Vocea întregului sector de
upstream din România

Despre sistemul redevențelor petroliere

Care e cel mai potrivit sistem fiscal pentru industria de țiței și gaze? Nu există un răspuns fără echivoc la această întrebare, o „cea mai bună“ formulă aplicabilă tuturor țărilor producătoare. Dar, ca principiu fundamental, un astfel de sistem trebuie atât să maximizeze câștigul statului, cât și să atragă și să mențină investițiile de capital și tehnologie.

Există la noi o suspiciune răspândită că re­sursele minerale ale statului sunt „date pe mai nimic străinilor“ – fie pentru că au­to­ritățile noastre ar fi iremediabil corupte și controlate de corporațiile la­come, fie pentru că vreun ma­re „târg geopolitic“, pre­cum intrarea în UE sau NATO, nu s-ar fi putut face fără astfel de cedări umi­li­toare și păguboase. Nimic nu folosește mai bine drept „evidență“ pentru o atare concepție decât o privire su­perficială aruncată asu­pra redevențelor – sume plă­tite statului de către titularul licenței pentru dreptul de a exploata resursele mi­nerale.

sonda-petrolieraCu privire la petrol, sunt adesea invocate redevențele din țările arabe, alături de referiri la im­pozitarea producției în Nor­ve­gia, SUA sau Marea Britanie. De fiecare dată părem a ieși prost din com­parații: „În țările arabe, nivelul re­de­vențelor este cuprins între 80 și 90% din costul final al petrolului. Companiile ca­re extrag petrol în Irak plătesc statului o re­devență de 90% din costul final, cele din Arabia Saudită – 85%, iar cele care ac­tivează în Libia 80%“, anunța acum doi ani un cotidian național. În România, pe de altă parte, redevențele variază între 3,5% și 13,5% din valoarea producției bru­te de țiței, în funcție de cantitatea extrasă, și între 3,5 și 13% pentru gaze naturale (Legea petrolului 238/2004). Dacă vedem și că, în Norvegia, impozitarea producției de țiței și gaze se apropie de 80%, dis­cor­danța pare revoltătoare.

Dar astfel de comparații „simple“ sunt ade­sea incomplete, inexacte și înșelătoare. Pentru verificare, un instrument util este ghidul anual al Ernst and Young, Global Oil and Tax Guide. Se poate observa, con­trar celor afirmate în citatul de mai sus, că regimul fiscal petrolier al Irakului nu e bazat pe redevențe, ci pe impozitarea cu 35% a profitului rezultat din producția de petrol și gaze. Arabia Saudită impune un impozit pe profit de 85% pentru țiței, la ca­re se adaugă redevențe în procente va­riabile, negociate individual în acordurile de concesiune. Azerbaidjanul practică o com­binație de acord de împărțire a pro­ducției, în care se negociază un impozit pe profit între 20 și 32%, și host go­vern­ment agreements, aplicabile proiectelor de gazoduct și oleoduct, cu impozit pe pro­fit fix de 27%. Norvegia nu are re­de­vențe, dar impune o rentă unică pe re­surse (resource rent tax) de 50%, la care se adaugă un impozit pe venit de 28%. În Marea Britanie se percepe un impozit pe profit de 30% pentru activitățile de ex­plo­rare și producție, plus un impozit unic su­plimentar de 32%. Danemarca percepe o ta­xă unică pe hidrocarburi de 52% și un impozit pe venit (corporate income tax) de 25%.

Desigur, aceste procente par a fi mult mai favorabile țărilor respective decât re­de­ven­țele și impozitul pe venit încasate de sta­tul român (maximum 13,5% plus 16%). Dar, în primul rând, trebuie să ținem cont de sistemele generoase de deduceri (ca­pi­tal allowances) și alte elemente de sus­ți­nere fiscală (reduceri și scutiri) practicate în aceste țări. După cum explica Vasile Iu­ga într-un recent studiu al sistemelor fis­cale din industria extractivă de hi­dro­car­buri, „deducerile se acor­dă pentru încurajarea in­ves­tițiilor în dezvoltarea ză­cămintelor mici sau având condiții dificile de pro­duc­ție (cum ar fi offshore de ma­re adâncime, țiței greu, zăcăminte mature), care în alte condiții nu ar fi pro­fitabile“. Or, deducerile fis­cale micșorează profitul că­ruia i se aplică taxarea, ast­fel că, în ciuda ratelor nominale ridicate de impozitare, cele reale sunt mult di­mi­nua­te – uneori, chiar până la zero, în ca­zul proiectelor neprofitabile. Astfel, „la ni­velul lui 2012, prin raportare la venituri, ponderea încasărilor din taxa su­pli­men­tară a reprezentat 18% în Danemarca, 15% în Marea Britanie și 21% în Nor­vegia“ (V. Iuga). Constatăm, prin urmare, că ratele efective de impozitare sunt com­parabile cu nivelul redevențelor din țara noastră.

