendo por base a informação disponibilizada pela ADC, sumariza os operadores
que responderam aos pedidos de confirmação de saldos solicitados pelo Administrador Independente
vs. operadores que não responderam ao respetivo pedido.
Tabela 2: Montantes confirmados em respostas vs. Montantes não confirmados
Nº
Operador
1.
2.
Chevron
Exxon Mobil
Addax
Petroleum
Anadarko
Conoil
Sinopec
ONGC
Hercules
Equator
Exploration
Dangote
Afren PLC
Petroleum GeoServices (PGS)
DNO/EER
Amber
Petroleum
Foby Energy
Momo Oil
Ophir Energy
Atlas Petroleum
TOTAL
Total
% do total
3.
4.
5.
6.
7.
8
9.
10
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Montantes Pagos
em USD (Fonte:
ADC)
67.794.389
49.200.052
Montantes Reportados
pela ADC (para
respostas obtidas)
49.278.258
40.994.925
23.404.585
22.499.950
18.263.933
10.649.895
9.500.000
23.404.585
22.499.950
18.263.933
7.099.930
7.099.930
5.645.648
5.424.248
5.645.648
5.424.248
4.337.240
4.337.240
4.000.000
4.000.000
Montantes Reportados
pela ADC (para
respostas não obtidas)
67.794.389
49.200.052
9.000.000
8.283.333
10.649.895
500.000
3.999.980
3.999.980
3.555.000
3.549.945
1.600.000
1.482.920
1.367.718
292.653.690
3.555.000
3.549.945
1.600.000
1.482.920
1.367.718
192.721.149
66%
99.932.541
34%
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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A tabela apresentada abaixo sumariza o trabalho de circularização efetuado pelo Administrador
Independente, com base na informação recebida por parte da ADC e respostas dos operadores:
Tabela 3: Total dos montantes confirmados pela ADC (em USD)
Bónus de assinatura
Rendimentos informação sísmica
Formação
Transferência de ações
Taxas de licenciamento
Aluguer da concessão
Farming Out
Transferência da participação
Projetos sociais
Extração de amostras
Estudos de prospeção
Taxas de processamento
Outros
Juros
Total
Montantes
confirmados
pela ADC
272.200.000
4.473.172
1.984.542
3.882.677
1.143.908
3.954.794
1.500.000
1.429.548
555.286
40.000
1.966.200
1.980.000
1.094.958
6.487.947
302.693.032
90%
1%
1%
1%
0%
1%
0%
0%
0%
0%
1%
1%
0%
2%
100%
Montantes confirmados pelos Operadores
Montantes para os quais não se obteve resposta do operador
Diferenças apenas para as respostas recebidas
Total
184.088.954
99.932.542
8.632.195
292.653.690
61%
33%
3%
97%
Montantes considerados imateriais
Total
10.039.342
302.693.032
3%
100%
Tipo de fluxo/Operador
%
Tabela 4: Sumário e diferenças considerando apenas as respostas obtidas por parte dos
operadores (montantes em USD)
Tipo de fluxo/Operador
Montante
confirmado
pela ADC
Bónus de assinatura
Rendimentos informação sísmica
Formação
Transferência de ações
Taxas de licenciamento
Aluguer da concessão
Farming Out
Transferência da participação
Projetos sociais
Extração de amostras
Estudos de prospeção
Taxas de processamento
Outros
Total
178.836.393
4.337.240
1.984.542
0
150.000
3.250.829
1.500.000
0
555.286
40.000
1.471.497
500.000
95.362
192.721.149
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Sumário das respostas obtidas
Montantes
Montantes
confirmados
Diferença
não
pelos
confirmados
Operadores
165.836.667
12.999.726
94.363.204
0
4.337.240
0
2.239.370
-254.828
0
0
0
3.882.677
150.000
0
9.993
3.232.060
18.769
703.965
1.500.000
0
0
0
0
500.000
9.195.390
-8.640.104
0
0
40.000
0
753.137
718.361
467.702
0
500.000
5.000
1.182.331
-1.086.969
0
99.932.542
184.088.954
8.632.195
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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Adicionalmente e tendo por base a resposta obtida por parte da ADC, os montantes recebidos pela
referida entidade apresentaram os seguintes fluxos por anos, conforme evidenciado no gráfico
seguinte.
Gráfico 1: Montantes recebidos pela ADC por anos (em USD), fonte: ADC
Montantes recebidos pela ADC
151,331,137
123,707,259
7,823,2602,821,3843,270,2314,138,8393,449,593
993,258 2,225,452
1,518,410 1,414,209
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Com base na informação disponibilizada pela ADC e pela ANP-STP, apresentamos abaixo a
reconciliação dos montantes recebidos por parte dos operadores da ZDC com os montantes recebidos
no BCSTP relativos a receitas da ZDC.
Tabela 5: Detalhe dos recebimentos dos operadores da ZDC por parte da ADC (em USD)
Descrição
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da ZDC
Dedução do pagamento da ERHC - apenas parte de STP (*)
Sub-total (a)
Financiamento da ADC (2002/4)
Orçamento da ADC de 2005
Dedução do empréstimo de STP para com a Nigéria
Orçamento da ADC de 2006 - apenas Nigéria
Orçamento da ADC de 2007 - apenas Nigéria
Sub-total (b)
Montantes
324.000.000
51.800.000
272.200.000
Nigéria
194.400.000
194.400.000
22.587.508
6.000.000
15.000.000
4.650.000
8.173.071
56.410.579
4.650.000
8.173.071
29.975.576
26.435.003
Total transferido pela ADC (a)-(b)
215.789.421
164.424.424
51.364.997
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da ZDC
Outras receitas da ADC, inclui essencialmente licenças de
exploração, transferência de blocos e dados sísmicos (**)
Total de recebimentos por parte da ADC relativos a
operadores da ZDC
272.200.000
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da ZDC,
dos quais:
São Tomé e Príncipe (40%)
Nigéria (60%)
13.552.505
3.600.000
São Tomé e
Príncipe
129.600.000
51.800.000
77.800.000
9.035.003
2.400.000
15.000.000
30.493.032
302.693.032
324.000.000
129.600.000
194.400.000
(*) Mais informação, para além da verbalmente comunicada no Workshop pela ADC e ANP-STP, sobre o acordo
da ERHC, pode ser encontrada em http://www.juristep.com/relatorios/PGR.pdf
(**) As outras fontes de rendimento da ADC estão relacionadas com a venda de dados sísmicos, transferência de
licenças, taxas de licença, concessão de rendas, estudos de referência/prospeção e juros recebidos. Os
rendimentos, exceto os relacionados com os juros obtidos, foram tidos em consideração no orçamento da ADC de
2003 a 2013. O juro obtido nos bónus de assinatura, no montante de USD 6.487.946 foi transferido para os
Governos da Nigéria e STP durante 2007 e 2008.
1º Relatório ITIE
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A tabela abaixo evidencia a reconciliação dos montantes recebidos pelo BCSTP transferidos da ADC,
face ao total de receitas pagas pelos operadores da ZDC (parte de São Tomé e Príncipe):
Tabela 6: Reconciliação dos montantes pagos pelos operadores da ZDC/recebimentos no BCSTP
(em USD)
Descrição
Percentagem de São Tomé e Príncipe (40%)
Deduções aos pagamentos efetuados pela ADC ao BCSTP:
Dedução de empréstimo para gastos de arranque da ADC (quota-parte de STP)
Contribuição para o Orçamento da ADC de 2005
Dedução do acordo efetuado com a ERHC (com base na informação recolhida junto da
ANP-STP)
Dedução do empréstimo de STP para com a Nigéria
Total de deduções
Total a transferir da ADC para o BCSTP (*)
Montantes
129.600.000
15.000.000
78.235.003
51.364.997
Montantes recebidos pelo BCSTP (*)
Primeiro recebimento a 17 de julho de 2005
Segundo recebimento a 31 de maio de 2007
Total recebido pelo BCSTP
37.764.997
13.600.000
51.364.997
9.035.003
2.400.000
51.800.000
Diferença
0
(*) Adicionalmente, STP recebeu também juros relativos a bónus de assinatura no montante de USD
2.394 milhares.
Tendo presente a informação fornecida pela ADC o contributo de STP para o Orçamento da ADC
deveria ser de USD 36.985.718 equivalentes a 40% do total do orçamento da ADC no período de 2004
a 2013.
Tabela 7: Orçamento anual da ADC (montantes em USD)
Anos
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Total
Orçamento
aprovado pela ADC
Contributo via
Receitas petrolíferas
próprias
10.121.000
6.000.000
14.097.559
13.000.000
15.327.999
16.807.073
8.000.000
12.000.000
12.000.000
9.500.000
116.853.631
0
0
0
5.250.000
7.398.083
2.705.172
0
8.976.079
0
0
24.329.334
Contributo via
Orçamento
ds Governos
(Nigéria e STP)
10.121.000
6.000.000
14.097.559
7.750.000
7.929.917
14.041.900
8.000.000
3.023.921
12.000.000
9.500.000
92.464.296
De acordo com a informação disponibilizada pela ADC, o orçamento desta entidade desde 2008 tem
vindo a ser suportado integralmente pelo Governo da Nigéria, adicionalmente e de acordo com a
mesma fonte, a contribuição de São Tomé e Príncipe seria deduzida futuramente através do first oil
que se prevê que venha a ocorrer num período de 18 a 24 meses no Bloco 1, encontrando-se deste
modo em dívida o montante de USD 21.798.295 de São Tomé e Príncipe com o Governo da Nigéria.
1º Relatório ITIE
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Despesas Sociais
Os operadores comprometeram-se a despender montantes em despesas sociais com a assinatura dos
contratos. A ADC é a entidade responsável por verificar a execução das despesas nos projetos sociais.
As empresas são as responsáveis pelos projetos e os contributos de formação. Cabe à ADC monitorizar
os projetos e o seu desenvolvimento. No entanto, e considerando a auscultação da sociedade civil e a
avaliação desta pelas agências não-governamentais, consideramos que este processo tem necessidades
de melhoria em termos de comunicação e disseminação da sociedade civil.
1º Relatório ITIE
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2. Enquadramento da ITIE e
da Indústria Extrativa na
ZDC (Fonte: ADC/ITIE)
2.1
Visão global da ITIE
A ITIE foi criada em 2002 e constitui uma aliança de governos, empresas, grupos da sociedade civil,
investidores e organizações internacionais. A ITIE tem como objetivo fortalecer a governação,
melhorando a transparência e prestação de contas no setor de indústria extrativa.
A ITIE é baseada na premissa de que a boa governação na exploração dos recursos de petróleo, gás e
minerais pode gerar as bases para promover o crescimento e reduzir a pobreza nos países em questão.
Em resumo, a ITIE fomenta um padrão globalmente desenvolvido que promove a transparência das
receitas extrativas a nível local.
Por forma a atingir o seu objetivo, a ITIE desenvolveu uma metodologia robusta e flexível que garante
um padrão global que é uniforme nos diferentes países de execução. Embora o Conselho da ITIE e a
Secretaria Internacional sejam os guardiões dessa metodologia, a própria implementação, é, contudo,
da responsabilidade de cada país.
2.2
Benefícios gerais da ITIE
Os Governos beneficiam com a implementação de procedimentos estandardizados e
internacionalmente reconhecidos para a transparência na gestão de recursos naturais. Em muitos
países as receitas das Indústrias Extrativas (Petróleo, Gás e Minas) criam distorções políticas,
económicas e sociais bem como altas expetativas associadas aos padrões de desenvolvimento. O
compromisso de reconciliar os pagamentos das companhias com os recebimentos das entidades
governamentais através de um processo partilhado por diversos stakeholders define um compromisso
para as práticas de boa governação e melhora a credibilidade internacional do país.
As Empresas beneficiam da melhoria do clima de transparência para o investimento e negócios,
participando de forma construtiva com os cidadãos e a sociedade civil, num ambiente em que todas as
empresas são obrigadas a divulgar o mesmo nível de informação.
Os Cidadãos e a sociedade civil beneficiam da disponibilidade de informações confiáveis sobre o setor
e de uma plataforma que envolve diversas partes envolvidas, por meio da qual é mais fácil
responsabilizar o governo e as empresas.
A Segurança energética é fortalecida por um ambiente de negócios mais transparente e equilibrado.
Essa maior estabilidade incentiva o investimento a longo prazo na produção e, consequentemente,
melhora a confiança no fornecimento de energia.
1º Relatório ITIE
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2.3
Implementação da ITIE na Zona de Desenvolvimento Conjunto
2.3.1 Implementação da ITIE na Zona de Desenvolvimento Conjunto
Tendo em conta a necessidade de solucionar os problemas de sobreposição de costas marítimas entre
a Nigéria e São Tomé e Príncipe, os governos de ambos os países assinaram, a 21 de fevereiro de 2001,
um tratado que estabelece a criação de uma ZDC por um prazo de 45 anos. As disposições principais
dividem a ZDC em 32 coordenadas, sendo os recursos repartidos em 60% e 40% para a Nigéria e São
Tomé e Príncipe, respetivamente.
A ADC gere os assuntos da ZDC e tem sede em Abuja, na Nigéria. A ADC reporta ao Conselho
Ministerial Conjunto (CMC), que tem total responsabilidade por todos os assuntos relacionados com a
exploração e aproveitamento de recursos na ZDC.
A ADC a convite do Banco Mundial foi convocada em 23 de março de 2009, em Lagos, Nigéria, para
preparar uma proposta para implementar a ITIE na ZDC, uma reunião que contou com os
representantes Nacionais da ITIE e outras comissões e representantes das entidades operadoras.
Além dos acordos alcançados na reunião, o CMC, em dezembro de 2009, aprovou a criação de uma
subcomissão para a implementação da ITIE na ZDC contendo representantes de cada governo
nomeados pelos respetivos comités nacionais, membros de cada organização representativa dos países
nomeados pelas respetivas partes interessadas, um representante nomeado pela ADC, e um
representante dos operadores da indústria do petróleo da ZDC, nomeado pelo fórum de operadores.
2.3.2 Suspensão da candidatura de São Tomé e Príncipe à ITIE
Considerando o moroso progresso da implementação da ITIE em São Tomé e Príncipe, o Governo
avaliou os progressos e fez um pedido ao Conselho da ITIE para suspender voluntariamente a
candidatura à ITIE com o objetivo de adquirir tempo suficiente para resolver os impedimentos de tal
implementação. Em 15 de abril de 2010, o Conselho Diretivo da ITIE Internacional rejeitou o pedido
de São Tomé e Príncipe de suspensão voluntária de adesão à ITIE, e decidiu de retirar o país da lista
de candidatos à ITIE. O Conselho concluiu que a implementação estagnou devido essencialmente à
gestão conjunta no que respeita aos rendimentos de exploração da ZDC com a Nigéria. São Tomé e
Príncipe considerou várias formas de tornar a implementação mais rápida e favorável a ambos os
países, demonstrando um compromisso de visão clara em como as barreiras anteriores seriam
ultrapassadas.
A Nigéria no entanto acabou por ser considerada um país elegível para a ITIE em março de 2011 após
o cumprimento das ações corretivas necessárias para atingir tais requerimentos.
2.4
Contextualização do setor do petróleo na Zona de
Desenvolvimento Conjunto (Fonte: ADC e Comité Nacional de São Tomé e Príncipe)
2.4.1 Visão global do setor do petróleo na Zona de Desenvolvimento Conjunto
O Golfo da Guiné é um dos locais com maior presença de hidrocarbonetos do mundo. A sua
exploração intensiva ao longo dos últimos 35 anos levou à descoberta de poços significativos,
nomeadamente Bonga, Agbami, Ekoli and Akop na Nigéria e Zafiro e Alba na Guiné Equatorial.
As indicações da existência de hidrocarbonetos em São Tomé e Príncipe datam da época colonial. Em
1974 houve uma tentativa de um acórdão para uma concessão com a empresa Anglo-Americana Ball &
Collins que foi contudo abandonado quando o país declarou independência em 1975.
Durante a década de 80/90 existiram algumas iniciativas no sentido de iniciar a exploração
petrolífera, tendo sido inclusive atribuída uma licença de concessão à Empresa Island Oil Corporation,
que no entanto, por fatores iminentemente económicos, não surtiu os efeitos desejados em termos do
ramp-up do setor.
1º Relatório ITIE
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A Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar, assinada em Montego Bay a 10 de dezembro
de 1982, apela aos Estados com costas marítimas opostas a um entendimento e adoção de medidas
provisórias enquanto não chegam a um acordo sobre a delimitação do seu espaço marítimo exclusivo.
Nesse sentido, a 21 de fevereiro de 2001 foi assinado um “Tratado entre a República Federal da
Nigéria e República Democrática de São Tomé e Príncipe sobre a Exploração Conjunta dos Recursos
Petrolíferos e outros existentes na Zona Económica Exclusiva dos dois Estados”. Nesse tratado é
definida geograficamente a área coberta pela Zona de Desenvolvimento Conjunto (com uma área de
8.429 quilómetros quadrados) bem como a implementação de um Conselho Ministerial Conjunto
(com a função da supervisão global da responsabilidade políticas de ambos os estados) e a criação da
Autoridade Conjunta, com personalidade jurídica própria nos termos do Direito Internacional e das
leis de cada um dos Estados Partes, sendo que a Autoridade de Desenvolvimento Conjunto responde
perante o Conselho Ministerial Conjunto.
Esse mesmo tratado definiu a fórmula de partilha de 60% para a Nigéria e de 40% para São Tomé e
Príncipe dos benefícios e obrigações decorrentes das atividades de desenvolvimento efetuadas na
ZDC. O tratado celebrado tem um prazo de 45 anos, sendo sujeito a uma revisão decorridos 30 anos
de vigência do mesmo.
Como complemento ao tratado, a 26 de junho de 2004 foi assinada a Declaração Conjunta de Abuja
sobre a Transparência e Boa Governação na Zona de Desenvolvimento Conjunto. A Declaração
Conjunta de Abuja prevê que:

