Diferenţele între regimul de taxare al producţiei de gaze din Marea Neagră şi al altor state cu resurse offshore. Marea vulnerabilitate a României de la negocieri

Sistemul energetic în continuă schimbare generează întrebări critice multor state producătoare de petrol şi gaze din lume. În România, nu Legea Offshore a tulburat perspectivele ţării noastre pentru a deveni un actor semnificativ pe piaţa regională de gaze naturale, ci marii negociatori politici care au generat un climat volatil, neprielnic investiţiilor.

În timp ce ministerul Energiei calculează miliardele de metri cubi şi se aşteaptă să ţâşnească din clipă în clipă din Marea Neagră precum apa dintr-o fântână arteziană, deţinătorii de concesiuni sunt mai degrabă rezervaţi şi petrec mai mult timp cu avocaţii decât cu geologii şi personalul tehnic.

De ce? Incapacitatea de a reconfigura sistemul redevenţelor şi goana disperată după venituri la bugetul de stat au condus la situaţia în care fiscalitatea din domeniu a ajuns să arate ca un castel de nisip compus din mai multe straturi, unele reglementări încălcând chiar legi mai vechi în materie date de statul român.

Comparând reglementările din Legea Offshore cu sistemele de taxare şi impozitare practicate de alte state din UE, România nu se remarcă printr-o fiscalitate excesivă sau laxă. Vulnerabilitatea României este dată, însă, de climatul politic şi de nesiguranţa unei perspective viabile pentru investiţii. 

Ţările cu democraţii aşezate, cu economii care se adaptează rapid noilor descoperiri tehnologice, cu infrastructura pusă la punct, cu fiscalitate stabilă şi unde domneşte legea au o poziţie de negociere mult mai puternică în raporturile cu investitorii. Cer mult, dar oferă la fel de mult. 

În state unde mediul politic este volatil, unde proiectele de ţară sunt discutabile şi netransparente, investitorii străini au tendinţa să fie ei cei care cer mult în speranţa că, oricum va fi în final, se vor alege cu ceva. 

Conform ultimului studiu realizat de cei de la EY, spre exemplu, producţia de gaze naturale din Marea Nordului are un regim de taxare cu totul şi cu totul diferit faţă de cea din Marea Mediterană. Norvegia şi Marea Britanie, cei mai importanţi actori din acea regiune, au renunţat la sistemul bazat pe redevenţe, cer mult de la producători, dar le şi oferă facilităţi fiscale în aceeaşi măsură, participând cot la cot cu companiile producătoare şi la profit şi la pierderi. În schimb, în Mediterană, lucrurile stau diferit. Sistemul de redevenţe este scăzut dar este dublat de perceperea unui impozit pe profit.

A propus România o fiscalitate potrivită?

Exploatarea gazelor naturale la mare adâncime în Marea Neagră este abia la început iar România, Bulgaria, Turcia şi Rusia încearcă să-şi impună influenţa în regiune prin diverse strategii energetice.

Bulgaria urmăreşte să devină un hub de tranzacţionare a gazelor, Rusia şi Turcia construiesc Turkish Stream, iar atuul României ar fi gazele naturale din Marea Neagră.

Conform Legii Offshore, companiile producătoare din Marea Neagră vor plăti o redevenţă de 13% calculată la un preţ de referinţă conectat la cotaţile de pe Piaţa Zilei Următoare din hub-ul de gaze Baumgarten, un impozit pe profit de 16% şi un impozit special ce variază între 30% şi 70% şi care se aplică la mai multe praguri pentru preţul de vânzare la producţie, pornind de la 45 de lei/Mwh şi până la 190 de lei/Mwh, la care se adaugă acciza şi TVA-ul. Din impozitul suplimentar, companiile îşi pot deduce 30% din valoarea investiţiilor. 

Este de remarcat schimbarea de abordare a României survenită în ultimii 10 de ani, culminată cu Legea Offshore, care a modificat cadrul fiscal reglementat de OUG160/1999 prin care titularii de acorduri petroliere offshore erau obligaţi să plătească doar cuantumul redevenţelor şi erau protejaţi de orice formă de taxare suplimentară. 

Dacă, înainte, statul încasa puţin dintr-un preţ mic al gazelor, reglementat şi subvenţionat, acum vrea să încaseze mult, lăsând impresia că încearcă, totodată, să încurajeze o creştere accelerată a preţului de achiziţie din producţia internă prin mecanismul preţului de referinţă. Pe de altă parte, infrastructura de transport este abia în faza de construcţie, nu există o viziune clară pentru modul în care gazul va fi valorificat pe piaţa internă, legislaţia care guvernează piaţa gazelor nu este chiar predictibilă iar statul român nu este atât de dornic să împartă cu producătorii şi riscurile economice care apar în timpul exploatării.

