platforma_marea_nordului_67514900

Lectură obligatorie înainte de adoptarea legii offshore: cum taxează gazele Norvegia, cel mai mare producător din Europa

În condiţiile dezbaterilor tot mai aprinse legate de creşterea taxelor pe care ar trebui să le plătească petroliştii care vor scoate gaze din Marea Neagră, s-a evocat exemplul Norvegiei, cel mai mare producător de gaze din Europa, care ar avea taxe mari pe exploatarea resurselor, percepute de la petrolişti în beneficiul propriilor cetăţeni. Taxarea este principalul punct rămas în dispută în viitoarea lege offshore, de care va depinde viitorul exploatărilor de gaze din Marea Neagră. Iată cum taxează Norvegia gazul, câţi bani strânge şi care sunt diferenţele faţă de România.

Sistemul de taxare a producţiei de hidrocarburi din Norvegia este destul de complicat şi diferit de al României.

În primul rând, Norvegia nu percepe redevenţă petrolieră, aşa cum se întâmplă în România. La ei este zero, iar la noi ea este cuprinsă, pentru petrol şi gaze, între 3,5% şi 13,5% pentru petrol şi 13% pentru gaz, în funcţie de volumul producţiei pentru fiecare zăcământ. La gaz ea se aplică procentual la preţul spot al gazului de la Central European Gas Hub (Baumgarten, Austria), iar la petrol la preţul de vânzare al petrolului extras.

Norvegia percepe două mari taxe plus una pe care o vom detalia mai jos: impozitul pe profit de 24%, aplicabil oricărei companii din orice domeniu (la noi este 16%), şi, specific sectorului hidrocarburilor, un impozit de 54% (resource rent tax), dar aplicabil nu preţului de vânzare al resursei, ci profitului obţinut de companiile petroliere.
Aici este marea diferenţă faţă de sistemul de taxare românesc, care presupune plata unei redevenţe procentuale fixe, aplicate la preţ. Încasările la noi sunt în mare parte previzibile, din această cauză (avantaj sistem românesc), dar dezavantajul nostru-şi avantajul Norvegiei-este că statul nu poate primi procentual (şi substanţial) mai mult dacă preţul ţiţeiului şi gazului explodează. Însă, în caz contrar, de scădere a preţurilor, şi pierderea este mai mică.

Aşadar, în total, rata efectivă de taxare în Norvegia ajunge la 78%, ceea ce poate părea extraordinar de mult, dar opinia publică din România trebuie să ştie şi cam care este baza de taxare pentru acest procent imens. Care, atenţie, se aplică la profitul petroliştilor.

Stimulente şi deduceri

Mai întâi, iată cum îşi definesc norvegienii politica de taxare a extracţiei de petrol şi gaze, care este cea mai importantă activitate economică a ţării: un sistem fiscal neutru.

„Sistemul de impozitare al petrolului trebuie să fie neutru, astfel încât un proiect de investiții profitabil pentru un investitor înainte de impozitare să fie, de asemenea, profitabil după impozitare. Aceasta asigură venituri substanțiale pentru societatea norvegiană și, în același timp, încurajează companiile să realizeze toate proiectele profitabile.Pentru a asigura un sistem de impozitare neutru, numai profitul net al societății este impozabil, iar pierderile pot fi reportate, cu dobândă. Principiul neutralităţii este de asemenea important când se definesc deducerile de taxe pentru investiţii”.
„În general, numai profitul net al companiei este impozabil. Alte taxe, cum ar fi redevențele, nu mai fac parte din sistemul fiscal. Deducerile sunt permise pentru toate costurile relevante, inclusiv costurile asociate cu explorarea, cercetarea și dezvoltarea, finanțarea, operațiunile și dezafectarea.Consolidarea câmpurilor este permisă. Aceasta înseamnă că pierderile dintr-un anumit câmp, sau costurile de explorare, pot fi combinate cu veniturile companiei din operațiunile din alt câmp”.