Todos os pagamentos feitos à Autoridade Conjunta por empresas petrolíferas deverão ser
tornados públicos trimestralmente e anualmente pela Zona de Desenvolvimento Conjunto e
por cada uma das empresas;

A utilização dos fundos recebidos pelos Governos da Nigéria e São Tomé e Príncipe, deverá
ser monitorizada e auditada, devendo tais auditorias ser tornadas públicas;

A ADC deverá publicar um orçamento anual, que deverá ser aprovado pelos Governos da
Nigéria e São Tomé e Príncipe. As contas e os contratos de aquisição de bens e serviços da
Autoridade Conjunta deverão ser submetidos a uma auditoria anual por uma empresa de
auditoria independente e internacionalmente reconhecida, sendo que tais auditorias deverão
ser tornadas públicas;

A ADC deverá tornar públicos os fundamentos de todas as concessões da Zona de
Desenvolvimento Conjunto;

Em qualquer Contrato de Partilha de Produção ou acordos/contratos com terceiros, a
Autoridade Conjunta deverá especificamente (i) exigir a prestação de informações
estabelecidas na declaração, (ii) estipular que o próprio acordo e todas as informações
financeiras dos mesmos sejam tornadas pública e (iii) exigir que a parte contraente declare e
afirme que nenhum pagamento, benefício ou vantagem ilícita foi concedido a qualquer
colaborador da Autoridade Conjunta;

Todas as informações a serem tornadas públicas nos termos da declaração deverão ser
divulgadas e mantidas na página da internet da ADC.
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2.4.2 Enquadramento legal e background
Tabela 8: Enquadramento legal e background da ZDC
Descrição
Data
Entidade(s)
Tratado sobre a exploração conjunta dos
Recursos Petrolíferos e outros, existentes
na Zona Desenvolvimento Conjunto
2001
República Federativa da Nigéria e República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Nigeria – Sao Tome and Principe Joint
Development Authority
Petroleum Regulations 2003
2003
República Federativa da Nigéria e República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Modelo de Contrato de Partilha de
Produção da ZDC
2003
República Federativa da Nigéria e República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Declaração Conjunta de Abuja sobre a
Transparência e Boa Governação na
Zona de Desenvolvimento Conjunto
26 de junho de
2004
República Federativa da Nigéria e República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Lei 8/2004 – Lei-Quadro das Receitas
Petrolíferas
30 de dezembro
de 2004
Assembleia Nacional da República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Estratégia do Sector Petrolífero em São
Tomé e Príncipe
16 de abril de
2008
Conselho de Ministros da República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Lei 15/2009 – Lei da Tributação do
sector Petrolífero
4 de novembro de
2009
Assembleia Nacional da República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Lei 16/2009 – Lei-Quadro das Operações
Petrolíferas
4 de novembro de
2009
Assembleia Nacional da República
Democrática de São Tomé e Príncipe
Despacho 8/2012 – Cria o Comité
Nacional ITIE
5 de setembro de
2012
Despacho do Primeiro-Ministro da República
Democrática de São Tomé e Príncipe
EITI Candidature Application Form
26 de outubro de
2012
ITIE
Estudo do setor petrolífero de São Tomé
e Príncipe Quadro histórico e legal
(versão draft)
16 de setembro de
2013
Comité Nacional da ITIE-STP
Issues Related to the Scope of the Joint
Development Zone Report for the
Extractive Industries Transparency
Initiative (versão draft)
21 de março de
2014
Autoridade Conjunta - ITIE Sub-Comité
EITI Standard Handbook
EITI
2.4.3 Processo de atribuição de licenças na Zona de Desenvolvimento Conjunto
A ADC pode conceder Licenças de exploração (EL), Licenças de Prospeção de Petróleo (OPL),
Contratos de Arrendamento de Mineração de petróleo (OML) e os Contratos de Partilha de Produção
(CPP) a empresas incorporadas ou registadas em qualquer um dos Estados Partes.
Uma Licença de exploração permite efetuar levantamentos geofísicos na área da licença. Os termos da
rescisão, duração e renovação da licença estão incluídos na própria licença. A licença não confere
qualquer direito à concessão de uma OPL ou OML.
Uma OPL concede ao licenciado o direito exclusivo de explorar e efetuar prospeção de petróleo na
área de interesse. A duração da OPL tem um prazo máximo de 8 anos, divididos em dois subperíodos,
de acordo com as disposições do CPP. Uma OML concede ao locatário, o direito de explorar, produzir
e exportar o petróleo descoberto, e tem um prazo máximo de 20 anos, podendo ser renovada de
acordo com o respetivo CPP.
1º Relatório ITIE
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Com a aprovação prévia do CMC, a ADC pode entrar num CPP. O contratante deverá trabalhar sob
uma obrigação direta à ADC, sujeito a todas as leis e regulamentos aplicáveis. O modelo aprovado do
CPP pelo CMC constitui a base para qualquer CPP a ser celebrado pela ADC.
Processo de rodadas de licitações e concursos públicos
Todos os concursos (CPP’s, OPL’s e OML’s) são submetidos a um processo de licitação em rodadas de
licenciamento, de acordo com os Regulamentos 11 a 15 do documento “Petroleum Regulations 2003”
da ADC.
O processo de concurso começa com o lançamento por parte da ADC de um concurso público. Os
detalhes do convite para inscrições são publicados na imprensa diária nacional em ambos os EstadosMembros ou de qualquer outra forma conforme decisão da ADC. Os principais aspetos do concurso
público encontram-se descritos abaixo:

As Diretrizes para a apresentação de propostas incluem informações sobre a base sobre a qual
as candidaturas serão consideradas e os critérios relevantes que se esperam sejam cumpridos
pelos candidatos, incluindo as diretrizes para licitação;

Os principais critérios para a apreciação dos pedidos são a capacidade técnica e financeira, o
compromisso com programa e cronograma de trabalhos e o bónus de assinatura;

O pedido deve ser acompanhado de comprovativos da capacidade financeira e capacidade
técnica da empresa; detalhes do trabalho mínimo que o requerente se propõe a fazer; regime
específico de recrutamento e formação dos quadros nacionais dos Estados membro; relatórios
anuais relativos à experiência dos candidatos nos últimos três anos.
A ADC deverá solicitar a aprovação prévia do CMC para celebrar um acordo de concurso com o
candidato ou grupo de candidatos, com base no seguinte fluxo:

Autoridade envia por escrito ao candidato escolhido o convite para celebrar o Contrato
incluindo nesse contrato os termos e condições específicas da oferta; O candidato a quem a
oferta é feita tem 15 dias para aceitar ou recusar a oferta por escrito;

O empreiteiro com quem a ADC celebra o acordo dispõe de um prazo de 30 dias para pagar o
bónus de assinatura;

Se, no final desse período, o requerente não tiver pago o bónus, o acordo será rescindido.
Publicação de licenças, locações e unidades de atendimento.
De acordo com a informação da ADC são publicadas todas as concessões e renovações de licenças,
OPL’s, OML’s e CPP celebrados. De acordo com a mesma fonte a ADC também publica todas as
determinações, revogações e atribuições, com o nome do titular e da situação da área atribuída.
Mais detalhes sobre o processo de licenciamento na Zona de Desenvolvimento Conjunto podem ser
encontrados em “Part Two of the Nigeria – Sao Tome and Principe Joint Development Authority
Petroleum Regulations 2003”. Ver também critérios de licitação dos blocos no Anexo III.
1º Relatório ITIE
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2.4.4 Blocos atribuídos na Zona de Desenvolvimento Conjunto (fonte: “Petroleum
Regulations 2003”)
Conforme informação disponibilizada pelo Comité da ITIE-STP, os blocos da ZDC encontram-se à
data de 31 de dezembro de 2013 distribuídos pelos seguintes operadores:
Tabela 9: Detalhe dos blocos da ZDC
Bloco
Área
(km2)
Acionistas iniciais
Acionistas atuais
Operador
1
704
Chevron
Exxon Mobil
DEER (Dangote Energy and Equity
Resources)
TOTAL
ADDAX
DEER (Dangote Energy and Equity
Resources)
TOTAL
2
692
Sinopec/ERHC
Equator Exploration/ONGC
A. & Hatman
Amber Petroleum
Foby Engineering
Sinopec/ERHC/ADDAX
Equator Exploration/Videsh
A. & Hatman
Amber Petroleum
Foby Engineering
SINOPEC
3
666
Anadarko
ERHC/ADDAX
DNO/EER
Amber Petroleum
Ophir/Broadlink
ADDAX
ERHC e ADDAX
EER
Equinox
Ophir/Broadlink
ADDAX
4
857
ADDAX/ERHC
Conoil
Dana Gas
Godsonic Oil & Gas
Overt
ADDAX/ERHC
Conoil
Dana Gas
Overt
ADDAX
5
1.091
ICC/OEOC Consortium
ERHC
Sahara Energy Fields Ltd
ICC/OEOC Consortium
PETROGÁS STP ou ERHC
Sahara Energy Fields Ltd
ICC/OEOC
6
588
Filthim-Huzod Oil & Gas
ERHC
Filthim-Huzod Oil & Gas
PETROGÁS STP
Filthim-Huzod
7
1.286
Não atribuído
Não atribuído
Não atribuído
8
822
Não atribuído
Não atribuído
Não atribuído
9
1.723
Não atribuído
Não atribuído
Não atribuído
Total
8.429
O mapa evidencia
geograficamente a área, por
blocos, associados à Zona de
Desenvolvimento Conjunto entre
a Nigéria e São Tomé e Príncipe.
A Zona de Desenvolvimento
Conjunto está atualmente
dividida em 9 blocos, com uma
área total de 8.429 quilómetros
quadrados, sendo que 6 deses
blocos estão já atribuídos a
operadores conforme referido na
tabela anterior.
1º Relatório ITIE
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2.4.5 Ponto de situação das Operações do Petróleo na Zona de Desenvolvimento
Conjunto
Em abril de 2003 e novembro de 2004 ocorreram dois concursos públicos lançados pelo Conselho
Ministerial Conjunto, com o objetivo de adjudicar 6 blocos (blocos 1 a 6). Foram assinados quatro
Contratos de Partilha de Produção (CPP) para os Blocos 1 a 4 com as seguintes entidades:




