Policy Paper, Iunie 2015

Context

Energy Policy Group (EPG) a organizat pe 21 mai a.c., cu colaborarea Asociației Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN), masa rotundă cu tema Regimul fiscal petrolier în sectorul offshore din România. Au participat reprezentanți ai autorităților publice relevante (Guvernul României, Agenția Națională pentru Resurse Minerale, Parlamentul României), ai companiilor membre ARCOMN, consultanți fiscali și juridici, experți din mediul academic și reprezentanți ai presei de specialitate. Discuțiile au avut loc potrivit regulilor Chatham House.

Masa rotundă s-a desfășurat în contextul în care Guvernul se află în plin proces de elaborare a unui nou regim fiscal pentru sectorul de țiței și gaze naturale. Clarificarea în acest domeniu este necesară și așteptată atât de investitori, cât și de opinia publică. Cadrul fiscal constituie un factor decisiv pentru operatorii din sectorul petrolier. El constituie principalul instrument de împărțire a veniturilor petroliere între stat și investitori, trebuind să asigure o situație echitabilă de tip win-win pe termen lung.

Orizontul de timp al unui proiect petrolier este de 25-30 de ani. Sunt necesare cheltuieli de capital mari la începutul activității, în faza de explorare, fapt caracteristic cu precădere pentru proiectele offshore. De asemenea, riscul investițional al activităților de explorare offshore este ridicat, iar perioada de recuperare a cheltuielilor poate depăși un deceniu.

În consecință, detaliile schemei de impozitare sunt extrem de importante, întrucât ele vor genera efecte majore pe termen lung.

Acest policy paper sumarizează discuțiile din cadrul mesei rotunde și formulează, pe baza datelor și argumentelor expuse, recomandări pentru decidenții politici din Guvern, Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) și Parlamentul României. De asemenea, își propune să ofere publicului interesat informație edificatoare pe un subiect care suscită adesea aprecieri emoționale și disproporționate.

Importanța economică și strategică a sectorului offshore românesc

Pe fondul unei tendințe de declin natural de aproximativ 10% anual al producției de hidrocarburi în România, dezvoltarea unor noi surse constituie un imperativ economic și de securitate energetică. Mulțumită investițiilor din ultimii ani în sectorul de apă adâncă al zonei economice exclusive românești, Marea Neagră oferă perspectiva dezvoltării unui nou bazin de producție a gazelor naturale.

Activitățile de explorare geologică întreprinse de mai multe companii petroliere în perimetrele offshore românești sunt în plină desfășurare, iar rezultatele publice s-au dovedit a fi încurajatoare. Totuși, nu a fost încă făcută nicio declarație de comercialitate, astfel că trecerea la faza de dezvoltare și producție este încă incertă, depinzând de alinierea mai multor factori, între care politicile fiscale sunt fundamentale.

Activitatea de producție de hidrocarburi din apele Mării Negre poate transforma profund situația de securitate energetică a României și poate genera activitate economică susținută, precum și venituri semnificative la bugetul statului.

Într-un mediu geopolitic tensionat de criza ucraineană și în condiții de piață oligopolistă a gazelor naturale în Europa Centrală și de Sud-Est, reducerea dependenței de importuri și posibila producție peste necesarul autohton de consum va mări autonomia politică și economică a țării noastre. Prin interconectarea cu piețele regionale, conform strategiei Uniunii Europene (UE) de securitate energetică, România își va putea maximiza utilizarea internă a gazelor și va putea gestiona mai bine eventuale situații de criză regională a livrărilor de gaze.

România trebuie să-și stabilească prioritățile strategice și să investească în dezvoltarea proiectelor internaționale de transport a gazelor naturale. Ele vor permite atât dezvoltarea pieței interne de gaze, cât și accesul producătorilor la o piață mai amplă. Ține de interesul național al României ca producția de gaze din Marea Neagră să fie preluată în sistemul național de transport (SNT).

Sectorul offshore constituie o prioritate strategică a Guvernului, care dorește să ofere investitorilor un cadru de reglementare echilibrat și stabil.

Riscuri investiționale ale offshore-ului românesc

O parte crescândă din producția globală de țiței și gaze naturale provine din sectorul offshore. Progresul tehnologic permite forajul la adâncimi tot mai mari, dar cu prețul unor investiții crescânde. Potențialul productiv este foarte important, în condițiile în care 70% din resursele estimate offshore nu au fost încă explorate.

