Vocea întregului sector de
upstream din România

Sectorul offshore nu poate naviga în ape fiscale tulburi

Daniel Apostol

Am prezentat şi în numere anterioare ale revistei un punct de vedere cu privire la regimul fiscal ce este impus companiilor care derulează investiţii de anvergură, cu predilecţie celor din sectorul petrol şi gaze. Sunt câteva luni bune de când dezbaterea pe noul pachet fiscal destinat industriei de petrol şi gaze se poartă atât în plan public, cât mai ales la masa tratativelor şi a consultărilor dintre autorităţi şi reprezentanţii industriei de profil. Odată cu finalizarea proiectului de lege de ANRM şi Ministerul de Finanţe urmează şi dezbaterea parlamentară. Acolo se va decide varianta finală a noului regim fiscal petrolier, care, la faza actuală, propune în principiu două direcţii de taxare la care vor fi supuşi titularii de concesiuni: pe de o parte, aplicarea de redevenţe în trepte în funcţie de valoarea brută a producţiei trimestriale, iar pe de altă parte, o supra-taxare a profitului suplimentar al companiilor calculat la un nivel prestabilit. Sunt încă în discuţie şi în realizare de simulări bugetare definiţia bazei de taxare, definiţia categoriilor de investiţii deductibile, cota de impozit, scala de redevenţe. Clarificarea în acest domeniu este aşteptată atât de investitori, cât şi de opinia publică. Mai mult, limpezirea problemei redevenţelor şi a taxării industriei de petrol şi gaze este şi necesară în contextul unor discursuri politicianiste care menţionează doar nevoia de finanţare a bugetului şi uită nevoia de continuare a proiectelor de investiţii care pot finanţa bugetul. Riscul unui discurs populist este în creştere într-o toamnă pre-electorală, iar cadrul fiscal impus industriei poate juca un rol de agent electoral, deşi înainte de toate este un factor decisiv pentru sustenabilitatea operatorilor din sectorul petrolier. Am mai scris că algoritmul de împărţire a veniturilor petroliere trebuie să se facă echitabil şi în câştigul tuturor părţilor implicate: stat, investitori, consumatori. Şi, mai ales, trebuie să se stabilească pe termen lung, astfel încât să ofere stabilitate şi predictibilitate fiscală contribuabililor. Un proiect petrolier are o durată de viaţă de petse un sfert de secol, iar derularea investiţiei înseamnă cheltuieli majore de capital încă din faza de explorare. Riscul asumat în proiecte petroliere, mai ales în cele offshore, este un risc crescut, iar realizarea ROI (return-on-investment) se măsoară cel mai curând în decade, nu în luni sau ani, de aceea regimul de impozitare sunt extrem de important, cu impact considerabil pe termen lung. Cum scriam, dezbaterile abia încep. Dar experţii nu au ezitat să-şi prezinte deja punctele de vedere.

Energy Policy Group (EPG) – un think-tank românesc independent, non-profit, specializat în politici energetice, analiză de piaţă şi strategie energetică – a organizat câteva astfel de dezbateri cu participarea reprezentanţilor industriei, ai autorităţilor relevante şi cu prezenţa unor experţi recunoscuţi. Astfel, Energy Policy Group cu colaborarea Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN) a organizat o masă rotundă cu tema „Regimul fiscal petrolier în sectorul offshore din România”. Au participat reprezentanţi ai autorităţilor publice relevante (Guvernul României, Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, Parlamentul României), ai companiilor membre ARCOMN, consultanţi fiscali şi juridici, experţi din mediul academic şi reprezentanţi ai presei de specialitate. Urmare a acestei dezbateri, EPG a produs un document care sumarizează problematica expusă de participanţi, document din care voi cita în cele ce urmează.

Potrivit EPG, noul sistem va menţine în fond abordarea fiscală actuală a redevenţelor petroliere pe venit, adăugându-i un impozit pe profit. Redevenţele urmează a se aplica diferenţiat diferitelor tipuri de exploatări – onshore, offshore de mică adâncime, offshore de mare adâncime etc. Prin urmare, sistemul va fi de tip hibrid, combinând taxarea pe venit cu cea pe profit. Supra-taxarea profitului va trebui să ia în calcul diferite categorii de deduceri fiscale a cheltuielilor de capital din baza de impozitare.