Bloco 1: Chevron Texaco
Bloco 2: Sinopec
Bloco 3: Anadarko
Bloco 4: Addax
A Chevron Texaco furou o primeiro poço em 2006, ao qual chamou OBO 1, por um custo de USD 37
milhões. Recentemente a Total adquiriu os direitos do bloco 1 à Chevron Texaco, estando a preparar o
reinício dos trabalhos de prospeção e de outros possíveis furos. A Total é também a operadora do
Bloco 130 na Zona Exclusiva Económica da Nigéria, que está localizada a 48,3 quilómetros do Bloco 1.
Esta contém o poço Akpo, um dos mais prolíficos do Golfo da Guiné.
A empresa Sinopec, de origem chinesa, adquiriu os direitos dos blocos 3 e 4 às empresas Anadarko e
Addax e desenvolveu furos nesses blocos em 2008 e 2009. Um relatório final sobre as perfurações
finais nesses blocos é esperado em breve.
2.5
Modelo do Contrato de Partilha de Produção
O Contrato de Partilha de Produção (CPP ou PSC) é um contrato mediante o qual o Estado contrata os
serviços de um empreiteiro para que este realize, por sua conta e de forma exclusiva, dentro de uma
área definida, atividades de pesquisa, e no caso de se verificar uma descoberta de um campo comercial
de hidrocarbonetos, as posteriores atividades de exploração.
O empreiteiro é o responsável pelo financiamento das operações petrolíferas, por sua conta e risco.
O modelo do CPP da ZDC está definido nos regulamentos petrolíferos, especificamente no
Regulamento n.º 23. As grandes diferenças entre os modelos aplicáveis a cada zona dizem
maioritariamente respeito à partilha dos lucros: participação do Estado, royalties e do imposto.
Na tabela abaixo são apresentadas as especificidades do CPP na ZDC:
Tabela 10: Especificidades do CPP na ZDC
Componentes
principais
Componentes do modelo de CPP da ZDC
Cláusula
Bónus e projetos
especiais
Bónus de assinatura negociável;
Bónus de produção baseado na realização de níveis de produção de petróleo
cru acumulado com base numa escala deslizante;
Os Bónus não são recuperáveis como cost oil nem são dedutíveis para fins de
impostos.
2
Prazo do contrato
28 anos incluindo 8 como período de exploração, e 20 anos de
desenvolvimento e produção.
Três fases de exploração de 4 anos e mais dois de 2 anos. O contrato pode se
estender 6 meses para concluir a perfuração e testing de qualquer poço
iniciado na fase III.
4
Libertação da área
50% da área contratual deve ser devolvida à ADC ao final do período de
exploração.
O contratista pode reter áreas adicionais até o descobrimento ser declarado
comercial.
6
Programa mínimo
de trabalho e
orçamento
Fase I: Como mínimo um poço de exploração ou avaliação; sísmica 3-D pode
substituir o segundo poço de igual custo.
Fase II e III: O número de poços de exploração ou avaliação a ser perfurados
é negociável.
7
1º Relatório ITIE
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Componentes
principais
Componentes do modelo de CPP da ZDC
Cláusula
Participação do
Estado
O modelo do CPP não define percentagens relativamente à participação do
Estado.
Recuperação de
custos
O cost oil não pode ser maior de 80% do de petróleo cru disponível em cada
área de desenvolvimento menos a dedução do royalty oil em qualquer
período contável.
10
Partilha dos
lucros
O balanço de petróleo cru depois de deduzir o royalty oil, o cost oil e o tax
oil, alocado a cada parte atendendo a uma fórmula baseada numa escala
deslizante no R-factor para cada área de desenvolvimento.
10
Royalty
Os royalties são pagos segundo as regulações petrolíferas e são calculadas
através de uma fórmula que se baseia na produção diária. O royalty é 5%
quando a produção diária de 70.000 barris por dia (bpd).
O royalty oil é o quantum de petróleo, equivalente a um montante de lucros
igual ao pagamento atual do royalty e aluguer da concessão.
16.1
Impostos
50%, que aplica à área do contrato, segundo as regulações de impostos de
2003.
50% de isenção tributária sobre investimentos aplicável aos custos
qualificados descritos no “Petroleum Regulations 2003”
50%, que aplica à área do contrato, segundo as regulações de impostos de
2003.
40% isenção tributária sobre investimentos aplicável aos custos qualificados
descritos nas regulações petrolíferas de 2003.
16.2
Confidencialidade
e anúncios
públicos
O contratista e a ADC devem manter a informação subministrada a cada
parte relacionada com as operações petrolíferas estritamente confidencial, e
não deve ser divulgada sem o consentimento prévio escrito da outra parte.
A cláusula acima não se aplica a informações para cumprir com obrigações ou
requerimentos de qualquer agência governamental ou se as regras da bolsa
de valores, em cujos casos a outra parte deve ser notificada.
As partes utilizam os "melhores esforços" para assegurar que a informação
sobre as operações petrolíferas ou qualquer informação ou factos e
documentos relacionados com este contrato, não sejam publicados ou
divulgados, sem o consentimento prévio da outra parte.
18
Gás natural
Se o contratista descobrir uma quantidade viável de gás natural, ele deve ter o
direito de desenvolver, comercializar, recuperar os custos e partilhar as
rendas de uma área em termos que sejam mutuamente acordados
consistentes com os princípios e intenções do tratado, das regulações
petrolíferas, das regulações de impostos e deste contrato.
23.1
Contratação e
formação de
cidadãos
nacionais
O Contratista deverá gastar 25% dos custos operativos cada ano do Período
de Exploração (mínimo USD 100.000 e máximo USD 250.000) em bolsas de
treinamento de cidadãos nacionais de Nigéria e STP.
Similarmente em cada ano da OML, o contratista deve gastar USD 100.000
para este propósito.
14.7 e 14.8
Conciliação e
arbitragem
Qualquer disputa que não pode ser resolvida por mútuo consentimento pode
se referir ao perito independente. Os custos do perito devem ser partilhados
igualmente entre a ADC e o Contratista. Se o mencionado acima falhar, cada
parte pode impor uma prova a outra parte para arbitragem.
25
Revisão/
renegociação de
contrato e
condições fiscais.
Se os termos das regulações petrolíferas e das regulações de Impostos
vigentes ao momento da data de efetividade mudaram, e essa mudança
materialmente afeta o benefício comercial do contratista, as Partes
consultarão entre elas e deverão concordar a essas emendas do contrato
como seja necessário para restaurar os benefícios comerciais existentes do
contrato na data de efetividade,
27.1 e 27.2
Cláusula de
abandono
O fundo de abandonamento é uma conta caução que gera juros estabelecida
pelas Partes em uma instituição financeira de primeira classe, utilizada para
financiar atividades de abandono. Os custos são recuperáveis e dedutíveis
para fins de impostos.
13.6 e 13.11
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 20 de 76
3. Identificação e descrição
das receitas petrolíferas e
materialidade definida pelo
MSG
De acordo com (i) o “Nigeria – Sao Tome and Principe Joint Development Authority Petroleum
Regulations 2003” e com o (ii) Modelo dos CPP da ZDC, foram identificados um conjunto de receitas
associadas à indústria extrativa na Zona de Desenvolvimento Conjunto de São Tomé e Príncipe e
Nigéria, que foram incluídos nos Reporting Templates.
De referir que este entendimento e identificação das receitas petrolíferas (incluídas nos Reporting
Templates) foram corroborados nas reuniões efetuadas em São Tomé e Príncipe, em agosto de 2014,
com as seguintes entidades: Subcomité da ZDC, Agência Nacional do Petróleo de São Tomé e
Príncipe; Banco Central de São Tomé e Príncipe; Gabinete de Registo e Informação Pública; Direção
do Tesouro de São Tomé e Príncipe; Sr. Arzemiro dos Prazeres (em representação da ADC); Comité
Nacional da ITIE-STP e ainda com os dados fornecidos, através de conferências telefónicas e e-mail,
por Elisa Gamberoni e Hilda Harnack (Banco Mundial); Lyydia Kilpi da ITIE; Zainab Ahmed da
Nigéria – ITIE; Luís dos Prazeres da Autoridade de Desenvolvimento Conjunto e com o apoio de José
Cardoso (Secretário Permanente da ITIE em São Tomé e Príncipe).
3.1
Tipos e definição das receitas petrolíferas
As receitas e impostos relevantes para o trabalho de reconciliação são agrupados conforme o detalhe
seguinte:
3.1.1
Receitas não tributárias/Receitas exclusivamente petrolíferas
Tabela 11: Definição das receitas não tributárias
N.º
Tipo de receita
Descrição
i)
Royalties
Representa a quantidade de petróleo bruto atribuído ao Governo ou
Autoridade Conjunta com base em percentuais calculados nas taxas de
produção diária. Este tipo de receitas apenas será arrecadado após o início de
produção.
ii)
Bónus
Compensação, não passível de recuperação, efetuada pelas empresas das
indústrias extrativas junto do Governo ou Autoridade Conjunta, a título da
concessão do direito de exploração, produção ou outros.
iii)
Fee de licença para a
prospeção
Compensação efetuada pelas empresas das indústrias extrativas junto do
Governo e Autoridade Conjunta decorrente da concessão de uma licença de
prospeção para determinadas áreas da Zona Económica Exclusiva ou Zona de
Desenvolvimento Conjunta.
iv)
Renda anual de área
Compensação efetuada pelas empresas das indústrias extrativas junto do
Governo ou Autoridade Conjunta decorrente da atividade desenvolvida em
áreas específicas, da Zona Económica Exclusiva ou Zona de Desenvolvimento
Conjunto, atribuídas durante um determinado período de tempo.
v)
Fees de transferência
Compensação efetuada pelas empresas das indústrias extrativas junto do
Governo ou Autoridade Conjunta pela transferência para outros operadores
de direitos adquiridos junto destas entidades.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
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N.º
Tipo de receita
Descrição
vi)
Venda de dados sísmicos
Montantes referentes à receita obtida quando as empresas das indústrias
extrativas adquirem dados sísmicos junto da Agência Nacional do Petróleo de
São Tomé e Príncipe (Zona Económica Exclusiva) ou da Autoridade de
Desenvolvimento Conjunto (Zona de Desenvolvimento Conjunto)
vii)
Outros pagamentos
significativos e benefícios
materiais
Outros pagamentos ou taxas associadas às receitas petrolíferas não referidos
anteriormente.
3.1.2 Receitas tributárias (Impostos e outras taxas)
Tabela 12: Definição das receitas tributárias
N.º
Tipo de receita
Descrição
i)
Imposto sobre o rendimento
coletivo
Imposto sobre o rendimento tributável do contribuinte em cada
ano fiscal. O lucro tributável é calculado com base no rendimento
bruto tributável menos as deduções permitidas nos termos da
legislação aplicável.
ii)
Outras taxas
Outros impostos ou taxas não associados às receitas petrolíferas e
não referidas anteriormente.
3.1.3 Investimento direto em projetos sociais e de formação
Contribuições diversas, previstas nos contratos celebrados com as empresas das indústrias extrativas e
que destinam-se aos setores da educação, saúde, infraestruturas, desenvolvimento rural, reforço da
capacidade institucional do Estado e qualificação dos recursos humanos.
3.1.4 Receitas e taxas petrolíferas previstas no Regulamento 22 e 23 do
“Petroleum Regulation 2003”
O Petroleum Regulations da ADC, prevê os seguintes montantes de receitas e taxas a serem aplicados
aos operadores petrolíferos:
Tabela 13: Tipo de receitas e taxas conforme Regulamento 22 e 23 (montantes em USD)
N.º
Tipo de receita
i)
Taxa de candidatura para uma OPL (bid package)
15.000
ii)
Taxa de processamento para uma candidatura OPL
10.000
iii)
Taxa de candidatura para uma OML
iv)
Candidatura para obter uma participação numa OPL ou CPP relacionado
v)
Candidatura para obter uma participação numa OML ou CPP relacionado
vi)
Aplicação para conclusão de uma OPL, OML ou CPP relacionado
100.000
vii)
Aplicação para licença para operar no drilling rig
100.000
viii)
Licença para operar no drilling rig (anual)
50.000
ix)
Licença para exportação de amostras para análise (por poço)
10.000
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Montante
1.000.000
500.000
1.000.000
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As seguintes rendas, num OPL ou OML, devem ser pagas numa base anual, a não ser que que as
condições sejam especificadas de forma diferente na Licença ou Arrendamento:
Tabela 14: Definição e montantes das rendas em USD
N.º
Tipo de receita
Montante
i)
Num OPL, por cada quilómetro quadrado ou parte
ii)
Num OML, por cada quilómetro quadrado ou parte
200
Nos primeiros 10 anos
500
Depois dos 10 anos
200
Os royalties a serem aplicados sobre a produção na ZDC deverão ser cálculos com base na seguinte
fórmula:
P<20
R=0
20≤P≤70
R=10%(1-((70-P)/(70-20)))
P>70
R=5
Em que P = produção em milhares de barris/dia e R = taxa de royalty.
3.2
Materialidade e fluxos monetários relevantes para o trabalho do
administrador independente
De acordo com os Termos de Referência, a materialidade foi definida pelo MSG com o contributo do
Administrador Independente, nos seguintes moldes:

