O navio metaneiro New Energy zarpou das águas do Rovuma em Novembro de 2022 com o primeiro carregamento de gás natural liquefeito produzido por Moçambique. Foi um momento histórico, celebrado como o início de uma nova era de prosperidade. Três anos depois, a realidade revelase mais complexa e modesta do que a narrativa oficial fez crer.
Texto: Amad Canda
O Coral Sul FLNG, única iniciativa de GNL em produção no país até 2025, gerou receitas fiscais totais de aproximadamente 253 milhões de dólares entre 2022 e 2025, o que equivale a uma média de 63 milhões de dólares por ano. Um valor que, confrontado com um Produto Interno Bruto de 22,4 mil milhões de dólares e uma dívida soberana superior a 12,5 mil milhões, se revela manifestamente insuficiente para transformar a realidade económica do país.
A projecção para os 27 anos completos do projecto, no cenário base de 12 dólares por MMBtu, aponta para um total de 4.028 milhões de dólares, o que equivale a uma média anual de 149 milhões de dólares. No cenário stress, de 8 dólares por MMBtu, o total cai para 1.456 milhões de dólares, ou 54 milhões de dólares por ano em média. No cenário optimista, de 16 dólares por MMBtu, o total atinge 11.355 milhões de dólares.
A amplitude entre os cenários stress e optimista é de 7,8 vezes, o que ilustra a vulnerabilidade extrema das receitas fiscais moçambicanas à volatilidade do preço internacional do GNL – uma variável sobre a qual o país não tem qualquer controlo.
O dinheiro chega tarde
A análise do Centro de Integridade Pública revela um padrão que contradiz as expectativas criadas: as receitas substanciais do gás só chegarão na década de 2030.
O IRPC, imposto sobre o rendimento de pessoas colectivas que é o instrumento fiscal de maior peso nas receitas tributárias, é zero durante 11 anos consecutivos, entre 2022 e 2032. Concentra-se em apenas 10 anos da vida do projecto, entre 2033 e 2042, e volta a zero nos últimos 6 anos, entre 2043 e 2048.
Cerca de 69 por cento das receitas fiscais totais projectadas no cenário base concentram-se na fase de declínio da produção, entre 2034 e 2048. Apenas 1,9 por cento das receitas fiscais chegam nos primeiros dois anos de produção.
Em três dos seis cenários analisados – Stress, Transição Energética Stress e Transição Energética Base – o IRPC total ao longo de 27 anos é zero.
O pico das receitas fiscais anuais ocorre em 2034, com 424 milhões de dólares projectados, mas curiosamente já no primeiro ano da fase de declínio do reservatório. As maiores receitas chegam quando a produção já estiver a cair e o contexto de mercado global do GNL for muito mais incerto.
O que o Estado realmente recebe
O government take efectivo, ou seja, a parcela que o Estado realmente retém das receitas brutas do projecto, é de apenas 10,08 por cento no cenário base. Este valor contrasta dramaticamente com os 49 por cento frequentemente anunciados, que são calculados após dedução dos custos.
No cenário stress, o government take efectivo desce para 5,70 por cento. No cenário optimista, sobe para 20,11 por cento.
A diferença entre as duas métricas reflecte o peso estrutural dos custos recuperáveis. O CAPEX do projecto é de 11,7 mil milhões de dólares e o OPEX cumulativo atinge 23 mil milhões de dólares. Estes custos consomem 86 por cento das receitas brutas antes de qualquer tributação efectiva chegar ao Estado.
Uma progressividade que não se materializa
O contrato da Área 4 estabelece cinco escalões de partilha do Profit Oil em função do Factor R. O Estado recebe 15 por cento quando o Factor R é inferior a 1, 25 por cento quando está entre 1 e 2, 35 por cento quando está entre 2 e 3, 45 por cento quando está entre 3 e 4, e 55 por cento quando é igual ou superior a 4. Quanto mais rentável o projecto, maior deveria ser a participação do Estado.
