Vocea întregului sector de
upstream din România

Vasile Iuga, PwC: Care este relatia dintre guverne si companii, la 30 de dolari pe baril

Prabusirea pretului titeiului (care va fi urmata cu o anumita intarziere de cea a gazului natural) a generat un tsunami ale carui consecinte vor fi resimtite pe termen lung si vor reconfigura in mod brutal sectorul productiei de hidrocarburi. Articolul isi propune sa analizeze cateva din consecintele actualei situatii asupra companiilor, dar si a politicilor guvernamentale in domeniu, inclusiv regimul de taxare.

Drama producatorilor

Un pret redus al barilului reduce veniturile din activitatea de productie, cu impact asupra profitabilitatii acestui segment. Spre exemplu, in trimestrul III din 2014, cu barilul la peste 100 USD, Supermajors au inregistrat un profit de 22,9 mld. USD. Un an mai tarziu, in trimestrul III din 2015, profitul acestora disparea complet. Multe companii de dimensiuni mai reduse au trecut pe pierdere, confruntandu-se cu spectrul falimentului. In acelasi timp, un pret scazut al barilului inseamna profituri mai mari pentru segmentul de rafinare, ceea ce ofera protectie crescuta si volatilitate redusa companiilor integrate vertical. Companiile care au un grad de indatorare ridicat si care trebuie sa ramburseze din imprumuturi sunt mai vulnerabile, ca si cele mai putin diversificate. In conditiile unui pret scazut, principala prioritate a companiilor din sectorul de productie o reprezinta conservarea pozitiei financiare, respectiv a lichiditatilor care asigura supravietuirea chiar in conditiile inregistrarii de pierderi.

Pericolul cel mai mare pe termen scurt nu il reprezinta pierderile (sub conditia mentinerii unor capitaluri proprii pozitive), ci lipsa lichiditatilor. In acest scop, producatorii urmaresc cresterea veniturilor si scaderea cheltuielilor pentru a pastra un bilant contabil puternic. O perioada prelungita cu un pret redus al barilului este un test extrem de dur si va curata piata de jucatorii vulnerabili prin preluari si fuziuni sau falimente, rezultand in final companii mai puternice. Se constata ca, pe masura ce pretul scade, se pompeaza din ce in ce mai mult titei (Graficul 1) din zacamintele existente, atat pentru generarea de venituri, cat si pentru conservarea sau chiar cresterea cotei de piata, ajungandu-se in situatia ca in medie in 2016 productia zilnica sa depaseasca consumul cu cca 1,8 mil. barili, excedentul trebuind stocat in tancuri petroliere aflate in apropierea marilor terminale maritime de export.
Graficul 1
O alta sursa de venituri pentru producatori o poate reprezenta vanzarea de active sau de segmente de business care sunt „non core“ sau nu sunt aliniate cu strategia. Spre exemplu, Occidental Petroleum si-a separat activitatile conventionale din California intr-o alta companie, ceea ce ii permite sa se concentreze pe proiecte de crestere a gradului de recuperare pentru clienti prin tehnici de foraj sofisticate.

imagine

In ceea ce priveste reducerea cheltuielilor, se practica:
a) amanarea investitiilor neincepute (380 mld. USD blocate in 2016 la nivel global, cu reducerea cu 50% a comenzilor de utilaje si echipamente in SUA);
b) exercitarea de presiuni asupra furnizorilor (discounturi de pana la 30%) de echipamente si de servicii (companii precum Hughes Baker, Schlumberger si Haliburton concediind fiecare zeci de mii de angajati si confruntandu-se cu o reducere a cursului actiunilor de 30-40%) si, in sfarsit;c) restructurarea operatiunilor si personalului (cca 200.000 de locuri de munca fiind in pericol iminent).
O intrebare care se pune in mod frecvent, si nu intotdeauna in cunostinta de cauza, este pana la ce nivel al pretului barilului rezista producatorii? Evident, pentru fiecare producator exista un pret de la care se inregistreaza profit. Acesta este determinat de costul complet care include costul operational direct (sau „cash cost“), la care se adauga elemente nemonetare semnificative (cheltuieli generale, amortizari, cheltuieli de exploatare etc.). Costul operational direct este insa semnificativ mai mic decat cel complet (Graficul 2).