În al doilea rând, există o mare diferență de profitabilitate între producția din ză­cămintele gigantice și relativ ușor ac­ce­sibile ale Orientului Mijlociu și cea din câm­purile petrolifere și gazifere mici și frag­mentate din țara noastră și din Europa (cu excepția Norvegiei și a Marii Britanii).

Rezultă cu suficientă claritate că o com­parație adecvată a sistemelor de impo­zi­tare a extracției de țiței și gaze necesită scru­pulozitate și pricepere, precum și un discurs public rațional și echilibrat. Nu e suficient să privim doar o componentă a sistemului, precum redevențele, ci trebuie analizat întregul pachet de taxe și im­po­zite ce constituie „partea statului“. Astfel, în România, cu impozitul pe venituri su­plimentare rezultate din dereglementarea prețurilor gazelor naturale (OG 7/2013), cu măsurile speciale de impozitare a re­surselor naturale, altele decât gazele na­turale (OG 6/2013) și cu mai noul impozit pe construcții speciale (OUG 102/2013), ta­xarea sectorului hidrocarburilor în 2014 a fost mai mult decât dublă față de perioada corespunzătoare din 2012, fără ca re­de­ven­țele să fi suferit vreo modificare. Reiese, tot­odată, și că un stat poate taxa sem­ni­ficativ producția resurselor minerale și cu redevențe mici sau chiar fără redevențe.
Chestiunea importantă este, de fapt, care e cel mai potrivit sistem fiscal pentru in­dustria de țiței și gaze? Nu există un răs­puns fără echivoc la această întrebare, o „cea mai bună“ formulă aplicabilă tuturor țărilor producătoare. Dar, ca principiu fun­damental, un astfel de sistem trebuie atât să maximizeze câștigul statului, cât și să atragă și să mențină investițiile de ca­pital și tehnologie.

Sunt mari diferențe de ordin geologic, geo­grafic, (geo)politic și economic între re­giu­nile producătoare de țiței și gaze. Ca­rac­te­risticile geologice privesc existența re­sur­selor în subsolul unei țări și proprietățile zăcămintelor, iar cele geografice privesc ac­cesibilitatea lor; aspectele geopolitice des­criu „gradele de libertate politică“ și de risc date de vecinătatea geografică a unui stat, iar considerațiile economice pri­vesc factori precum raportul dintre ce­re­rea și consumul de resurse, profilul de dez­voltare industrială, gradul de ma­tu­ri­tate al piețelor etc.

Acești factori determină spectrul de op­țiuni și constrângeri strategice ale unui stat. În acest spectru, politicile de ma­na­ge­ment al exploatării resurselor trebuie să fie întemeiate într-o strategie energetică națională, care să formuleze obiective de dez­voltare și priorități de termen lung. Spre ilustrare, o țară deținătoare de re­zerve însemnate de cărbune, situată într-o regiune geopolitică tensionată și de­pen­dentă de livrările unui furnizor extern mo­nopolist, își va defini altfel raportul dintre obiectivele de securitate energetică și țin­tele de reducere a emisiilor de carbon de­cât un stat cu surse diversificate de hi­drocarburi, care se poate baza pe func­ționarea piețelor internaționale.

România are o istorie de peste 150 de ani de exploatare in­dustrială a țițeiului și de peste un secol de extracție și va­lo­rificare a ga­zelor naturale. Anii de glorie au fost în perioada interbelică: în 1936, Ro­mânia era al patrulea pro­du­cător mondial de țiței, cu o producție de 8,7 milioane de tone, după SUA, Rusia și Venezuela. Dar, astăzi, țara noastră este de­parte de prima ligă a producătorilor mon­diali de petrol. Producția e în con­ti­nuă scădere, ză­că­min­tele sunt mature (mult dincolo de vârful de producție), mici și fragmentate, pro­ducția per sondă es­te dintre cele mai mici din Europa, iar cos­turile producției ba­ri­lului de petrol sunt printre cele mai mari din Europa. Si­gur, gradul de suficiență ener­getică este ri­di­cat, în comparație cu al ve­cinilor sud-est europeni, dar, deși Ro­mâ­nia e al cincilea producător de hidro­car­buri la nivel eu­ro­pean, distanța față de primii trei pro­du­că­tori (Norvegia, Marea Britanie și Olanda) este mare.