REGIM OPTIM DE IMPOZITARE ÎN OFFSHORE. „Cooperarea dintre investitori şi autorităţi este crucială pentru diminuarea riscurilor de reglementare. Între acestea, riscul de fiscalitate este de prim ordin, deşi nu este singurul tip de risc de reglementare”, se precizează în documentul EPG. De exemplu, în conformitate cu cele mai bune practici offshore la nivel global, legislaţia românească cu impact asupra operaţiunilor petroliere trebuie ajustată şi pusă în practică astfel încât să faciliteze modelul funcţional optim pentru industria offshore. Trebuie eliminate ambiguităţile şi contradicţiile cu privire la procedurile de autorizare şi emitere a permiselor. Autorităţile lucrează, în consultare cu asociaţiile operatorilor din sectorul petrolier, la armonizarea Legii Petrolului şi la clarificarea prevederilor sale în vederea asigurării standardelor şi practicilor internaţionale necesare.

În consecinţă, un adevăr indiscutabil este cel că proiectele offshore sunt în etapă incipientă şi că încă există provocări considerabile pe care investitorii trebuie să le aibă în vedere – nu doar din punct de vedere tehnologic, ci şi financiar şi comercial. Acest adevăr trebuie să fie acceptat şi recunoscut şi de guvern în modul în care construieşte noul regim fiscal. „Dacă condiţiile fiscale reflectă toleranţa la risc a investitorilor la momentul investiţiei iniţiale şi dacă aceste condiţii nu sunt modificate în mod neaşteptat în timp, atunci investitorii pot anticipa recuperarea pe termen lung a investiţiilor din România şi din Marea Neagră. În acelaşi timp, Guvernul României trebuie să recunoască provocările unice ale forărilor offshore printr-un regim fiscal distinct, clar şi echitabil”, se precizează în policy-paper realizat de EPG.

RISCURI INVESTIŢIONALE ALE OFFSHORE-ULUI ROMÂNESC. Sectorul offshore are o contribuţie din ce în ce mai mare la realizarea producţiei globale de ţiţei şi gaze naturale. Noile tehnologii facilitează forajul la adâncimi tot mai mari, dar tehnologii noi înseamnă nivelul tot mai ridicat al investiţiilor, costuri sporite. Experţii EPG atrag atenţia însă şi asupra riscurilor tot mai pregnante care însoţesc investiţiile în proiecte offshore:

  • Creştere semnificativă a costurilor de descoperire. În ultimii 10 ani, forajul unui puţ a devenit, în medie, de patru ori mai scump.
  • Primele profituri pot fi încasate abia după aproximativ 10-15 ani de la începerea investiţiilor.
  • Incertitudine sporită privind potenţialul resurselor. Rata medie de succes a forajelor exploratorii offshore este de 20-25%.
  • Infrastructura necesară este tot mai complexă şi mai costisitoare.
  • Volatilitatea preţului ţiţeiului pe pieţele internaţionale constituie un risc comercial major.
  • Sensibilitate ridicată la condiţiile meteorologice.
  • Riscuri geopolitice. Sancţiunile politice şi/sau tensiunile diplomatice şi militare dintre state pot afecta desfăşurarea operaţiunilor offshore.
  • Riscuri de reglementare şi fiscalitate. Cu orizont mare de timp al ciclului investiţional şi cu cheltuieli ridicate upfront, sectorul petrolier – şi mai cu seamă cel offshore – se confruntă cu problema inconsistenţei temporale: înainte de a realiza cheltuielile de capital majore în explorare şi dezvoltare, investitorul este ezitant în faţa riscurilor, iar statul este dispus să ofere termini stimulativi. După realizarea investiţiilor şi atenuarea riscului, statul are tendinţa de a revizui termenii contractuali pentru a-şi însuşi o parte mai mare a beneficiilor”.