Foram considerados imateriais para efeitos de reporte pagamentos que no todo ou no
agregado fossem inferiores a 1 Milhão de USD;

Montantes pagos superiores a 1 Milhão de USD (no todo ou no agregado) foram sempre
considerados materiais;

Todas as empresas extrativas que realizaram pagamentos de bónus de assinatura foram
incluídas no âmbito do presente relatório;

Em relação aos montantes recebidos tanto pela ADC como pela Conta Nacional do Petróleo, e
divulgados por estas entidades, para efeitos de reporte, não existe materialidade. Assim todos
os valores, independentemente da sua confirmação pelos operadores, foram divulgados pelo
reconciliador independente, tendo presente a informação disponibilizada pelas referidas
entidades.
Dado que a ZDC ainda não se encontra em fase de exploração dos recursos petrolíferos, os fluxos
monetários considerados como relevantes para o processo de reconciliação são essencialmente os
montantes pagos pelos operadores relativos a Bónus de assinatura que representam 90% do total
recebido dos operadores por parte da ADC.
Com base nos critérios de materialidade definidos, foram considerados pelo MSG como relevantes,
para o nosso trabalho enquanto Administrador Independente, as seguintes empresas extrativas:
1º Relatório ITIE
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Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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Tabela 15: Lista dos operadores considerados materiais pelo Subcomité da ZDC e montantes
pagos em USD conforme informação disponibilizada pela ADC
N.º
Operador
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8
9.
10
11.
Chevron
Exxon Mobil
Addax Petroleum
Anadarko
Conoil
Sinopec
ONGC
Hercules
Equator Exploration
Dangote
Afren PLC
Petroleum Geo-Services
(PGS)
DNO/EER
Amber Petroleum
Foby Energy
Momo Oil
Ophir Energy
Atlas Petroleum
TOTAL
Total
% do total
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
Montantes pagos em USD (Fonte:
ADC)
67.794.389
49.200.052
49.278.258
23.404.585
22.499.950
18.263.933
10.649.895
9.500.000
7.099.930
5.645.648
5.424.248
Sem
resposta
67.794.389
Confirmado
49.200.052
40.994.925
23.404.585
22.499.950
18.263.933
8.283.333
10.649.895
500.000
9.000.000
7.099.930
5.645.648
5.424.248
4.337.240
4.337.240
4.000.000
3.999.980
3.555.000
3.549.945
1.600.000
1.482.920
1.367.718
292.653.690
4.000.000
3.999.980
3.555.000
3.549.945
1.600.000
1.482.920
1.367.718
192.721.149
66%
99.932.542
34%
Os fluxos selecionados de 19 empresas da indústria extrativa representam cerca de 97% de um total de
USD 302.693.032 que foram pagos pelos operadores na Zona de Desenvolvimento Conjunto no
período entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2013, conforme informação da Autoridade de
Desenvolvimento Conjunto.
Ainda com base nos critérios de materialidade definidos, foram considerados como imateriais os
seguintes fluxos das empresas extrativas:
Tabela 16: Lista dos montantes considerados imateriais pelo Subcomité da ZDC e montantes
pagos em USD conforme informação disponibilizada pela ADC
Descrição dos fluxos imateriais
Juros obtidos associados a bónus de assinatura (*)
Sasol
Venda de licenças
Bid processing fees
Transocean
Western Geco
Outras taxas de aplicação
Total
% do total recebido pela ADC/percentagem de cobertura
Montantes pagos
6.487.947
929.548
533.915
500.000
450.000
162.932
975.000
10.039.342
3%
(*) O total de USD 6.487.947 é relativo a juros obtidos recebidos relativos a montantes de bónus de
assinatura depositados no UB UK Bank. Estes montantes foram transferidos para os Governos da
Nigéria e STP apenas após pedido dos respetivos estados, nos montantes de USD 2.393.887 para STP
e USD 4.094.060 para a Nigéria.
1º Relatório ITIE
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3.3
Fluxo das receitas na ZDC
Em termos de fluxo de receitas na Zona de Desenvolvimento Conjunto, o mesmo pode-se resumir
como segue no quadro abaixo:
1º Relatório ITIE
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4. Agências governamentais e
Empresas que participam
no processo ITIE
4.1
Empresas extrativas envolvidas no processo - ZDC
Para a reconciliação independente efetuada, relativa ao período iniciado a 1 de janeiro de 2003 e findo
a 31 de dezembro de 2013, foram identificadas as seguintes empresas na ZDC:
Tabela 17: Lista dos operadores considerados materialmente relevantes
N.º
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8
9.
10
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
Operador
Chevron
Exxon Mobil
Addax Petroleum
Anadarko
Conoil
Sinopec
ONGC
Hercules Offshore
Equator Exploration
Dangote
Afren PLC
Petroleum Geo-Services (PGS)
DNO/ERR
Amber Petroleum
Foby Energy
Momo Oil
Ophir Energy
Atlas Petroleum
TOTAL
Tabela 18: Lista dos operadores considerados imaterialmente relevantes
N.º
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
Operador
Sasol
Transocean
Western Geco
Godsonic
Equinox
A&HATMAN
Dana Gas
ERHC Energy Inc.
FILTHIM-HUZOD OIL & GAS
ICC/OEOC
Overt
Petrogas STP
SAHARA ENERGY FIELDS LTD
Videsh
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4.2
Visão geral da Autoridade de Desenvolvimento Conjunto (ADC)
O Tratado celebrado entre a República Federal da Nigéria e a República Democrática de São Tomé e
Príncipe, em 21 de fevereiro de 2001, sobre a Exploração Conjunta dos Recursos Petrolíferos e Outros
existentes na Zona Económica Exclusiva dos dois Estados, na parte três, prevê a criação da Autoridade
de Desenvolvimento Conjunto (ADC).
A ADC tem personalidade jurídica própria, nos termos do Direito Internacional e das leis de cada um
dos Estados Partes, bem como a competência necessária para o exercício dos seus poderes e a
execução das suas funções. Em particular, a Autoridade Conjunta tem poderes para contratar,
adquirir e alienar bens móveis e imóveis, intentar ações e ser parte em processos contenciosos. A ADC
responde perante o Conselho Ministerial da Zona de Desenvolvimento Conjunto.
A Autoridade Conjunta, condicionada às instruções e diretivas do Conselho Ministerial da Zona de
Desenvolvimento Conjunto, é responsável pela gestão das atividades relativas à pesquisa e exploração
de recursos na Zona de Desenvolvimento Conjunto, tendo em particular as seguintes funções:
i)
Proceder à divisão da Zona Conjunta em áreas de contrato e às negociações, realização de
concursos e celebração e supervisão de contratos estabelecidos na Zona Conjunta;
ii)
Celebrar contratos de desenvolvimento com subempreiteiros (sujeito à aprovação do
Conselho Ministerial);
iii)
Efetuar a supervisão e controlo das atividades dos subempreiteiros;
iv)
Recomendar ao Conselho Ministerial a cessação da vigência de contratos de
desenvolvimento;
v)
Fazer cessar contratos de desenvolvimento, mediante aprovação do Conselho Ministerial;
vi)
Nos termos no disposto no parágrafo 2 do Artigo 18 (do Contrato Celebrado entre a
Nigéria e São Tomé para a ZDC), cobrar e distribuir (mediante a aprovação do Conselho
Ministerial) entre os Estados Partes os rendimentos ou produtos da quota de produção da
Autoridade Conjunta nos contratos de desenvolvimento;
vii)
Preparar e submeter ao Conselho Ministerial os orçamentos da Autoridade Conjunta. As
despesas deverão ser efetuadas em conformidade com os orçamentos ou previsões
aprovadas pelo Conselho Ministerial ou de acordo com as regras e procedimentos
aprovados pelo mesmo;
viii)
Controlar os movimentos de entrada, saída e de circulação na Zona de barcos, aviões,
estruturas mecânicas, equipamentos e pessoas;
ix)
Estabelecer zonas de segurança e zonas restritas de acordo com o Direito Internacional,
por forma a garantir segurança à navegação, às atividades petrolíferas, às atividades
piscatórias e a outras atividades de desenvolvimento e a gestão efetiva da ZDC;
x)
Elaborar regulamentos e diretivas sobre todos os assuntos relativos à supervisão e
controlo das operações, incluindo em assuntos de saúde, segurança e meio ambiente;
xi)
Regular a investigação científica marítima;
xii)
Preparar e submeter ao Conselho Ministerial os relatórios anuais;
xiii)
Inspecionar e auditar os livros e contas anuais dos empreiteiros relativos aos contratos de
desenvolvimento;
1º Relatório ITIE
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Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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xiv)
Fazer recomendações aos Estados Partes sobre quaisquer questões relativas às leis
aplicáveis e sobre as alterações a essas leis, que forem necessárias introduzir para
promover o desenvolvimento dos recursos da ZDC;
xv)
Preservar o meio ambiente marinho, tendo em conta as normas relevantes do Direito
Internacional aplicáveis na ZDC;
xvi)
Recolher e trocar dados científicos, técnicos e outros relativos à ZDC e aos seus recursos;
xvii)
Nomear e demitir os técnicos e outro pessoal empregado pela Autoridade Conjunta, com
exceção dos Diretores Executivos;
xviii)
Solicitar a execução de ações às autoridades competentes dos Estados Partes, em
conformidade com o Tratado, em relação as matérias (a) operações de busca e salvamento
na zona, (b) prevenção ou supressão de atos terroristas ou outras ameaças a barcos e
estruturas utilizadas em operações de desenvolvimento na JDC e (c) prevenção ou
tratamento da poluição;
xix)
Tratar de assuntos que, ocasionalmente, lhes possam ser cometidos, especificamente pelo
Conselho Ministerial ou porque qualquer dos Estados Parte e
xx)
Exercer quaisquer outras funções que, igualmente, lhe sejam cometidas pelo Conselho
Ministerial.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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5. Abordagem e metodologia
5.1
Metodologia
A nossa metodologia teve como pressuposto uma comunicação e interação com todas as entidades
envolvidas, nomeadamente as Empresas Extrativas, Agências Governamentais e de todos os outros
stakeholders. Os reporting templates, após aprovação pelo Subcomité ITIE, ADC e restantes
membros do MSG, foram enviados, via e-mail, para todos os operadores com base na informação
fornecida pela ADC.
Conforme já referido, o trabalho implícito à função de Administrador Independente não constitui
qualquer forma de auditoria, sendo que o Administrador Independente não é responsável por
confirmar a exatidão dos valores reportados e as obrigações legais e contratuais das empresas das
indústrias extrativas, Governo, Autoridade de Desenvolvimento Conjunto e Agências Governamentais.
O nosso relatório apenas inclui comentários e análises de acordo com a informação factual obtida por
parte das entidades extrativas e agências governamentais.
Especificamente, as principais tarefas executadas para atingir o objetivo foram as seguintes:

Revisão da documentação já preparada pelo Subcomité ITIE, ou seja, a lista das empresas da
indústria extrativa envolvidas no exercício de reconciliação, os fluxos de pagamentos e
impostos;

Elaboração das minutas de circularização para assegurar a conformidade com os
regulamentos e enquadramento vigente em São Tomé e Príncipe, sendo que as mesmos foram
discutidos e acordados com o Comité Nacional da ITIE e com o Subcomité para a Zona de
Desenvolvimento Conjunto;

Definição da materialidade em conjunto com o MSG;

Realização de diversas reuniões e interações com as diversas entidades envolvidas no processo
de preparação do primeiro relatório ITIE de São Tomé e Príncipe;

Envio, via e-mail, dos reporting templates para todas as entidades envolvidas e identificadas
no capítulo 3.3 do presente relatório com base nos contactos fornecidos pela ADC;

Acompanhamento diário das respostas em falta, através de contacto telefónico e/ou envio de
segundas vias de e-mails;

Realização de uma análise preliminar dos estudos e informação recebida das entidades
envolvidas;

Realização de uma revisão preliminar de todas as respostas recebidas das diversas entidades
envolvidas (ver secções seguintes) por forma a identificar as diferenças entre a informação
reportada pelo Governo e Agências Governamentais e as empresas das indústrias extrativas.
Após a revisão preliminar, preparação de um memorando com a evidência dos (i) montantes
reportados concordantes e (ii) montantes reportados inconsistentes ou incompletos;