Graficul 2
In situatie de criza, daca pretul barilului este mai mare decat costul operational direct, pentru supravietuire se pompeaza cat mai mult titei.

imagine

In acest sens, Wood Mackenzie sugereaza ca, chiar si la un cost al barilului de 30 USD, doar 6% din productia globala este obtinuta la un cost mai mare decat costul operational direct. Se poate deci rezista o vreme la un pret scazut al barilului, dar nu pe termen nedefinit, caci pierderile cumulate pot eroda complet capitalurile proprii si conduce la insolventa. Dilemele guvernelor Pretul barilului joaca un rol esential in relatia dintre state (care sunt in majoritatea tarilor proprietarii resurselor) si companiile producatoare (detinatorii tehnologiei si ai capitalului). In conditiile unui pret ridicat, statele au o influenta mai mare pe care o exercita in scopul capturarii unei parti cat mai mari din renta semnificativa pe care sectorul o genereaza prin majorari sau introducerea unor taxe noi, renegocierea aranjamentelor contractuale sau, in cazuri extreme, prin nationalizare, implicand adesea actiuni arbitrale sau litigii, dupa cum se poate vedea in Graficul 3 (in perioada 2002 - 2008, circa 30 de tari si-au revizuit sistemele de impozitare pentru a obtine o parte mai mare a profiturilor).

Graficul 3
Situatia se schimba in mod fundamental cand pretul barilului este scazut. Guvernele sunt mai flexibile si mai deschise la schimbari. Reapar privatizarile sau modificarile cadrului legal care guverneaza exploatarea resurselor, spre exemplu, de la contracte de impartire a productiei la contracte de concesiune (recent in Egipt, Iran, Mexic). Se modifica taxarea sectorului pentru a incuraja investitiile, in vederea asigurarii securitatii energetice, a pastrarii locurilor de munca si a minimizarii impactului negativ asupra industriei orizontale si a bugetelor de asigurari sociale in cazul in care ar avea loc concedieri masive.

imagine

Un caz ilustrativ este cel al Marii Britanii, mare producator european (4,5 mln. barili echivalenti petrol (bep)/zi in 2000), din perimetre aflate in Marea Nordului, cu conditii dificile de exploatare. Autoritatile britanice au introdus un impozit suplimentar pe profit, incepand cu anul 2000, initial la o cota de 20%, care a crescut ulterior pana la 32%, ducand la o rata marginala de impozit pe profit de 80% pe anumite zacaminte. In acest fel, veniturile la buget din impozite si taxe au crescut de la 2,5 mld. GBP in 1999 - 2000 la un maxim de 12,3 mld. GBP in 2008 – 2009. Impozitarea agresiva a descurajat insa investitiile, iar productia a scazut in 2008 la 2,6 mln. bep/zi (Graficul 4). Autoritatile au implementat masuri de stimulare a investitiilor in principal prin intermediul deductibilitatilor fiscale, insa productia a continuat sa scada pana la 1,5 mln. bep/zi, chiar in conditiile unui pret crescut al titeiului.

Graficul 4

imagine

De fapt, in Marea Britanie, incepand cu 2008, urmare a crizei financiare, s-a produs o decuplare intre pretul titeiului si numarul de sonde noi forate, asa cum se vede in Graficul 5. Pietele de capital si-au pierdut apetitul pentru finantarea sectorului. In consecinta, veniturile la buget au scazut la 2,1 mld. GBP in 2014.


Graficul 5
In acest context, strategia adoptata de guvernul britanic a fost de a incuraja investitiile pentru asigurarea securitatii in aprovizionare si pastrarea locurilor de munca (14.300 de salariati directi in sector). Strategia a determinat modificari in regimul de taxare prin usurarea poverii fiscale. Mecanismul de implementare l-au reprezentat deductibilitatile foarte generoase (ex. 62,5% sau 75% deducere suplimentara din valoarea investitiilor), care fac ca in pofida unor rate nominale relativ ridicate, sa se ajunga la rate medii efective totale de impozitare de 6% fata de valoarea productiei in 2014. In ce priveste veniturile de la buget din impozitarea sectorului, acestea sunt prognozate la un nivel foarte scazut (cca 0,7 mld. GBP/an) pentru perioada 2016 - 2020.

imagine

Si alte tari europene au implementat masuri relativ similare, de ajustare a impozitarii sectorului ca raspuns la pretul scazut al titeiului. In Polonia, spre exemplu, noile redevente variaza intre 0 si 6%, impozitul suplimentar pe profit intre 0 si 25%, aplicabil numai dupa recuperarea investitiilor si realizarea unei rentabilitati rezonabile, iar sondele cu productivitate redusa (ex. sub 20 barili titei/zi) sunt scutite de redevente. In Italia, impozitul suplimentar pe profit de 6,5% (redus oricum) a fost declarat neconstitutional, asa incat se aplica in continuare redevente de 7% - 10% pentru titei, respectiv 10% pentru gaze, cu o cota de 0% pentru niveluri de productie reduse de titei si gaze (in conditiile in care numarul de angajati directi in sectoarele de productie de hidrocarburi din Italia este de cca 13.000).