Aceste tendințe sunt, însă, însoțite de riscuri tot mai pregnante:

• Creștere semnificativă a costurilor de descoperire. În ultimii 10 ani, forajul unui puț a devenit, în medie, de patru ori mai scump.
• Primele profituri pot fi încasate abia după aproximativ 10-15 ani de la începerea investițiilor.
• Incertitudine sporită privind potențialul resurselor. Rata medie de succes a forajelor exploratorii offshore este de 20-25%.
• Infrastructura necesară este tot mai complexă și mai costisitoare.
• Volatilitatea prețului țițeiului pe piețele internaționale constituie un risc comercial major.
• Sensibilitate ridicată la condițiile meteorologice.
• Riscuri geopolitice. Sancțiunile politice și/sau tensiunile diplomatice și militare dintre state pot afecta desfășurarea operațiunilor offshore.
• Riscuri de reglementare și fiscalitate. Cu orizont mare de timp al ciclului investițional și cu cheltuieli ridicate upfront, sectorul petrolier – și mai cu seamă cel offshore – se confruntă cu problema inconsistenței temporale: înainte de a realiza cheltuielile de capital majore în explorare și dezvoltare, investitorul este ezitant în fața riscurilor iar statul este dispus să ofere termeni stimulativi. După realizarea investițiilor și atenuarea riscului, statul are tendința de a revizui termenii contractuali pentru a-și însuși o parte mai mare a beneficiilor.

În plus, activitățile din Marea Neagră prezintă o serie de riscuri specifice:

• Marea Neagră este puțin explorată geologic, având o topografie dificilă a reliefului marin. Acest lucru complică semnificativ construcția conductelor.
• Apele adânci ale Mării Negre au o corozivitate ridicată, ceea ce necesită tehnologii speciale și costisitoare.
• Rezervele certe din Marea Neagră sunt preponderent de gaze naturale, care au valoare comercială mai mică decât țițeiul, deși necesită investiții în explorare, dezvoltare și producție de aceeași amploare.
• Lipsa infrastructurii de transport de gaze naturale.
• Disponibilitatea redusă a serviciilor de susținere pentru activitățile offshore.
• Acces dificil prin strâmtoarea Bosfor, ceea ce generează costuri de mobilizare crescute.
• Risc geopolitic mărit în regiune.
• În prezent, scăderea prețului 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, producție și comercializare încă este lung și incert.

Elementele unui regim optim de impozitare a sectorului offshore

Cooperarea dintre investitori și autorități este crucială pentru diminuarea riscurilor de reglementare. Între acestea, riscul de fiscalitate este de prim ordin, deși nu este singurul tip de risc de reglementare.

De exemplu, în conformitate cu cele mai bune practici offshore la nivel global, legislația românească cu impact asupra operațiunilor petroliere trebuie ajustată și pusă în practică astfel încât să faciliteze modelul funcțional optim pentru industria offshore. Trebuie eliminate ambiguitățile și contradicțiile cu privire la procedurile de autorizare și emitere a permiselor. Autoritățile lucrează, în consultare cu asociațiile operatorilor din sectorul petrolier, la armonizarea Legii Petrolului și la clarificarea prevederilor sale în vederea asigurării standardelor și practicilor internaționale necesare.

Din motivele menționate mai sus, Guvernul trebuie să admită ca proiectele offshore sunt în etapă incipientă și că încă există provocări considerabile pe care investitorii trebuie să le aibă în vedere – nu doar din punct de vedere tehnologic, ci și financiar și comercial.

Dacă condițiile fiscale stabilite de Guvernul României reflectă toleranța la risc a investitorilor la momentul investiției inițiale și dacă aceste condiții nu sunt modificate în mod neașteptat în timp, atunci investitorii pot anticipa recuperarea pe termen lung a investițiilor din România și din Marea Neagră. În același timp, Guvernul României trebuie să recunoască provocările unice ale forărilor offshore printr-un regim fiscal distinct, clar și echitabil.

Prin noul cadru fiscal al industriei de petrol și gaze, Guvernul urmărește obținerea unei părți mai mari din renta economică rezultată din exploatarea resurselor de hidrocarburi. Este probabil ca Parlamentul României să aprobe aceste modificări legislative în toamna anului curent.

Noul regim fiscal petrolier, aflat în prezent în proces de elaborare de către un comitet inter-ministerial condus de Ministerul Finanțelor Publice, constă în următoarele două elemente de taxare aplicate titularilor de concesiuni petroliere:

• O componentă de redevențe de tip „scară glisantă” (sliding-scale) cu trepte multiple, calculate pe baza valorii brute a producției la o medie trimestrială;
• O componentă de taxare suplimentară a profitului – o „supra-taxare” a profiturilor companiilor, dacă acestea depășesc un nivel prestabilit. Definiția bazei de taxare, a categoriilor de investiții deductibile, precum și a cotei de impozit urmează a fi stabilite.