Acompanhamento presencial ou por conferência telefónica do Comité Nacional da ITIE,
Subcomité e Autoridade de Desenvolvimento Conjunto no (i) processo de esclarecimento e
inquérito junto das entidades sobre as quais tenham sido identificadas diferenças ou
inconsistências nos montantes reportados e (ii) acompanhamento do status do processo de
circularização efetuado;
1º Relatório ITIE
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
Elaboração do presente relatório, que inclui informação de enquadramento do setor
petrolífero em São Tomé e Príncipe e Zona de Desenvolvimento Conjunto consistente com os
ITIE standards, os pagamentos, reconciliados, efetuados pelas empresas das indústrias
extrativas ao Governo, Autoridade de Desenvolvimento Conjunto e a Agências
Governamentais, bem como recebimentos reportados pelo Governo e Agências
Governamentais que tenham tido origem em empresas das indústrias extrativas;

Identificação de eventuais limitações e insuficiências com impacto no relatório;

Preparação de um conjunto de recomendações e oportunidades de melhoria que contribuam
para o aperfeiçoamento do sistema de partilha de informação associado aos fluxos petrolíferos
e para uma implementação mais profícua do ITIE na Zona de Desenvolvimento Conjunto
alinhada com as melhores práticas de transparências definidas pelos requisitos da ITIE.
No processo de circularização e confirmação de fluxos foram utilizados 5 tipos de reporting templates,
específicos para cada uma das entidades envolvidas, concretamente:




Reporting Template para as empresas das indústrias extrativas;
Reporting Template para a Autoridade de Desenvolvimento Conjunto;
Reporting Template para o Ministério do Plano e Finanças de São Tomé e Príncipe - Direção
Geral do Tesouro;
Reporting Template para o Banco Central de São Tomé e Príncipe / Conta Nacional do
Petróleo.
Os Reporting Templates foram desenvolvidos pela PwC com base na informação obtida e validada
pelo Comité Nacional ITIE de São Tomé e Príncipe. Ver Reporting Templates no Anexo I.
5.2
Trabalho de reconciliação
De acordo com os Termos de Referência, o nosso objetivo consistiu na elaboração do Relatório ITIE
da Zona de Desenvolvimento Conjunto, através da (i) recolha de dados sobre os pagamentos feitos
pelas empresas das indústrias extrativas à Autoridade Conjunta, ao Governo e Agências
Governamentais entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2013, (ii) os valores recebidos pelo
Governo e Agências Governamentais das empresas extrativas no mesmo período e (iii) reconciliação
destes dados. O nosso trabalho compreendeu as seguintes fases:

Conciliação dos pagamentos declarados pelas empresas das indústrias extrativas com as
receitas declaradas pelo Governo e Agências Governamentais. Estas reconciliações foram
realizadas pagamento a pagamento, de acordo com a entidade recetora do fluxo proveniente
das empresas das indústrias extrativas;

Identificação das diferenças ou discrepâncias significativas;