Care sunt, în linii mari, modelele fiscale ale Norvegiei, Danemarcei, Olandei şi Marii Britanii?

Norvegia şi Marea Britanie şi-au consolidat ani la rândul bugetele de stat cu venituri obţinute din taxarea exploatării hidrocarburilor. Astăzi, producţia din Marea Nordului este una ajunsă la maturitate, infrastructura de transport este variată, piaţa complet liberalizată iar mediul fiscal este unul primitor şi predictibil pentru investitori.

După 40 de ani de exploatare a Mării Nordului, norvegienii au simplificat foarte mult sistemul de taxare al hidrocarburilor. Norvegia nu percepe redevenţe, însă a impus un impozit pe profit de 23% şi o taxa de exploatare a resurselor de 55%. În schimb, mecanismul deducerilor este extrem de generos.

Interesant este că şi norvegienii folosesc mecanismul preţului de referinţă, stabilit administrativ. Adică, dacă producătorii îşi vând gazul natural peste preţul de referinţă, atunci acea diferenţă nu este supusă taxării. Dacă vând sub acest preţ, atunci sunt taxaţi la preţul de referinţă. Diferenţa faţă de metoda românească este că, la norvegieni, principiul pentru stabilirea preţului de referinţă este acela că el ar trebui să reflecte preţul care ar fi putut fi atins între părţile independente.

Reglementările specifice stabilesc mecanismele de fixare a preţului de referinţă iar informaţiile sunt colectate de o agenţie guvernamentală. Companiile pot, de asemenea, să atace decizia de fixare a preţului de referinţă la Ministerul Petrolului şi Energiei. În cazurile în care agenţia guvernamentală nu stabileşte preţul de referinţă, preţul efectiv de vânzare obţinut va fi preţul de referinţă fiscal la care se face taxarea. 

În altă ordine de idei, companiile pot obţine o deducere de 89% din investiţiile făcute în zona offshore şi pot obţine o rambursare de la autorităţi a valorii fiscale a costurilor de explorare pentru pierderea aferentă fiecărui an de explorare până la 78% din totalul lor.

Furnizorii de bunuri şi servicii specifice activităţilor de foraj şi proprietarii de platforme petroliere sunt scutiţi şi ei de TVA, cu condiţia respectării anumitor cerinţe. De-asemenea, operaţiunile de transport pentru gazul natural de la facilităţile offshore din afara apelor teritoriale ale Norvegiei spre ţărm sunt, de-asemenea, excluse de la plata TVA-ului. Rezervele de gaze naturale ale Norvegiei ajung la 1.856 miliarde de metri cubi. 

Marea Britanie nu percepe redevenţe, în schimb aplică o cotă de 30% impozit pe profit şi o taxă suplimentară de 10% asociată profitului, iar statul oferă, în schimb, o deducere suplimentară de 62.5% din costurile de investiţii. Pentru ca firmele producătoare de petrol şi gaze care activează în Marea Britanie să nu îşi poată exporta profitul în afara ţării prin transferul unor cheltuieli care nu sunt relevante. pentru acest tip de activitate şi care ar fi fost impozitate cu 30%, guvernul britanic a introdus un impozit pe profit de 55%. Marea Britanie mai are rezerve de gaze naturale în valoare de 205,4 miliarde de metri cubi. 

Olanda nu foloseşte sistemul redevenţelor, în schimb are un impozit pe profit de 25% şi o taxă suplimentară pe profit tot de 25%. Deducerea suplimentară este de 10% la costurile de operare şi de amortizare şi 25% la zăcămintele marginale din offshore. La Groeningen, Olanda mai are rezerve de gaze naturale în valoare de 760.9 de miliarde de metri cubi, însă producţia anuală scade pe fondul măsurilor administrative luate de stat. 

În Danemarca, cele mai recente schimbări ale regimului fiscal asigură o serie de stimulente pentru a extinde durata de viaţă a câmpurilor mature şi pentru a dezvolta câmpurile offshore marginale. Danemarca nu percepe redevenţe, în schimb, aplică o taxa suplimentară pe profit de 39% si un impozit pe profit de 25%. Investiţiile în explorare sunt deduse 100%, iar restul investiţiilor sunt deduse cu 30% până la 39% din taxa suplimentară pe profit. Danemarca mai are 29,9 de miliarde de metri cubi rezerve de gaze naturale. 

Ce sistem fiscal găsim în Marea Mediterană?