Mas a realidade é outra. Ao longo de 27 anos de projecto, o Estado nunca ultrapassa o escalão de 25 por cento, e mesmo este só é atingido em 2034. Durante 12 anos consecutivos, entre 2023 e 2034, o Estado permanece no escalão mínimo de 15 por cento. Os escalões superiores de 35, 45 e 55 por cento nunca são accionados.
O Factor R atinge no máximo 1,25 em 2043, muito abaixo dos limiares necessários para activar a progressividade contratual negociada em 2006. A arquitectura que em tese protegeria o Estado em cenários de alta rentabilidade não se materializa na prática.
A dívida da ENH: participação estate como passivo
A Empresa Nacional de Hidrocarbonetos detém 10 por cento do consórcio da Área 4, mas esta participação foi estruturada como carried interest – uma dívida de 1.356 milhões de dólares que consome integralmente os dividendos brutos durante os primeiros 11 anos do projecto.
Durante onze anos, entre 2022 e 2032, nem um único dólar chega ao Estado proveniente da participação da ENH. Os dividendos brutos acumulados nesse período, de 1.942 milhões de dólares, são integralmente consumidos pelo serviço da dívida, que inclui 548 milhões de dólares em juros e 1.394 milhões de dólares em amortizações.
O benefício líquido da participação estatal de 10 por cento para o Estado moçambicano é de 1.788 milhões de dólares ao longo de 27 anos, uma média de 66 milhões de dólares por ano. Mas este valor só começa a fluir em 2033, concentrando-se nos últimos 15 anos do projecto.
O custo financeiro efectivo desta estrutura de carried interest é de 548 milhões de dólares em juros, pagos ao longo de quinze anos a uma taxa de 6 por cento sobre um principal inicial de 1.356 milhões de dólares.
Para além da dívida da ENH no Coral Sul o Estado moçambicano enfrenta passivos contingentes de magnitude extraordinária.
A dívida da ENH no Coral Sul é de 1.356 milhões de dólares. O projecto Coral Norte, cujo FID foi aprovado em Outubro de 2025, acrescentará uma dívida adicional estimada de 720 milhões de dólares se a estrutura de carried interest for mantida. A dívida da ENH no Mozambique LNG, na Área 1, ascende a 2.535 milhões de dólares.
A soma dos passivos verificados e estimados da ENH atinge aproximadamente 4,6 mil milhões de dólares – o equivalente a 20,6 por cento do PIB nominal de 2025.
Acresce a estes valores os 4,5 mil milhões de dólares em custos de força maior reclamados pela TotalEnergies no Mozambique LNG, cuja validação está em auditoria independente nos termos da Resolução 42/2025 do Conselho de Ministros. Se estes custos forem validados como integralmente recuperáveis, o custo total do projecto passará de 20 para 24,5 mil milhões de dólares, deslocando o início das receitas fiscais substanciais para depois de 2040.
É importante notar que estes passivos não figuram nos quadros de sustentabilidade da dívida soberana por estarem registados no balanço da ENH. Mas uma eventual incapacidade da ENH de servir esta dívida transformar-se-ia numa contingência soberana, com o Estado chamado a garantir ou absorver a dívida da sua empresa nacional de hidrocarbonetos.
O que se perdeu por apostar no gás
O estudo do CIP quantifica pela primeira vez o custo de oportunidade do modelo de dependência do GNL em Moçambique. Os números são reveladores. Entre 2018 e 2025, 84,6 por cento do Investimento Directo Estrangeiro foi absorvido pelo sector extractivo.
Em contrapartida, a Agricultura e Pescas recebeu apenas 1,4 por cento e a Indústria Transformadora apenas 2,5 por cento. Em vinte e quatro anos, entre 2002 e 2025, o agregado extractivo-logístico capturou 81,9 por cento do IDE total de 61,3 mil milhões de dólares.
O contraste entre sectores é flagrante. O Coral Sul emprega directamente cerca de 3.000 pessoas, com um rácio de 3,2 milhões de dólares de capital por emprego. A agroindústria moderna, pelo contrário, gera 200 a 1.000 vezes mais empregos por milhão de dólares investido.