Astfel, noul sistem va menține în fond abordarea fiscală actuală a redevențelor petroliere pe venit, adăugându-i un impozit pe profit. Redevențele urmează a se aplica diferențiat 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.

Pârghii de stabilizare a regimului fiscal petrolier

Autoritățile doresc să creeze un cadru fiscal stabil și flexibil, apt să stea la baza unui parteneriat sustenabil între stat și investitor, și sunt familiarizate cu riscurile ample și diverse cu care se confruntă proiectele petroliere offshore. Ca atare, necesitatea reglementării juridice separate a activităților offshore este larg acceptată.

Ca mecanisme de stabilizare a cadrului fiscal sunt avute în vedere clauzele de stabilitate, ca parte a acordurilor petroliere. Aceste clauze stabilesc că termenii fiscali de la încheierea acordului petrolier rămân în vigoare pe întreaga durată a acordului petrolier. De asemenea, pot fi utilizate clauze de tipul „contractorului celui mai favorizat”, prin care titularii de acorduri petroliere vor beneficia de condițiile mai favorabile rezultate din eventuala modificare a prevederilor inițiale.

Astfel, investitorii offshore se așteaptă ca nici o altă taxă suplimentară să nu fie adăugată unei industrii emergente precum offshore-ul din Marea Neagră. Schimbarea condițiilor după efectuarea investițiilor penalizează investitorii inițiali și adaugă un nivel de imprevizibilitate în legătură cu deciziile finale de investiție. Totuși, dacă ar fi dezvoltate, resursele din largul României ar aduce venituri adiționale la bugetul de stat.

Credibilitatea Guvernului în elaborarea noului regim fiscal upstream și angajamentul său în construcția unui cadru de tip win-win al relațiilor dintre stat și investitor depinde și de respectarea procedurilor de consultare a mediului de afaceri și a publicului interesat. Guvernul și reglementatorul oferă asigurări că aceste proceduri vor fi respectate în mod riguros, fără acțiuni intempestive. O formă preliminară a noului cadru fiscal pentru țiței și gaze va fi prezentată public după încheierea consultării cu companiile petroliere, în cursul lunii iulie, urmând a fi disponibilă apoi pentru consultare publică până la începutul lunii septembrie, pe durata vacanței parlamentare. Urmează ca Parlamentul să pună în dezbatere proiectul de lege în septembrie și octombrie 2015.

În fine, eficiența crescândă a sistemului judiciar din România oferă investitorilor o garanție suplimentară de stabilitate a condițiilor stipulate în acordurile petroliere. Cu toate acestea, a fost remarcat că introducerea începând cu 1 ianuarie 2014 a impozitului pe construcții speciale a afectat și vechile concesiuni.

Principii de optimizare a regimului fiscal petrolier

Eficiența, adaptabilitatea și durabilitatea noului sistem fiscal vor depinde de calitatea mecanismelor fiscale utilizate, precum și de valorile parametrilor lor. Detaliile au consecințe deosebit de importante pe termen lung în sectorul petrolier upstream.

Sistemul fiscal petrolier trebuie să limiteze impactul elementelor ,,regresive” (rentele bazate pe producția sau veniturile resurselor), pentru a îmbunătăți corelarea profiturilor investitorului cu cheltuielile de capital. Exprimat mai tehnic, companiile petroliere utilizează factori de producție până în momentul în care venitul marginal pe fiecare factor de producție este egal cu costul economic marginal. Or, un sistem fiscal bazat pe redevențe calculate ca procent din producție nu reduce costul marginal, ci venitul marginal, ceea ce duce la diminuarea stimulentelor pentru investiții.

Spre ilustrare, redevența aplicată producției dintr-un zăcământ de gaze este aceeași, la volume egale de producție, indiferent de creșterea în timp a costului de extracție. Acest fapt va determina operatorul să reducă nivelul investițiilor. Astfel, redevența pe venit constituie un element regresiv de taxare petrolieră – companiile cu costuri mai mari/profituri mai mici ajung să plătească redevențe mai mari relativ la profitul lor decât firmele cu costuri mici. Pe de altă parte, impozitarea profitului stimulează companiile să investească până când venitul marginal pe ultima unitate investită reușește încă să acopere costul economic marginal. Interesele statului și ale investitorilor vor fi astfel aliniate, întrucât ambele părți încearcă să mărească veniturile dintr-un proiect.