Indagação sobre as razões das diferenças junto dos stakeholders e partes envolvidas
As tarefas desenvolvidas no âmbito da reconciliação independente foram as seguintes:
i.
Identificação do fluxo de pagamentos/recebimentos, taxas e impostos relevantes no âmbito da
reconciliação;
ii.
Lançamento do processo de circularização para as empresas das indústrias extrativas, para o
Governo e Agências Governamentais;
iii.
Comparação dos pagamentos declarados pelas empresas das indústrias extrativas com os
recebimentos reportados pelo Governo e Agências Governamentais;
iv.
Identificação das discrepâncias nas declarações e montantes reportados;
v.
Solicitação de explicações e esclarecimentos sobre as discrepâncias identificadas junto das
entidades envolvidas, tendo para tal requerido o suporte da ADC, do Subcomité para a Zona
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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de Desenvolvimento Conjunto e do Nigéria ITIE. No caso de não obtenção de respostas às
diferenças identificadas, se algumas, o nosso relatório mencionará as entidades e as
diferenças;
vi.
Indagação sobre o Orçamento Anual da Autoridade de Desenvolvimento Conjunto, dos
respetivos fees/despesas, deduzidos diretamente às receitas recebidas pelo Operadores;
vii.
Identificação na reconciliação das discrepâncias identificadas;
viii.
Identificação das diferenças, por tipo de receita, entre pagamentos declarados pelas empresas
das indústrias extrativas e as receitas declaradas pelo Governo e Agências Governamentais;
ix.
Reconciliação dos dados reportados com detalhe por fonte de receita, data e tipo de
pagamento;
x.
Articulação com o Governo e Agências Governamentais, a fim de obter uma análise dos
valores totais reportados;
xi.
Finalização do trabalho e preparação do presente relatório.
1º Relatório ITIE
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6. Resultados da reconciliação
A 15 de setembro de 2014 foram enviados os Reporting Templates para todas as entidades envolvidas
na Zona de Desenvolvimento Conjunto, tendo por base os contactos e endereços de e-mail
disponibilizados pela Autoridade de Desenvolvimento Conjunto. Foi estabelecida a data limite para a
obtenção de respostas o dia 15 de outubro de 2014. Resultando esta data do acordo estabelecido pelo
MSG para prolongar a data de 25 de setembro devido à falta de respostas até então.
À data de 14 de novembro de 2014 tinham sido obtidas as seguintes respostas:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Autoridade de Desenvolvimento Conjunto;
Governo da Nigéria;
Banco Central de São Tomé e Príncipe;
Ministério do Planeamento e Finanças de São Tomé e Príncipe;
Addax;
Sinopec;
Equator Exploration;
Dangote;
Afren PLC;
Petroleum Geo-Services (PGS);
DNO/EER;
Altas Petroleum;
Exxon Mobil;
Total;
Anadarko.
As respostas obtidas até à presente data representam cerca de 61% do total dos montantes pagos no
período de 1 de janeiro de 2003 a 31 de dezembro de 2013.
6.1
Fluxos monetários dos Operadores Petrolíferos para a ADC
1º Relatório ITIE
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A tabela apresentada abaixo sumariza o trabalho de circularização efetuado pelo Administrador
Independente, com base na informação recebida por parte da ADC e respostas dos operadores:
Tabela 19: Total dos montantes confirmados pela ADC (em USD)
Bónus de assinatura
Rendimentos informação sísmica
Formação
Transferência de ações
Taxas de licenciamento
Aluguer da concessão
Farming Out
Transferência da participação
Projetos sociais
Extração de amostras
Estudos de prospeção
Taxas de processamento
Outros
Juros
Total
Montantes
confirmados
pela ADC
272.200.000
4.473.172
1.984.542
3.882.677
1.143.908
3.954.794
1.500.000
1.429.548
555.286
40.000
1.966.200
1.980.000
1.094.958
6.487.947
302.693.032
90%
1%
1%
1%
0%
1%
0%
0%
0%
0%
1%
1%
0%
2%
100%
Montantes confirmados pelos Operadores
Montantes para os quais não se obteve resposta do operador
Diferenças apenas para as respostas recebidas
Total
184.088.954
99.932.542
8.632.195
292.653.690
61%
33%
3%
97%
10.693.932
302.693.032
3%
100%
Tipo de fluxo/Operador
Montantes considerados imateriais (*)
Total
(*) ver explicações na tabela 16.
%
Tabela 20: Sumário e diferenças considerando apenas as respostas obtidas por parte dos
operadores (montantes em USD)
Tipo de fluxo/Operador
Montante
confirmado
pela ADC
Bónus de assinatura
Rendimentos informação sísmica
Formação
Transferência de ações
Taxas de licenciamento
Aluguer da concessão
Farming Out
Transferência da participação
Projetos sociais
Extração de amostras
Estudos de prospeção
Taxas de processamento
Outros
Total
178.836.393
4.337.240
1.984.542
0
150.000
3.250.829
1.500.000
0
555.286
40.000
1.471.497
500.000
95.362
192.721.149
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Sumário das respostas obtidas
Montantes
Montantes
confirmados
Diferença
não
pelos
confirmados
Operadores
165.836.667
12.999.726
94.363.204
0
4.337.240
0
2.239.370
-254.828
0
0
0
3.882.677
150.000
0
9.993
3.232.060
18.769
703.965
1.500.000
0
0
0
0
500.000
9.195.390
-8.640.104
0
0
40.000
0
753.137
718.361
467.702
0
500.000
5.000
1.182.331
-1.086.969
0
99.932.542
184.088.954
8.632.195
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Dado a ausência de resposta por parte de alguns operadores, existe um montante de USD 99.932.542
de montantes pagos à ADC que não foram confirmados.
Adicionalmente e tendo por base a resposta obtida por parte da ADC, os montantes recebidos pela
referida entidade apresentaram os seguintes fluxos por anos, conforme evidenciado no gráfico
seguinte.
Gráfico 2: Montantes recebidos pela ADC por anos (em USD)
Montantes recebidos pela ADC
151,331,137
123,707,259
7,823,260 2,821,384 3,270,231 4,138,839 3,449,593
993,258 2,225,452
1,518,410 1,414,209
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
As seguintes tabelas apresentam a natureza das receitas por operador, com base nas respostas obtidas
por parte dos mesmos e ainda com base na informação reportada pela ADC.
Tabela 21: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Chevron
(valores em USD)
Chevron
Bloco 1
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Transferência de ações
Taxas de licenciamento
Operador
3.882.677
9.993
Aluguer da concessão
703.965
Estudos de prospeção
467.702
Total
Diferença
62.730.051
67.794.389
sem
resposta
N/A
Tabela 22: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Exxon
Mobil (valores em USD)
Exxon Mobil
Bloco 1
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Taxas de processamento
Total
Operador
Diferença
49.200.052
49.200.000
52
0
500.000
-500.000
49.200.052
49.700.000
-499.948
A diferença de USD 52 está relacionada com os encargos bancários associados às transferências
bancárias. Para a restante diferença não foi possível obter justificação.
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Tabela 23: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e
Addax/Conoil/Hercules (valores em USD)
Tipo de fluxo/Operador
Addax + Conoil + Hercules
Bloco 3 & 4
ADC
Bónus de assinatura
Formação
Aluguer da concessão
Operador
Diferença
69.499.950
56.000.000
13.499.950
393.740
1.032.983
-639.243
1.144.266
1.527.390
-383.124
270.000
7.221.094
-6.951.094
Extração de amostras
30.000
0
30.000
Estudos de prospeção
569.357
0
569.357
500.000
0
500.000
87.562
0
87.562
72.494.874
65.781.467
6.713.408
Projetos sociais
Taxas de processamento
Outros
Total
O total de USD 56 milhões relativo a bónus de assinatura reportado pelo operador incluem o
montante pago pela Addax de USD 54 milhões (Bloco 4) e USD 2 milhões (Bloco 2).
Com base na informação fornecida pela ADC, a diferença no montante de USD 13.499.950
relativamente a bónus de assinatura é explicada pelo facto da resposta da ADC incluir:
i)
ii)
Pagamentos efetuados pela Hercules no montante de USD 9 milhões não confirmados
pela Addax;
Pagamento efetuados pela Godsonic no montante de USD 4,5 milhões não confirmados
pela Addax.
A diferença relativa a projetos sociais/formação deve-se ao facto do operador divulgar todos os
dispêndios efetuados que decorrem das obrigações do contrato celebrado, enquanto a ADC apenas
divulga os montantes efetivamente recebidos por esta.
Até à presente data não foi fornecida qualquer justificação para as restantes diferenças apuradas.
Tabela 24: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Anadarko
(valores em USD)
Anadarko
Bloco 3
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Formação
Aluguer da concessão
Farming Out
Operador
20.400.000
20.400.000
386.128
Diferença
0
386.128
665.993
266.400
399.593
1.500.000
1.500.000
0
Extração de amostras
10.000
Estudos de prospeção
442.464
593.137
-150.673
0
722.594
-722.594
23.404.585
23.482.130
-77.546
Outros
Total
10.000
De acordo com a informação disponibilizada pela ADC, a diferença relativa a projetos
sociais/formação deve-se ao facto do operador divulgar todos os dispêndios efetuados que decorrem
das obrigações do contrato celebrado, enquanto a ADC apenas divulga os montantes efetivamente
recebidos por esta.
Até à presenta data não foi fornecida qualquer justificação para as restantes diferenças apuradas.
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Tabela 25: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Sinopec
(valores em USD)
Sinopec
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Operador
16.566.614
16.566.667
Diferença
-53
Formação
537.942
508.161
29.781
Aluguer da concessão
691.900
830.400
-138.500
Projetos sociais
Estudos de prospeção
Outros
Total
0
880.412
-880.412
459.677
160.000
299.677
7.800
459.737
-451.937
18.263.933
19.405.377
-1.141.444
De acordo com a informação da ADC, a diferença relativa a bónus de assinatura decorrem de taxas
bancárias associadas ao pagamento efetuado.
A diferença relativa a projetos sociais/formação deve-se ao facto do operador divulgar todos os
dispêndios efetuados que decorrem das obrigações do contrato celebrado, enquanto a ADC apenas
divulga os montantes efetivamente recebidos por esta.
Os estudos de prospeção são pagos em função da % detida no bloco, o que significa que o montante
declarado pela ADC engloba a totalidade paga para o bloco e não apenas o montante por entidade.
Tabela 26: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e ONGC
(valores em USD)
ONGC
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
10.649.895
10.649.895
sem
resposta
N/A
Tabela 27: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Equator
(valores em USD)
Equator
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
7.099.930
7.100.000
-70
7.099.930
7.100.000
-70
De acordo com a informação da ADC, a diferença relativa ao bónus de assinatura decorre de taxa
bancárias associadas ao pagamento efetuado.
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Tabela 28: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e
Dangote/Afren PLC (valores em USD)
Dangote + Afren PLC
Bloco 1
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
11.069.897
11.070.000
-103
11.069.897
11.070.000
-103
A diferença de USD 103 é decorre de taxas bancárias associadas ao pagamento efetuado.
Tabela 29: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e PGS
(valores em USD)
Tipo de fluxo/Operador
Rendimentos informação sísmica
Total
PGS
ADC
Operador
Diferença
4.337.240
0
4.337.240
4.337.240
0
4.337.240
Na resposta obtida do operador, o mesmo declara não ser sujeito ao processo de reconciliação dado
que não se trata de uma empresa extrativa.
Tabela 30: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e DNO/EER
(valores em USD)
DNO/EER
Bloco 3
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
4.000.000
4.000.000
0
4.000.000
4.000.000
0
Tabela 31: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Amber
(valores em USD)
Amber
Bloco 3
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
3.999.980
3.999.980
Sem Resposta
N/A
Tabela 32: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Foby
Energy (valores em USD)
Foby Energy
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Taxas de processamento
Total
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Operador
Diferença
3.550.000
5.000
3.555.000
Sem Resposta
N/A
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Tabela 33: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Momo Oil
(valores em USD)
Momo Oil
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
3.549.945
3.549.945
Sem Resposta
N/A
Tabela 34: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Ophir
Enery (valores em USD)
Ophir Energy
Bloco 3
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
Operador
Diferença
1.600.000
1.600.000
Sem Resposta
N/A
Tabela 35: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e TOTAL
(valores em USD)
Total
Bloco 1
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Operador
Diferença
Formação
581.732
613.226
-31.494
Taxas de licenciamento
150.000
150.000
0
Aluguer da concessão
563.200
422.400
140.800
72.786
881.384
-808.598
1.367.718
2.067.010
-699.291
Projetos sociais
Total
A diferença relativa a projetos sociais/formação deve-se ao facto do operador divulgar todos os
dispêndios efetuados que decorrem das obrigações do contrato celebrado, enquanto a ADC apenas
divulga os montantes efetivamente recebidos por esta.
Até à presente data não foi fornecida qualquer justificação para as restantes diferenças apuradas.
Tabela 36: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Atlas
Petroleum (valores em USD)
Atlas Petroleum
Bloco 5
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
999.950
Operador
Diferença
1.000.000
-50
Formação
85.000
85.000
0
Aluguer da concessão
185.470
185.470
0
Projetos sociais
212.500
212.500
0
1.482.920
1.482.970
-50
Total
A diferença apurada é imaterial, sendo contudo relativa gastos bancários associados ao pagamento
efetuado.
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Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 38 de 76
Tabela 37: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Hercules
(valores em USD)
Hercules
Outros
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Transferência da participação
Total
Operador
Diferença
500.000
500.000
sem
resposta
N/A
Tabela 38: Quadro resumo das diferenças entre os montantes confirmado pela ADC e Addax
(valores em USD)
Addax
Bloco 2
Tipo de fluxo/Operador
ADC
Bónus de assinatura
Total
6.2
Operador
Diferença
8.283.333
8.283.333
sem
resposta
N/A
Fluxos monetários da ADC para o BCSTP
De acordo com o estabelecido no Contrato Celebrado entre a Nigéria e São Tomé e Príncipe, os
montantes recebidos por parte da ADC relativos aos operadores da ZDC deverão ser rateados na
proporção de 60%/40%, respetivamente para o Governo Federal da Nigéria e para São Tomé e
Príncipe.
1º Relatório ITIE
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Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 39 de 76
6.2.1 Reconciliação dos fluxos ADC/BCSTP
A tabela abaixo reflete os fluxos monetários ocorridos no período compreendido entre 1 de janeiro de
2003 e 31 de dezembro de 2013 de acordo com informação obtida junto (i) da Autoridade de
Desenvolvimento Conjunto e (ii) do Banco Central de São Tomé e Príncipe através do processo de
confirmação externa.
Tabela 39: Reconciliação dos pagamentos da ADC ao BCSTP
Descrição
Fonte
Ano
Montantes transferidos
pela ADC para o BCSTP
ADC
2005
2007
Montantes recebidos pelo
BCSTP da ADC
BCSTP
Diferença
Total
Total
2005
2007
Bónus de
assinatura
37.764.997
13.600.000*
51.364.997
37.764.997
13.600.000
51.364.997
0
Juros
Total
2.393.947
2.393.947
0
0
0
2.393.947
37.764.997
15.993.947
53.758.944
37.764.997
13.600.000
51.364.997
2.393.947
* O montante de USD 13.600.000 encontra-se deduzido de USD 15.000.000 decorrente de uma
dívida que existia do Governo de São Tomé e Príncipe com o Governo da Nigéria. Numa carta enviada
ao Sr. Ado Yakubu Wanke (Chairman da ADC) pelo Sr. Manuel de Deus Lima (Ministro dos Recursos
Naturais e Ambiente) a 12 de abril de 2007 foi autorizado a dedução dos USD 15.000.000 na
transferência associada a bónus de assinatura dos blocos 2 e 4 no montante de USD 28.600.000, pelo
que o valor pelo qual foi efetuada a transferência para a Conta Nacional do Petróleo foi de USD
13.600.000.
A diferença apurada no montante de USD 2.393.947 é relativo aos juros de mora pagos pela ADC ao
BCSTP, que não foram considerados na resposta obtida por parte do BCSTP.
1º Relatório ITIE
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Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
PwC 40 de 76
6.2.2 Reconciliação dos montantes pagos pelos operadores da ZDC/montantes
transferidos para o BCSTP
Tendo ainda por base a resposta obtida por parte da ADC, e com base no Artigo 3º do Contrato
celebrado entre a Nigéria e São Tomé e Príncipe que prevê as proporções de 60% / 40% para a divisão
de receitas, respetivamente para a Nigéria e S. Tomé e Príncipe, foi efetuada a reconciliação entre o
montante total recebido pela ADC e o montante total transferido para a Conta Nacional do Petróleo
conforme evidenciado no quadro abaixo:
Tabela 40: Detalhe dos recebimentos dos operadores da ZDC por parte da ADC
Descrição
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da
ZDC
Dedução do pagamento da ERHC - apenas parte de STP
(*)
Sub-total (a)
Financiamento da ADC (2002/4)
Orçamento da ADC de 2005
Dedução do empréstimo de STP para com a Nigéria
Orçamento da ADC de 2006 - apenas Nigéria
Orçamento da ADC de 2007 - apenas Nigéria
Sub-total (b)
Total transferido pela ADC (a)-(b)
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da
ZDC
Outras receitas da ADC, inclui essencialmente licenças
de exploração, transferência de blocos e dados sísmicos
(**)
Total de recebimentos por parte da ADC
relativos a operadores da ZDC
Total de bónus de assinatura relativos a operadores da
ZDC, dos quais:
São Tomé e Príncipe (40%)
Nigéria (60%)
Montantes
324.000.000
Nigéria
194.400.000
51.800.000
São Tomé e
Príncipe
129.600.000
51.800.000
272.200.000
194.400.000
77.800.000
22.587.508
6.000.000
15.000.000
4.650.000
8.173.071
56.410.579
13.552.505
3.600.000
9.035.003
2.400.000
15.000.000
4.650.000
8.173.071
29.975.576
26.435.003
215.789.421
164.424.424
51.364.997
272.200.000
30.493.032
302.693.032
324.000.000
129.600.000
194.400.000
(*) Mais informação, para além da verbalmente comunicada no Workshop pela ADC e ANP-STP,
sobre o acordo da ERHC, pode ser encontrada em http://www.juristep.com/relatorios/PGR.pdf
(**) As outras fontes de rendimento da ADC estão relacionadas com a venda de dados sísmicos,