O processamento local de apenas 10 por cento do caju actualmente exportado em bruto adicionaria entre 100 e 150 milhões de dólares por ano ao valor de exportações nacionais – um valor comparável às receitas fiscais médias anuais do Coral Sul.
O processamento local da grafite, que é actualmente exportada como concentrado bruto, adicionaria 200 milhões de dólares por ano em valor acrescentado.
O estudo conclui que esta concentração sectorial não reflecte superioridade fiscal ou laboral do GNL, mas sim uma assimetria persistente de cuidado institucional e regulatório. O mesmo cuidado técnico que produziu os contratos de concessão para o gás nunca foi aplicado aos regimes fiscais para a agroindústria, para os minerais críticos ou para as energias renováveis.
Transição energética e o risco dos activos encalhados
A Agência Internacional de Energia projecta que a capacidade global de exportação de GNL aumentará cerca de 50 por cento até 2030, principalmente com base em projectos dos Estados Unidos e do Qatar. Esta expansão da oferta, conjugada com a desaceleração da procura nos principais mercados importadores – Europa e China, ambos a acelerar a transição para energias renováveis – aponta para um excesso estrutural de capacidade de GNL a partir de meados da década de 2020.
Para Moçambique, isto tem implicações directas. Nos cenários que limitam o aquecimento global a 1,5 graus Celsius ou 1,7 graus, a capacidade de GNL já existente e em construção é suficiente até 2040, não sendo necessário qualquer novo projecto. Os projectos ainda não em produção – Rovuma LNG e expansões da Área 1 – enfrentam risco acrescido de não recuperar o investimento em cenários de preço baixo. O pico das receitas fiscais do Coral Sul, entre 2034 e 2042, coincide exactamente com o horizonte em que a procura global de GNL estará sob maior pressão estrutural. A narrativa que justifica novos projectos de GNL em África como combustíveis de transição, necessários para apoiar a descarbonização e substituir o carvão, é compatível apenas com trajectórias de aquecimento global que comprometem os objectivos do Acordo de Paris.
As recomendações do Estudo
O Centro de Integridade Pública formula um conjunto de recomendações operacionais, organizadas por destinatário e urgência.
Em matéria de transparência e governação fiscal, o estudo recomenda a publicação do modelo fiscal calibrado como ferramenta pública em formato aberto, a incorporação de projecções prospetivas nos relatórios do EITI-Moçambique e a publicação integral do resultado da auditoria dos custos de força maior determinada pela Resolução 42/2025.
Quanto ao regime fiscal e aos contratos, o estudo recomenda condicionar o FID do Rovuma LNG, de 30 mil milhões de dólares, à renegociação de três parâmetros: o aumento do royalty de 2 para 5 ou 7,5 por cento, a redução do limite de cost recovery de 75 para 65 por cento, e a introdução de um imposto sobre dividendos transferidos para o exterior.
O estudo recomenda ainda estruturar a participação da ENH no Coral Norte com desembolso parcial de capital, mesmo que a 5 por cento em vez de 10, e reformular a estrutura de escalões do Factor R em contratos futuros para garantir progressividade efectiva.
Em matéria de diversificação e sectores alternativos, o estudo recomenda equiparar o Código de Benefícios Fiscais dos sectores alternativos ao GNL, com benefícios comparáveis para a agroindústria exportadora, o processamento de minerais críticos e as energias renováveis. Recomenda também a adopção de uma estratégia explícita de processamento local de minerais críticos, com taxa crescente sobre a exportação de concentrado bruto, e a aceleração do FID do Mphanda Nkuwa como âncora da estratégia energética.
Finalmente, em matéria de economia política e governação, o estudo recomenda incorporar a dívida quasi-soberana da ENH nos quadros de sustentabilidade da dívida soberana, operacionalizar o Fundo de Estabilização previsto na Lei do Fundo Soberano de Moçambique e assegurar a representação efectiva das comunidades de Cabo Delgado nos mecanismos de fiscalização do GNL