In Alberta, statul din Canada cu cea mai mare productie de titei si gaze naturale, care are atat un sector petrolier onshore matur cu peste 100 de ani de activitate, dar si exploatari de nisipuri petrolifere si neconventionale, schimbarile propuse recent pentru sistemul de redevente se aplica incepand cu 2017 numai pentru sondele noi forate. Pentru sondele existente, sistemul actual de redevente ramane neschimbat in urmatorii 10 ani, avand in vedere nevoia de stabilitate si predictibilitate pentru continuarea investitiilor in sector. Noul sistem recunoaste importanta sectorului, mai ales prin numarul mare de locuri de munca generate de zacamintele mature si propune cote reduse de redevente pentru sondele cu productivitate mai mica de 20 de barili de titei pe zi. In sistemul actual, aceste sonde au o cota de 0% redevente atunci cand preturile sunt scazute (de ex., o sonda cu productie de 9 barili/zi are 0% redevente cand pretul petrolului este mai mic de cca 60$).

In plus, pentru a stimula realizarea de investitii este propusa pentru sondele noi forate o cota moderata de 5% a redeventelor pana la recuperarea investitiei si cote crescute ulterior. De asemenea, noul sistem propune programe speciale de facilitati fiscale pentru proiectele de crestere a gradului de recuperare a rezervelor din zacamintele mature. In fapt, investitorii isi doresc in primul rand sisteme fiscale care sunt stabile, predictibile, dar care sunt si flexibile si nu necesita modificari legislative la schimbarea pretului hidrocarburilor, bazate fie pe profit, fie pe redevente variabile. Asemenea sisteme cresc mult incasarile la buget in conditii de pret ridicat (situatie win-win), dar le ajusteaza chiar semnificativ in conditii de pret scazut al titeiului. Ar putea fi exemplele de mai sus relevante pentru Romania? Probabil ca da, pe de o parte pentru ca Romania are nevoie de investitii pentru asigurarea securitatii energetice, avand in vedere faptul ca productia este in declin, zacamintele sunt in faza avansata de epuizare (cca 87%), productivitatea sondelor de titei este intre cele mai mici din lume (9 barili/zi in medie), cca. 25% din productia de titei se obtine prin tehnici de recuperare avansata a rezervelor, iar costurile de operare ridicate (13 USD/bep).

Pe de alta parte, tara noastra are cel mai mare numar de salariati directi in sectorul de productie de hidrocarburi dintre toate tarile Uniunii Europene (25.600 salariati directi in 2013), aproape dublu fata de Marea Britanie, plus un numar mare de angajati in industria orizontala care deserveste sectorul petrolier. Numarul mare de angajati este explicabil prin numarul de sonde (cca 13.000) si raspandirea geografica a zacamintelor, situate in toate provinciile istorice ale Romaniei. Multi angajati sunt in zone monoindustriale (ex. Suplacu de Barcau, Moinesti) si pastrarea locurilor de munca are si o puternica dimensiune sociala. Si, nu in cele din urma, in timp ce rata efectiva de impozitare specifica a sectorului ca procent din valoare productiei era in 2014 de 6% in Marea Britanie, respectiv 7% in Alberta, aceasta se ridica in Romania la 15,7% in primul semestru din 2015, respectiv 15% in 2014. Din informatiile facute publice recent rezulta ca cel mai mare producator roman de hidrocarburi cu business integrat vertical, OMV Petrom, a fost afectat si el de scaderea pretului titeiului, a trecut pe pierdere, si-a redus in mod semnificativ investitiile si a luat masuri de reducere a costurilor operationale, similar cu ceilalti producatori europeni.

Simptomele care afecteaza sectorul sunt prezente si la noi. Va fi interesant de urmarit care va fi in perioada urmatoare reactia autoritatilor romane la aceste evolutii.

Sursa: Ziarul Financiar

 

STIRI INTERNATIONALE

Norway: Equinor...

The Norwegian Petroleum Directorate has granted Equinor a drilling permit for well 36/1-3 in production licence PL 885. The well will be drilled...

Angola: Eni announces...

Eni has started production from the Vandumbu field in Block 15/06 through the West Hub N’Goma FPSO. First oil from the Vandumbu field was achieved...

Canada-Nova Scotia...

The Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board (CNSOPB) has issued Call for Bids NS18-3, which includes two industry-nominated parcels. The Call...
STIRI LOCALE

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...

România a înregistrat...

Produsul Intern Brut a crescut cu 0,2% în zona euro şi cu 0,3% în Uniunea Europeană în...
COTATII OIL & GAS