transferência de licenças, taxas de licença, concessão de rendas, estudos de referência/prospeção e
juros recebidos. Os rendimentos, exceto os relacionados com os juros obtidos, foram tidos em
consideração no orçamento da ADC de 2003 a 2013. O juro obtido nos bónus de assinatura, no
montante de USD 6.487.946 foi transferido para os Governos da Nigéria e STP durante 2007 e 2008.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
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A tabela abaixo evidencia a reconciliação dos montantes recebidos pelo BCSTP relativos a pagamentos
de operadores da ZDC à ADC:
Tabela 41: Reconciliação dos montantes pagos pelos operadores da ZDC/recebimentos no BCSTP
Descrição
Percentagem de São Tomé e Príncipe (40%)
Deduções aos pagamentos efetuados pela ADC ao BCSTP:
Dedução de empréstimo para gastos de arranque da ADC (quota-parte de STP)
Contribuição para o Orçamento da ADC de 2005
Dedução do acordo efetuado com a ERHC (com base na informação recolhida junto da
ANP-STP)
Dedução do empréstimo de STP para com a Nigéria
Total de deduções
Total a transferir da ADC para o BCSTP (*)
Montantes recebidos pelo BCSTP
Primeiro recebimento a 17-07-2005
Segundo recebimento a 31-05-2007
Total recebido pelo BCSTP (*)
Montantes em
USD
129.600.000
9.035.003
2.400.000
51.800.000
15.000.000
78.235.003
51.364.997
37.764.997
13.600.000
51.364.997
Diferença
0
(*) Adicionalmente, STP através da CNP-STP recebeu também um montante de USD 2.394 milhares
relativos a bónus de assinatura de operadores da ZDC.
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6.3
Fluxos monetários da ADC para o Governo da Nigéria
De acordo com o estabelecido no Contrato Celebrado entre a Nigéria e São Tomé e Príncipe, os
montantes recebidos por parte da ADC relativos aos operadores da ZDC deverão ser rateados na
proporção de 60%/40%, respetivamente para o Governo Federal da Nigéria e para São Tomé e
Príncipe.
A tabela seguinte reflete os fluxos monetários ocorridos no período compreendido entre 1 de janeiro
de 2003 e 31 de dezembro de 2013 de acordo com informação obtida junto (i) da Autoridade de
Desenvolvimento Conjunto e (ii) do Governo da Nigéria.
Tabela 42: Resumo dos montantes transferidos da ADC para o Governo da Nigéria
Anos
Fonte
2003
e
2004
2005
2006
2007
2009 a
2013
2008
Total
ADC
0
56.647.495
0
106.106.929
1.670.000
0
164.424.424
Governo da Nigéria
0
0
0
114.888.624
0
0
114.888.624
Diferença
0
-56.647.495
0
8.781.695
-1.670.000
0
-49.535.800
De acordo com a informação disponibilizada pela ADC, a diferença de cerca de USD 49,5 milhões
decorre do facto d0 Hallmark Bank ter entrado em processo de insolvência e ter transferido apenas
um montante de cerca USD 7 milhões em vez de USD 56,7 milhões. O Central Bank of Nigeria, a NDIC
(Nigeria Deposit Insurance Company) e a EFCC (Economic Financial Crime Comission) estão
alertados para esta situação e envolvidos no trabalho de recuperação de ativos, através da alienação de
bens, que pertençam ao Hallmark Bank. Mais detalhe desta situação em
http://www.proshareng.com/news/577.html
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6.4
Orçamento da ADC
Tendo por base a informação fornecida pela ADC, o orçamento desta entidade, para o período de
2003 a 2013 foi de USD 116.793.276, cujo detalhe por anos é apresentado na tabela seguinte.
Tabela 43: Orçamento anual da ADC (montantes em USD)
Ano
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Total
Orçamento
aprovado pela
ADC
Contributo via
receitas
petrolíferas
10.121.000
6.000.000
14.097.559
13.000.000
15.327.999
16.807.073
8.000.000
12.000.000
12.000.000
9.500.000
116.853.631
0
0
0
5.250.000
7.398.083
2.705.172
0
8.976.079
0
0
24.329.334
Contributo via
Governos
(Nigéria e
STP)
10.121.000
6.000.000
14.097.559
7.750.000
7.929.917
14.041.900
8.000.000
3.023.921
12.000.000
9.500.000
92.464.297
Assumindo os montantes da tabela acima, o contributo de São Tomé e Príncipe para o Orçamento da
ADC deveria ser de USD 36.985.719 equivalentes a 40% do total de budget da ADC no período de
2004 a 2013 e o contributo da Nigéria para o Orçamento da ADC deveria ser de USD 55.478.578
equivalentes a 60% do total do orçamento, conforme evidenciado na tabela seguinte.
Tabela 44: Orçamento anual da ADC – Contributos dos Governos da Nigéria e STP por anos
(montantes em USD)
Ano
2004
2005
2006
2007
Total até 2007
Contributo via
Governos
(Nigéria e
STP)
10.121.000
6.000.000
14.097.559
7.750.000
37.968.559
Contributo de
Nigéria
60%
Contributo de
STP
40%
6.072.600
3.600.000
8.458.535
4.650.000
22.781.135
4.048.400
2.400.000
5.639.024
3.100.000
15.187.424
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Total 2008/2013
7.929.917
14.041.900
8.000.000
3.023.921
12.000.000
9.500.000
54.495.738
4.757.950
8.425.140
4.800.000
1.814.353
7.200.000
5.700.000
32.697.443
3.171.967
5.616.760
3.200.000
1.209.568
4.800.000
3.800.000
21.798.295
Total do orçamento da ADC
92.464.297
55.478.578
36.985.719
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Assim e tendo por base a informação disponibilizada pela ADC constatámos que o orçamento desta
entidade, que tem como missão, atribuída via tratado conjunto, gerir os recursos da zona conjunta,
desde o ano 2008 tem vindo a ser suportado integralmente pelo governo da Nigéria. Adicionalmente
foi-nos informado pela ADC que a contribuição de São Tomé seria deduzida futuramente através do
first oil que se prevê que venha a ocorrer também de acordo com a mesma fonte num período de 18 a
24 meses no bloco 1.
Do total do contributo de STP, no montante de USD 36.985.719, apenas foram efetivamente pagos
USD 15.000.000 conforme referido no capítulo 6.2.1. Assim, a dívida de STP para com a Nigéria
ascende ao montante de cerca de USD 22 milhões, não estando este montante previsto no Orçamento
de Estado de STP.
6.5
Fluxos monetários do BCSTP para o Ministério do Planeamento e
Finanças
A tabela abaixo reflete os fluxos monetários ocorridos entre o BCSTP e o Ministério do Planeamento e
Finanças no período compreendido entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2013 de acordo
com informação obtida junto (i) do Banco Central de São Tomé e Príncipe e (ii) do Ministério do
Planeamento e Finanças através do processo de confirmação externa.
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A tabela seguinte tem em consideração tanto as receitas recebidas na Conta Nacional do Petróleo via
Zona Económica Exclusiva como Zona de Desenvolvimento Conjunto. Para efeitos de transferência de
verbas entre o Banco Central de São Tomé e Príncipe e o Ministério do Planeamento e Finanças.
Tabela 45: Detalhe dos montantes transferidos pelo BCSTP para o Ministério do Planeamento e
Finanças de STP
Anos
BCSTP
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Total
0
0
14.700.000
15.600.000
10.300.000
3.000.000
2.400.000
1.955.271
1.567.146
1.254.028
1.805.124
52.581.569
Ministério do
Planeamento e
Finanças (Direção
do Tesouro)
0
0
14.700.000
15.600.000
10.300.000
3.000.000
2.400.000
1.955.271
1.567.146
1.254.028
1.805.124
52.581.569
Diferença
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
No período decorrido entre 1 de janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2013 verificaram-se os seguintes
movimentos na Conta Nacional do Petróleo (com base na informação recolhida junto do BCSTP):
Tabela 46: Movimentos na Conta Nacional do Petróleo
Data
17-07-2005
17-07-2005
19-07-2005
01-12-2005
26-05-2006
31-05-2007
21-06-2007
02-09-2007
29-10-2007
14-07-2008
03-04-2009
24-09-2010
29-03-2011
30-12-2011
05-03-2012
05-03-2012
08-05-2012
04-04-2013
24-12-2013
Entidade
geradora do
fluxo
1.º Bónus
ADC
Despesas
Despesas
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
2.º Bónus
ADC
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Juros (ADC)
ADC
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
3.º Bónus
Oranto
Despesas
Despesas
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
4.º Bónus
Equator
Orçamento Geral de Estado
Estado STP
5.º Bónus
Sinoangol
Total
Saldo a 31 de dezembro de 2013
Descrição
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Entradas
na CNP
Saídas
da CNP
37.764.997
-50
-13.000.000
-1.700.000
-15.600.000
13.600.000
-8.000.000
2.393.887
-2.300.000
-3.000.000
-2.400.000
-1.955.271
-1.567.147
2.000.000
-28
-1.254.000
2.000.000
-1.805.124
5.000.000
62.758.883
-52.581.619
10.177.265
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Com base nos movimentos ocorridos na Conta Nacional do Petróleo de STP, verifica-se que os
principais fluxos são relativos a recebimentos de bónus proveniente da ADC, conforme evidenciado no
gráfico seguinte:
Gráfico 3: Total de entradas na Conta Nacional do Petróleo (ZEE e ADC)
Proveniência das Receitas para a Conta
Nacional do Petróleo em USD
ZEE
9.000.000
ADC
51.364.997
O gráfico evidencia o total
dos montantes recebidos na
Conta Nacional do Petróleo
de São Tomé e Príncipe. Do
total recebido no montante
de cerca de 60,4 milhões,
85% dos fluxos ocorreram
via ADC e os restantes 15%
via recebimentos de
operadores da ZEE.
De acordo com o Artigo 8.º da Lei 8/2004 – Lei-Quadro das Receitas Petrolíferas, a verba anual a ser
transferida para o Orçamento Geral do Estado de STP, para cada ano a partir de 2006 até ao final do
primeiro ano após o início de produção deverá ser o equivalente a 20% do saldo da Conta Nacional do
Petróleo.
Tabela 47: Transferência da CNP para o Orçamento Geral do Estado de STP
Natureza
Saldo a 31 de dezembro de 2013
Juros acumulados a 31 de dezembro de 2013
Saldo acumulado na Conta Nacional do Petróleo a 31 de dezembro de 2013
Saída para OGE para de 2014 a 31 de janeiro de 2014
% da saída para o OGE sobre o saldo acumulado a 31 de dezembro de 2013
Montante
10.177.265
2.060.000
12.237.265
2.447.297
20%
Para os períodos anteriores verifica-se que nem sempre foi respeitado o Artigo 8.º da Lei n.8/2004 –
Lei-Quadro das Receitas Petrolíferas.
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As tabelas e gráfico seguintes, preparados tendo por base a informação disponibilizada pelo website
do GRDSTP, permitem identificar o peso das receitas petrolíferas em São Tomé e Príncipe (incluindo
os montantes recebidos tanto pelos operadores da ZEE como dos operadores da ZDC, via ADC)
evidencia o peso das receitas petrolíferas no Orçamento Geral do Estado de São Tomé e Príncipe.
Tabela 48: Quadro resumo do Orçamento Executado de São Tomé e Príncipe (fonte: website da
GRDSTP)
Anos
Financiamento
Próprio (em
biliões
Dobras)
Subvenções
(em biliões
Dobras)
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
141,5
165,0
197,7
305,9
366,8
444,5
528,9
677,3
787,2
770,7
1.060,7
179,4
202,6
214,0
264,2
2.457,6
773,9
466,0
719,3
799,2
876,4
703,7
Total do
Orçamento
Geral do
Estado de
STP (em
Dobras
321,0
367,5
931,2
570,2
3.211,6
1.218,3
994,9
1.396,6
1.621,7
1.685,2
1.853,3
Total do
Orçamento
Geral do
Estado de
STP (em
milhões USD)
34,3
37,1
88,2
45,8
237,2
82,9
61,4
75,5
92,0
88,4
100,4
Taxa de
câmbio média
do período
9.347,6
9.902,3
10.558,0
12.448,6
13.536,8
14.695,2
16.208,5
18.498,6
17.622,9
19.068,4
18.450,0
A tabela seguinte evidencia o peso das receitas petrolíferas no Orçamento Geral do Estado de São
Tomé e Príncipe no período compreendido entre 2003 a 2013.
Tabela 49: Peso do contributo do saldo da CNP no Orçamento Geral do Estado de São Tomé e
Príncipe
Anos
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Total
Total do Orçamento Geral
do Estado de STP
(em milhões USD)
34,3
37,1
88,2
45,8
237,2
82,9
61,4
75,5
92,0
88,4
100,4
943,3
1º Relatório ITIE
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Contributo do saldo da CNP
para o OGE de STP
% do contributo do saldo da
CNP no OGE de STP
0,0
0,0
14,7
15,6
10,2
3,0
2,4
2,0
1,6
1,3
1,8
52,6
0,0%
0,0%
16,7%
34,1%
4,3%
3,6%
3,9%
2,6%
1,7%
1,4%
1,8%
Zona de Desenvolvimento Conjunto (STP/Nigéria)
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Gráfico 4: Peso das receitas petrolíferas no Orçamento Geral do Estado de STP
Peso da contribuição da CNP no OGE de STP (em milhões de USD)
10
237
15
88
34
37
2003
2004
3
2
16
83
46
2005
2006
2007
Total do OGE de STP (em milhões USD)
6.6
2008
61
2009
2
75
2010
2
2
1
92
88
100
2011
2012
2013
Contribuição do saldo da CNP para o OGE de STP
Fluxos monetários dos Operadores Petrolíferos para Projetos
Sociais e de Formação
As tabelas seguintes refletem os fluxos monetários ocorridos no período compreendido entre 1 de
janeiro de 2003 e 31 de dezembro de 2011 (não é reportada qualquer informação relativa ao ano de
2012 e 2013) de acordo com informação obtida junto da ADC e validada pelo MSG para projetos
sociais e de formação em São Tomé e Príncipe, decorrente de operadores da Zona de Desenvolvimento
Conjunto.
1º Relatório ITIE
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Tabela 50: Detalhe dos projetos sociais – Nigéria – 2005 a 2011 (de acordo com informação da ADC)
1º Relatório ITIE
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Tabela 51: Detalhe dos projetos sociais – São Tomé e Príncipe – 2005 a 2011 (de acordo com informação da ADC)
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As operadoras comprometeram-se a incorrer em despesas sociais quando assinaram os contratos de
exploração. A ADC é responsável por verificar a execução dos projetos sociais. Não existe porém um
documento oficial a fazer a apresentação destes projetos, a ADC monitoriza os projetos e o seu
desenvolvimento. No entanto, tendo em conta a auscultação da sociedade civil de STP, e a avaliação
desta por parte das agências não-governamentais, considera-se que este processo tem necessidades de
melhoria em termos de gestão, difusão/disseminação e controlos de implementação.
Para ver mais detalhes das recomendações estabelecidas entre o MSG e o Administrador
Independente, por favor ver o capítulo 8.7.
6.7
Verificação da fiabilidade dos dados dos operadores
Por forma a verificar a fiabilidade da informação reportada pelos operadores, procurarmos aferir
sobre a existência de demonstrações financeiras auditadas por parte dos mesmos. A tabela abaixo
evidencia quais dos operadores disponibilizam publicamente a sua informação financeira e relatório
de auditoria.
Tabela 52: Lista dos operadores que apresentam Demonstrações financeiras auditadas
Operador
Auditor
Ano das últimas
contas auditadas
Exxon Mobil
Anadarko
Sinopec
Addax (Grupo Sinopec)
Equator
PwC
KPMG
PwC
PwC
PwC
2013
2013
2013
2013
2013
Os Reporting Templates utilizados pelo Administrador Independente incluíam como
pedido/informação a reportar, o último Relatório e Contas aprovado, no entanto tal informação não
foi disponbilizada na resposta obtida por parte dos operadores que responderam ao nosso pedido de
circularizção.
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7. Deadlines e desafios
7.1
Deadlines
Os deadlines estabelecidos com os diversos stakeholders envolvidos na ITIE encontram-se definidos
no Anexo II do presente relatório.
7.2
Desafios
Desafio
Detalhes
Impacto
Resolução
Não
cumprimento
do deadline
para a resposta
por parte das
empresas
extrativa.
Foi estabelecido o deadline de 25
de setembro para a resposta aos
nossos pedidos por parte das
empresas extrativas.
Apesar das chamadas telefónicas
e vários e-mails enviados
subsequentemente, apenas
recebemos 3 respostas dentro do
prazo estabelecido.
Após o não cumprimento do
deadline para a obtenção de
respostas, continuámos o
processo de
acompanhamento das
mesmas, tanto através de
chamadas telefónicas como
de envio de e-mails
subsequentes.
Ausência de
contatos nas
empresas
extrativas/
Contatos
desatualizados
Os contatos dos operadores
dados pelas entidades
competentes encontram-se
incompletos.
Foram identificadas várias
situações em que tanto o nome
do responsável, como contacto
telefónico e e-mail não
correspondiam efetivamente a
qualquer contacto dentro da
organização que pretendíamos
contactar.
O número reduzido de respostas
obtidas condicionou
significativamente todo o
processo de reconciliação, uma
vez que a informação disponível
para o trabalho de reconciliação
foi bastante reduzida.
A situação acima identificada fez
com que o tempo inicialmente
alocado para o trabalho de
reconciliação independente foi
realocado para o
acompanhamento das respostas
em falta.
A ausência de um contato efetivo
dificultou bastante a obtenção de
respostas, dado que não nos foi
possível entrar em contacto
direto com o responsável para
responder às nossas solicitações.
Adicionalmente, com base na
informação disponibilizada pelas
entidades competentes, não
ficou claro quem seria o
responsável pelo preenchimento
dos reporting templates.
Evidência
arquivada
Devido ao período do reporte ser
bastante alargado (2003 a
2013), deparamo-nos com as
seguintes situações:
i)a informação solicitada já
estava arquivada e
consequentemente provocou
atrasos na resposta por partes
das empresas extrativas;
ii) devido a alterações das
participações nos blocos, várias
entidades que realizaram
pagamentos em anos anteriores
a 2013 não se encontram
atualmente em exercício, pelo
que tanto o contacto com o
esforço para obter a resposta foi
um processo bastante
complicado.
1º Relatório ITIE
31 de dezembro de 2013
Dado o fato da informação já
estar arquivada, foi necessário
tempo adicional para a recolha
da informação e
consequentemente atrasos no
cumprimento do deadline para
resposta por parte das empresas
extrativas.
Dado que parte dos contatos
fornecidos inicialmente não
foram efetivos,
alternativamente tentámos
entrar em contato com as
sedes dos operadores por
forma a tentar chegar a um
contacto que estivesse em
condições de responder ao
nosso pedidos.
Adicionalmente, e para
todos os contatos não
efetivos, entrámos em
contato, tanto com a ANPSTP como ADC para nos
indicarem o contato
atualizado.
Comunicámos com as
Empresas Extrativas e
Entidades Governamentais
regularmente para aceder ao
estado da informação em
falta.
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8. Sugestões de melhoria para
reconciliações futuras
Tendo presente (i) todo o trabalho de reconciliação desenvolvido, (ii) as interações desenvolvidas com
o MSG, (iii) com os operadores e (iv) demais entidades envolvidas no presente trabalho procuramos
no presente capitulo identificar algumas situações/processos que poderão ser passíveis de serem
melhoradas (os) em processos futuros.
8.1
Realização de Workshops de Orientação e Fóruns entre o MSG e
os demais players
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Compreensão do setor petrolífero de São Tomé e Príncipe (Zona Económica
Exclusiva e Zona de Desenvolvimento Conjunto);