Pentru proiecte de mari dimensiuni, cum sunt în mod necesar cele offshore – date fiind costurile foarte mari de explorare și operare – impozitarea profitului este cea mai eficientă, deoarece va încuraja producția marginală și va permite statului să maximizeze taxarea rentei economice.

Deși taxarea profitului aliniază stimulentele oferite investitorului cu recuperarea maximă a resurselor marginale, este larg recunoscut și faptul că trebuie create și mecanisme fiscale pentru asigurarea veniturilor Guvernului de-a lungul anilor de producție, înainte ca proiectul în întregime să devină profitabil. Rentele bazate pe venituri produc acest rezultat. Așadar, poate fi adecvată o rentă bazată pe venituri relativ mică în primii ani de producție, care să fie înlocuită cu o rentă bazată pe profituri odată ce costurile au fost recuperate și proiectul generează profituri.

Din punct de vedere practic, este important ca noul regim fiscal să se bazeze pe referințe rezultate din studii comparative și pe modelări cantitative riguroase. România se află într-o competiție regională pentru atragerea investițiilor în sectorul offshore, astfel că trebuie să ofere termeni fiscali competitivi. Modelarea cantitativă a funcționării regimului fiscal petrolier în multiple scenarii de piață este un instrument esențial pentru reglajul fin al parametrilor fiscali. Atât ANRM, cât și Fondul Monetar Internațional vor efectua astfel de modelări cantitative de funcționare a noului regim de fiscalitate petrolieră.

Recomandări

Întrucât principiile noului regim fiscal petrolier par să fi fost deja adoptate, atenția trebuie concentrată, în momentul de față, asupra parametrilor săi.

• Prezentul policy paper prezintă specificul operațiunilor offshore și riscurile aparte la care acestea sunt supuse. Pentru stimularea investițiilor offshore, regimul fiscal upstream trebuie să diferențieze în mod substanțial tratamentul aplicat sectorului offshore, distingând apoi între operațiunile din apele de mică adâncime, din apele adânci etc. Condițiile fiscale oferite trebuie să fie atractive și 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 și investitorii din offshore.

Ar putea fi justificată o evoluție în timp a termenilor fiscali pe fondul modificării factorilor de risc. Totuși, în vederea atragerii și păstrării investitorilor, majoritatea țărilor recunosc principiul grand-fathering, prin care termenii contractelor existente rămân la nivelurile stabilite la momentul investiției iar termenii noilor contracte sunt ajustați la schimbarea profilului de risc.

• Detaliile noului regim fiscal nu trebuie să fie stabilite fără un studiu comparativ de substanță al practicii din statele producătoare comparabile cu România și fără modelări cantitative complexe ale funcționării noului sistem. România se află într-o competiție la nivel regional pentru atragerea investițiilor în offshore. Interesul pe termen lung atât al investitorilor, cât și al statului este de a încuraja investițiile în optimizarea exploatării zăcământului, cu stimularea permanentă a utilizării celor mai noi tehnologii. Diminuarea acestor investiții se traduce, pe termen lung, într-un regim suboptimal de exploatare, cu micșorarea veniturilor statului.
• Procesul de consultare publică trebuie să fie de substanță și să acorde suficient timp pentru articularea și exprimarea pozițiilor tuturor părților interesate. Pozițiile și propunerile argumentate trebuie analizate cu atenție. Este atât în interesul investitorilor cât și al statului ca regimul fiscal rezultat să fie echilibrat și 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 transparență ori de câte ori Guvernul are în vedere modificări ale cadrului de reglementare și, cu precădere, ale celui fiscal.
• Guvernul României trebuie să coordoneze strategic planificarea și realizarea proiectelor de infrastructură de transport de gaze naturale pentru preluarea producției din Marea Neagră, cu acces la piețele regionale. Trebuie coordonat și cadrul instituțional și administrativ necesar dezvoltării pieței naționale de gaze naturale. Pe de altă parte, companiile concesionare trebuie să planifice și să coordoneze realizarea infrastructurii de transport offshore până la intrarea în SNT.

Copyright © 2015 Energy Policy Group
75-77 Buzești Street, 011013 Bucharest
www.enpg.ro, [email protected]

Energy Policy Group (EPG) este un think-tank românesc independent, non-profit, specializat în politici energetice, analiză de piață și strategie energetică. Deși activitatea EPG se concentrează pe Europa Centrală și de Est și Bazinul Mării Negre, analizele sale țin cont de tendințele și procesele mai largi, la nivel european și global.

Descarcă PDF.