Dezvoltarea producției românești de țiței și gaze depinde astăzi mai cu seamă de investiții de risc ridicat în zăcăminte de „frontieră“: apele adânci ale Mării Negre, potențialul (încă incert) de gaze de șist, redezvoltarea zăcămintelor mature și fo­ra­jul onshore la adâncimi mari (peste 2.500 de metri). În aceste condiții, redevențele impuse de statul român sunt comparabile ca nivel cu cele practicate în Italia, Franța, Polonia, Turcia, Croația sau Serbia.

Dar, pentru a maximiza pe termen lung „par­tea statului“, trebuie ca statul să par­ticipe în mai mare măsură la câștiguri, atunci când producția este mare și când pre­țurile hidrocarburilor pe piețele inter­naționale sunt mari, după cum investitorii trebuie stimulați să investească în ză­că­minte marginale și cu grad ridicat de risc și, de asemenea, susținuți fiscal, atunci când productivitatea scade sau când prețurile coboară sub un anumit nivel.

Unul dintre cele mai inteligente și sofisticate sisteme de re­de­vență este cel implementat în provincia canadiană Alberta. Pe de o parte, Alberta impune re­devențe diferite pentru țițeiul produs din zăcăminte convenționale, din for­ma­ți­uni de argilite petrolifere („țiței de șist“), respectiv din nisipuri bituminoase (oil sands). Pe de altă parte, redevențele sunt de tip cotă diferențiată (sliding scale). Spre ilustrare, pentru nisipurile bitu­mi­noase, redevența este de 1% din venitul brut generat per proiect, atunci când pre­țul barilului WTI este de până în 55 de do­lari canadieni, și crește în pași mici până la 9%, atunci când prețul depășește 125 de dolari canadieni. Pentru producția de țiței convențional se adaugă o componentă cantitativă, care poate fi și negativă – adi­că, atunci când producția scade sub un vo­lum minim predefinit, redevența este di­minuată; scăderea agregată de redevență poate fi până la zero, dacă atât prețul, cât și volumul producției sunt sub cotele mi­nime predefinite.

Sistemul albertan are dezavantajul de a fi prea complicat pentru implementare și mo­nitorizare adecvată, în lipsa unei agen­ții de reglementare cu resurse foarte am­ple. Dar, în mod cert, e un model care transpune în practică elementele fun­da­mentale ale unui sistem modern și per­for­mant de fiscalitate petrolieră.
Nu în ultimul rând, un astfel de sistem trebuie să fie stabil și predictibil. Im­pr­o­vizația fiscală, de tipul introducerii in­tem­pestive de noi taxe și impozite din rațiuni bugetare sau electorale, nu doar că afec­tează profund încrederea investitorilor in­ternaționali, dar instituie și formule ar­tificiale și rigide de taxare care, pe termen lung, diminuează câștigul statului prin re­du­cerea investițiilor și scăderea pro­duc­ției.

SURSA: Revista22

STIRI INTERNATIONALE

BHGE changes its name...

Baker Hughes, a GE company has announced its successful name change to Baker Hughes Company and will begin trading on the New York Stock Exchange...

Total opens a Digital...

Total will open a Digital Factory in Paris in early 2020 that will bring together up to 300 developers, data scientists and other experts to...

Total launches its...

Total has announced that its first large liquefied natural gas (LNG) bunker vessel has been launched, following the signature of a long-term...
STIRI LOCALE

Virgil Popescu – cel...

Bogdan Tudorache Surse contactate de energynomics.ro au confirmat numele lui Virgil Popescu ca...

CITR: Hidroserv este...

Bogdan Tudorache Casa de Insolvență Transilvania a emis un comunicat conform căruia Hidroserv...

Reluarea importurilor...

Companiile autohtone și-au majorat în luna august cu peste 16% sau 313 GWh importurile de gaze...
COTATII OIL & GAS