Compreensão dos principais fluxos financeiros associados aos contratos tipo
do setor;

Compreensão dos tipos de evidência de pagamento e cumprimento das
demais obrigações contratuais;

Cumprimento dos prazos acordados;

Divulgação de informação nos Reporting Templates;

Questões no processo de confirmação externa.
Ações a realizar

Realização de Workshops pelo Secretariado da ITIE com todos os
stakeholders envolvidos na próxima reconciliação.

O Workshop deve incluir uma análise sobre todos os pagamentos que estão a
ser solicitados nos Reporting Templates para garantir que as Entidades
Extrativas e Entidades Estatais têm uma compreensão clara sobre a
informação a ser fornecida.

Deve também ser discutido e acordado com as Entidades Extrativas e as
Entidades Estatais, os tipos de evidência que serão suficientes para cada
fluxo financeiro.

O Workshop também deve ter como base um Reporting Templates objetivo e
completo, bem como documentação de suporte para ajudar a Entidade
Extrativa e as Entidades Estatais a completar os Reporting Templates e a
fornecer ao Reconciliador Independente os apropriados documentos de
suporte.

O MSG deve acordar o timing de reconciliação e os deadlines individuais
com todas as Entidades Extrativas e Entidades Estatais com o intuito do
processo de reconciliação ser empreendido numa altura conveniente a todos.

Questões e respostas devem ser acomodadas durante os workshops de forma
a identificar e gerir antecipadamente os potenciais problemas.
1º Relatório ITIE
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8.2
Governo deverá pôr em prática Medidas de Conformidade
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Cumprimento das datas-chave;

Acesso à informação;

Aumentar a transparência dos fluxos gerados no setor.
Ações a realizar

De forma a assegurar a que todos os stakeholders façam um esforço
consciente relativamente aos objetivos da STP -ITIE, o Governo poderia usar
as seguintes medidas para garantir conformidade em todas as Entidades
Extrativas e Estatais envolvidas.

Elaboração de um Memorando de Compreensão que poderá ser utilizado
para definir claramente as responsabilidades dos vários stakeholders e
evidenciar as ações para non-compliant Entidades Extrativas e Estatais;

Elaboração de legislação que preveja a obrigatoriedade de divulgação da
informação requerida pelo presente trabalho pelas Entidades Extrativas e
Estatais por forma a facilitar o processo de Reporting e documentação de
suporte necessária para proceder à reconciliação. A legislação deve focar o
conceito de materialidade para efeitos de interesse público. A legislação deve
conter para as Entidades Extrativas e Estatais um prazo para efeitos de
reporte da informação.

É de referir que não fizemos uma revisão detalhada da legislação corrente, no
entanto, acreditamos que estas sejam uma área que o Secretariado da STPITIE deveria considerar.
8.3
Programas de formação
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Desenvolver programas de formação junto das entidades envolvidas.
Ações a realizar

Levantamento e identificação das necessidades de formação específicas de
cada uma das entidades governamentais envolvidas no setor petrolífero.
1º Relatório ITIE
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8.4
Reporting Templates
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Compreensão dos pagamentos a reportar por tipo de fluxo financeiro;

Compreensão de tipos de evidência;

Cumprimento das datas chave;

Divulgações a efetuar nos Reporting Templates;

Estabelecer contatos e interlocutores chave por empresa.
Ações a realizar

Deverá ser incluído nos Reporting Templates um exemplo ilustrativo sobre
as corretas divulgações das informações solicitadas, tanto para as empresas
extrativas como para todas as entidades envolvidas no processo de
circularização;

Nos Reporting Templates, deverá ser incluído um glossário com a definição
dos tipos de fluxos monetários sobre os quais a entidade circularizada irá
reportar, para que o entendimento sobre a natureza do fluxo monetário seja
inequívoco;

Para as entidades que respondem por montantes globais, deverão ser
solicitados adicionalmente detalhes que possam ser considerados necessários
ao trabalho do reconciliador independente;

As datas chave devem ser destacadas nos Reporting Templates, bem como a
informação sobre o contacto chave junto da entidade circularizada;

Os conjuntos de informação devem ser entregues fisicamente ou via e-mail
com os Reporting Templates às Entidades Extrativas e Entidades Estatais e o
formulário deve ser devolvido ao Reconciliador Independente confirmando
receção;
O formulário devolvido deve ser assinado e conter detalhes da pessoa que
recebeu os documentos, a data a que foi recebido, detalhes de contatos-chave
nas Entidades Extrativas ou Entidades Estatais.
8.5
A STP-ITIE deveria empossar uma entidade independente para
investigar as diferenças por resolver
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Resolver as diferenças identificadas;

Compreender a evidência requerida;
 Rever o processo de negócio.
Ações a realizar

O STP-ITIE poderia nomear uma entidade independente para continuar o
trabalho com as Entidades Extrativas e Estatais para referenciar todas as
discrepâncias não resolvidas no relatório.

Isto vai permitir ao STP-ITIE concluir sobre as razões para as
discrepâncias/diferenças identificadas e reconciliar a totalidade das
diferenças identificadas que não foram possíveis de resolver devido ao não
cumprimento dos deadlines das entidades circularizadas (Entidades
Extrativas e Estatais) e falta de suporte e/ou documentação insuficiente
disponibilizada.
Um relatório sobre a conclusão da investigação deveria ser emitido às
Entidades Extrativas e Estatais que lhes destaque as razões comuns para
discrepâncias e planos de ação a desenvolver.
1º Relatório ITIE
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8.6
Pack de Informação a reconciliar nos Reporting Template e
entidades a envolver na reconciliação
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Revisão de evidência;

Identificação e clarificação atempada das diferenças encontradas;

Cumprimento dos deadlines.
Ações a realizar

Depois de submissão do Reporting Templates e documentação de suporte, o
Administrador Independente analisa e revê a data disponibilizada para
identificar discrepâncias por resolver.

Para a documentação que não esteja completa ou seja insuficiente, o
Administrador Independente e o MSG devem procurar identificar junto das
Entidades Extrativas e Entidades Estatais as razões para as diferenças e
respetiva documentação de suporte.

Deverá ser efetuado um benchmark para as respostas obtidas por forma a
identificar e definir um conjunto de melhores práticas, de forma aumentar a
qualidade da informação obtida.
8.7
Publicação dos resultados e disseminação pela sociedade civil
Detalhes
Prioridade
Objetivos

Tornar mais transparente o processo e fluxos das receitas do setor
petrolífero;

Tornar a informação produzida de livre acesso e fácil compreensão e
entendimento.
Ações a realizar

Realização de atividades junto das comunidades locais de STP;

Divulgação e envolvimento dos media no processo;

Envolver Organizações Não Governamentais agências representativas de
minorias ao processo de reconciliação.
1º Relatório ITIE
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Anexos
1º Relatório
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ITIE – São Tomé e Príncipe – Zona de Desenvolvimento Conjunto
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Anexo I – Reporting templates
1º Relatório ITIE
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Entidade: Operadores da ZDC
1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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Entidade: ADC
1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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Entidade: Direção do Tesouro
1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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Entidade: Banco Central de São Tomé e Príncipe (BCSTP)
1º Relatório ITIE
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1º Relatório ITIE
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Anexo II – Deadlines
1º Relatório ITIE
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Tarefas
Deadline
acordado
Descrição
Diálogo de
enquadramento
agosto de
2014
Realização de reuniões com os principais parceiros do processo de
implementação da ITIE em São Tomé e Príncipe.
Inception Report
12 de
setembro
de 2014
Apresentação e discussão do Inception Report com o Comité Nacional ITIE de
São Tomé e Príncipe e com o Sub-Comité para a ZDC por forma a assegurar o
entendimento do âmbito e desafios do trabalho bem como o
comprometimento e envolvimento dos diversos parceiros nas diversas fases.
Processo de
circularização
até 25 de
setembro
de 2014
Com base na informação e endereços fornecidos pelas entidades competentes,
nomeadamente pelo Comité Nacional ITIE e Autoridade de Desenvolvimento
Conjunto, foi realizado o processo de circularização das entidades referidas
anteriormente (empresas das indústrias extrativas, Governo e Agências
Governamentais).
Foi determinante no decorrer desta fase o acompanhamento e a sensibilização
junto dos diversos intervenientes no processo de circularização pelas
entidades competente, nomeadamente através do envio de uma carta de
apresentação referentes à Zona de Desenvolvimento Conjunto, para assegurar
que as declarações eram obtidas atempadamente.
prazo
estendido
até 15 de
outubro
Devido à reduzida percentagem de respostas obtidas à data de 25 de setembro
de 2014, o prazo para resposta foi adiado para 15 de outubro de 2014, tendo
por base a decisão do MSG.
Relatório Inicial do
Administrador
Independente
20 de
outubro de
2014
Independente da obtenção das declarações nos prazos definidos acima, foi
preparado e enviado ao Comité Nacional da ITIE o Relatório Inicial do
Administrador Independente com indicação das diferenças e discrepâncias
apuradas.
Ajustamentos e
reconciliações de
discrepâncias
30 de
outubro de
2014
Com base nas diferenças e discrepâncias identificadas no Relatório Inicial do
Administrador Independente foram enviados pedidos de justificação para as
entidades envolvidas no processo de circularização por forma a apurar as
justificações para os desvios e os montantes a considerar para efeitos de
Relatório Final.
Realização do
workshop
semana de
10 de
novembro
de 2014
Foi efetuado um workshop em STP em que participaram todas as entidades
envolvidas no processo, nomeadamente o Administrador Independente, ANPSTP, ADC, Direção do Tesouro, BCSTP, Banco Mundial, ITIE e Subcomité da
ZDC.
Relatório Final do
Administrador
Independente
21 de
novembro
de 2014
Envio do draft do Relatório Final do Administrador Independente para o
Comité Nacional ITIE de São Tomé e Príncipe.
1º Relatório ITIE
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Anexo III – Requisitos técnicos
e comerciais dos processos de
licitação
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Rodada de 2003
Rodada de 2004
Duração:
Abril 22 – Outubro 18, 2003
Duração:
Novembro 15 a Dezembro 15, 2004
Blocos licitados:
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, e 9 num total de 25 blocos na JDZ
Blocos licitados:
2, 3, 4, 5 e 6
Direitos existentes:
ADC validou os direitos exercidos pela ERHC como
segue:
Bloco 2: 30%
Bloco 3: 20%
Bloco 4: 25%
Bloco 5: 15%
Bloco 6: 15%
Adicionalmente, a ExxonMobil poderia exercer os seus
direitos de preferência em dois blocos à escolha.
Critérios Técnicos (100%):
Critérios Técnicos (100%):
i.
Evidência da capacidade técnica da empresa
ou grupo de empresas;
i.
Evidência da capacidade técnica da empresa
ou grupo de empresas;
ii.
Programa de trabalho;
ii.
Programa de trabalho (três subperíodos de
períodos de exploração: 4 + 2 + 2;
iii. Interpretação geológica do bloco;
iv. Os planos para a utilização de gás associado;
v.
Saúde, segurança e gestão ambiental políticas do candidato;
vi. Conteúdo local, incluindo a formação de
cidadãos e uso de bens locais, serviços e mãode-obra;
vii. Obtenção de avaliação superior a 60% para ir
para a próxima fase de avaliação comercial.
Critério Comercial:
iii. Interpretação geológica do bloco;
iv. Os planos para a utilização de gás associado;
v.
Saúde, segurança e gestão ambiental políticas do candidato;
vi. Conteúdo local, incluindo a formação de
cidadãos e uso de bens locais, serviços e mãode-obra;
vii. Obtenção de avaliação superior a 60% para ir
para a próxima fase de avaliação comercial.
Critério Comercial:
i.
Bónus de assinatura não inferior a USD 30
milhões por bloco e bónus de produção
balizado por limites específicos de produção; e
i.
Bónus de assinatura não inferior a USD 30
milhões por bloco e bónus de produção com
limites específicos de produção; e
ii.
Projetos sociais ou outras contrapartidas em
um ou ambos os Estados Membro.
ii.
Teto de recuperação de custos de 80%, no
entanto, o licitante pode eleger um teto mais
baixo;
iii. Projetos, sociais ou de outra forma em um ou
ambos os Estados Membros.
1º Relatório ITIE
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