Până de curând, statele din estul Mediteranei au depins de importurile de gaze pentru a-şi satisface nevoile energetice. Dar, odată cu noile descoperiri de gaze offshore, perspectiva autosustenabilităţii a devenit posibilă pentru statele de coastă, cu opţiunea de a-şi exporta gazele pe pieţele internaţionale, în primul rând în Europa.

Guvernul de la Atena a impus un sistem de redevenţe care variază între 4% şi 20% şi percepe un impozit pe profit de 25%. Dacă se aduc modificări la regimul fiscal, ele vor fi operate doar pentru concesiunile viitoare. Se aplică, totodată, şi o normă specială de consolidare care stipulează că până la 50% din cheltuielile efectuate pentru operaţiunile de explorare într-una sau mai multe zone specificate în acordul de concesiune să poată fi inclusă în cheltuielile dintr-un alt acord pentru un zăcământ unde a început producţia de hidrocarburi. Grecia mai are rezerve foarte mici de gaze naturale, aproximativ 1 miliard de metri cubi. 

În Turcia, titularii de licenţe de exploatare/producţie plătesc o redevenţă de 12,5% şi care este calculată după ce toate cheltuielile (impozit pe venit, impozit pe profit, taxe pentru licenţe etc) au fost deduse din preţul de piaţă al producţiei. Taxarea totală a unei companii petroliere nu poate depăşi 55%. Cantitatea de gaz care merge la export nu poate depăşi 35% pentru producţia din onshore şi 45% pentru cea din offshore. Gazele extrase din zăcăminte descoperite înainte de 1 ianuarie 1980 sunt numai pentru consumul intern. 

În Croaţia nu se acordă concesiuni, ci se încheie acorduri de partajare a producţiei, iar redevenţa cerută de stat este de 10%, la care se adaugă un impozit pe profit care variază între 12 şi 18%. Ratele de impozitare mai mici sau alte beneficii fiscale pot fi disponibile pe baza mărimii şi a localizării investiţiei.  

Regimul fiscal italian pentru companiile de petrol şi gaze necesită plata unor redevenţe specifice către stat care sunt calculate în funcţie de cantitatea de producţie. În Italia, cota de redevenţă calculată la un maxim de 80 de milioane de metri cubi din producţia anuală poate ajunge până la 10% iar impozitul pe profit este de 24%. Cheltuielile sunt deductibile dacă şi în măsura în care acestea se referă la activităţile sau activele care generează venituri sau alte încasări care sunt incluse în venituri. Italia mai are rezerve de gaze naturale de 53.7 miliarde de metri cubi. 

În Spania, redevenţele variază între 1-4% iar impozitul pe profit este de 30%. În general, cheltuielile necesare pentru a produce venituri pe parcursul anului şi deprecierea infrastructurii folosite pot fi deduse din valoarea brută a veniturilor. Rezervele de gaze naturale ale Spaniei au ajuns la 2.5 miliarde de metri cubi. 

În Cipru nu există acorduri de concesiune ci de partajare a producţiei, iar regimul fiscal aplicabil este compus dintr-un impozit pe profit de 12.5% şi un impozit pe câştigurile de capital, la care se adaugă TVA-ul şi accizele. Sistemul de redevenţe a fost eliminat iar pierderile dintr-un proiect pot fi compensate de profiturile aceleiaşi companii obţinute într-un alt proiect.

Israel percepe un impozit pe profit de 23%, un impozit pe câştigurile de capital tot de 23%, o taxă windfall ce variază între 0% şi 46,8% şi un TVA de 17%. În schimb, oferă o paletă foarte largă de stimulente fiscale. Spre exemplu, deprecierea accelerată poate ajunge la 400% din rata standard de amortizare a clădirilor şi 200% din rata standard de depreciere a echipamentelor iar reţinerea la sursă a dividendelor distribuite acţionarilor străini care deţin cel puţin 90% din acţiuni este supusă unei cote reduse de 4% pentru toate companiile eligibile. Cu toate acestea, 

Exemplele pot să curgă cu duiumul dar, în toate cazurile, atunci când se elaborează un sistem de taxare în domeniu se are în vedere gradul de dezvoltare a regiunii, cât de bogate sunt zăcămintele, infrastructura de transport, riscurile geologice, climatul geopolitic, nivelul de trai şi dezvoltarea pieţei.

Deşi, la prima vedere, România pare că a adoptat o fiscalitate potrivită, mai degrabă, unei zone cu producţii mature, totuşi, nu iese din tipare. Slăbiciunea ţării noastre în aceste negocieri au fost politicienii certaţi cu legea care au fost interesaţi, mai degrabă, să-şi asigure garanţii pentru ei înşişi, nu pentru proiecte de ţară.