Tot documentul produs de EPG subliniază riscurile specifice activităţilor din Marea Neagră:

  • Marea Neagră este puţin explorată geologic, având o topografie dificilă a reliefului marin. Acest lucru complică semnificativ construcţia conductelor.
  • Apele adânci ale Mării Negre au o corozivitate ridicată, ceea ce necesită tehnologii speciale şi costisitoare.
  • Rezervele certe din Marea Neagră sunt preponderent de gaze naturale, care au valoare comercială mai mică decât ţiţeiul, deşi necesită investiţii în explorare, dezvoltare şi producţie de aceeaşi amploare.
  • Lipsa infrastructurii de transport de gaze naturale.
  • Disponibilitatea redusă a serviciilor de susţinere pentru activităţile offshore.
  • Acces dificil prin strâmtoarea Bosfor, ceea ce generează costuri de mobilizare crescute.
  • Risc geopolitic mărit în regiune.
  • În prezent, scăderea preţului petrolului afectează calculul de viabilitate comercială a zăcămintelor offshore, în ciuda deciziei operatorilor din Marea Neagră de a nu diminua bugetele de explorare. Astfel, parcursul proiectelor offshore din Marea Neagră de la descoperire la dezvoltare, producţie şi comercializare încă este lung şi incert”.

CONCLUZII. Documentul întocmit de Energy Policy Group vine cu câteva recomandări legate de viitorul regim fiscal destinat sectorului offshore:

„Pentru stimularea investiţiilor offshore, regimul fiscal upstream trebuie să diferenţieze în mod substanţial tratamentul aplicat sectorului offshore, distingând apoi între operaţiunile din apele de mică adâncime, din apele adânci etc. Condiţiile fiscale oferite trebuie să fie atractive şi stabile. Clauzele de stabilitate din acordurile petroliere existente trebuie luate în considerare în mod corespunzător. Numai astfel se poate construi un parteneriat pe termen lung de tip win-win între stat şi investitorii din offshore. Ar putea fi justificată o evoluţie în timp a termenilor fiscali pe fondul modificării factorilor de risc. Totuşi, în vederea atragerii şi păstrării investitorilor, majoritatea ţărilor recunosc principiul grand-fathering, prin care termenii contractelor existente rămân la nivelurile stabilite la momentul investiţiei, iar termenii noilor contracte sunt ajustaţi la schimbarea profilului de risc. Detaliile noului regim fiscal nu trebuie să fie stabilite fără un studiu comparativ de substanţă al practicii din statele producătoare comparabile cu România şi fără modelări cantitative complexe ale funcţionării noului sistem. România se află într-o competiţie la nivel regional pentru atragerea investiţiilor în offshore. Interesul pe termen lung atât al investitorilor, cât şi al statului este de a încuraja investiţiile în optimizarea exploatării zăcământului, cu stimularea permanent a utilizării celor mai noi tehnologii. Diminuarea acestor investiţii se traduce, pe termen lung, într-un regim suboptimal de exploatare, cu micşorarea veniturilor statului. Procesul de consultare publică trebuie să fie de substanţă şi să acorde suficient timp pentru articularea şi exprimarea poziţiilor tuturor părţilor interesate. Poziţiile şi propunerile argumentate trebuie analizate cu atenţie. Este atât în interesul investitorilor, cât şi al statului ca regimul fiscal rezultat să fie echilibrat şi acceptabil social, întrucât doar astfel poate fi asigurată stabilitatea politică pe termen lung, atât de importantă în dezvoltarea proiectelor petroliere. Procesul de consultare trebuie reluat cu transparenţă ori de câte ori guvernul are în vedere modificări ale cadrului de reglementare şi, cu precădere, ale celui fiscal”.

Sursa: Economistul

STIRI INTERNATIONALE

Romania: ADX Energy...

ADX Energy has announced that Reabold Resources and ADX have agreed to a number of funding options for Danube Petroleum in order to provide funding...

Argentina: Echo Energy...

Echo Energy, the Latin American focused upstream oil and gas company, has announced Board changes and provided an update on its planned operational...

Georgia: Block Energy...

Block Energy has signed a service agreement for the provision of an advanced downhole perforation technology in order to re-complete up to eight...
STIRI LOCALE

Am lansat numărul 21...

Numărul 21 al revistei energynomics.ro Magazine s-a lansat miercuri, 5 decembrie, în cadrul...

ANRE: Profit de 10%...

Companiile care dețin și operează depozite de înmagazinare a gazelor naturale în România vor fi...

Până pe 28 ian,...

Realizarea conductei de transport gaze naturale dintre Onești-Gherăești-Lețcani a fost scoasă la...
COTATII OIL & GAS