Asta scriu norvegienii în propria lor prezentare a sistemului de taxare

Şi acum, iată deducerile şi stimulentele:

În primul rând, investiţiile în echipamente, conducte, instalaţii şi orice este necesar proiectului au o perioadă de amortizare de şase ani din primul an al investiţiei. Aşadar, în primii şase ani de când cineva începe explorarea, procentul de taxare cumulat de 78% al profiturilor (dacă există) se aplică la o bază mai mică, diminuată cu valoarea acestor investiţii. În România, deducerea se aplică abia de la momentul punerii în funcţiune a zăcământului, (deci pot trece ani de la momentul în care începe explorarea, în care se vor fi investit deja sume imense) şi se poate întinde pe toată durata de exploatare, care poate fi de 30 de ani. Apoi, sunt permise deduceri suplimentare la baza de calcul al taxei speciale de 54%. În total 21,6% din cheltuială, pe o perioadă de patru ani (5,4% pe an). Asta înseamnă, în total, că 89% din investiţiile petroliştilor în zona offshore sunt deduse, iniţial, la plata impozitului.

Apoi, companiile pot obține o rambursare de la autorități a valorii fiscale a costurilor de explorare pentru pierderea aferentă fiecărui an de explorare (78% din total costuri). Aşadar, dacă, să zicem, o companie a cheltuit 100 de milioane de euro pentru explorare în 2017, recuperează de la statul norvegian 78 de milioane anul viitor. Atenţie, şi în cazul în care investitorul a avut succes şi a găsit petrol şi gaze, şi în cel de insucces. Toate acestea asigură o recuperare rapidă a costurilor de explorare şi reduc semnificativ riscurile pentru investitori. Apoi, companiile care nu au niciun venit impozabil pot reporta pierderile pe termen nedeterminat, cu dobândă stabilită anual de Ministerul de Finanţe.

Tot spre deosebire de noi, Norvegia mai percepe o taxă de proprietate (area fee) pe zona în care se desfăşoară operaţiunea petrolieră. Se percepe însă abia după terminarea perioadei de explorare, care este cuprinsă între 4 şi 6 ani, şi creşte de la 4.300 coroane norvegiene (NOK) pe kmp, în anul unu, la 137.000 în anul trei şi următorii. Dacă perioada de explorare este mai lungă, şi plata taxei se va amâna. (o coroană este echivalentul a circa 0,1 euro).

Aşadar, ce trebuie reţinut este că taxa este mare, în total 78%, dar se aplică doar pe profit, iar investitorii sunt stimulaţi fiscal în perioada de explorare, riscurile lor fiind mult mai mici.

Citeşte şi:

Ruşii anunţă că vor inunda Balcanii cu gaz în mai puţin de doi ani, în România încă se dezbate viitorul gazelor din Marea Neagră

Câţi bani încasează Norvegia…

Înainte de toate, trebuie arătate cifrele de producţie, Norvegia fiind cel mai mare producător de gaze din Europa. În 2017, producţia a fost de 198 de milioane de tone de petrol (a României a fost de cinci) şi de 124 de miliarde de metri cubi de gaze (a României a fost de 10 miliarde).

În total, încasările statului de pe urma exploatării de petrol şi gaze s-au ridicat la 167 de miliarde de coroane, adică circa 17 miliarde de euro, în 2017.

Nu toate sumele au provenit însă din taxele de până la 78%, pentru că şi aici, pe lângă sistemul fiscal, situaţia este mai complexă. Iată defalcat sumele:

Taxele percepute în sistemul de 78% au adus bugetului norvegian 65 de miliarde NOK, adică 6,8 miliarde de euro.

Taxa de proprietate şi taxele de mediu (Norvegia impune petroliştilor care extrag din zona offshore să cumpere certificate de emisii de CO2 şi Nox, şi de altfel, a fost prima ţară din lume care a taxat emisiile de carbon, încă din 1991) au adus 6,1 miliarde NOK, adică 641 de milioane de euro, cel mai mult din taxele de mediu.

Varsamintele pe care le primeşte statul norvegian în calitate de acţionar: 88,3 miliarde NOK, adică aproape 9,4 miliarde de euro. Mecansimul nu este însă simplu. Banii sun încasaţi prin ceea ce în engleză norvegienii numesc State’s Direct Financial Interest (SDFI). Acesta este un sistem prin care statul norvegian deţine participaţii la câmpuri petroliere şi gaziere din Marea Nordului, la conducte şi la instalaţii de pe uscat. Pentru câmpuri, proporţia deţinerii este decisă când se acordă licenţele de producţie, şi variază de la un câmp la altul. Ca şi ceilalţi acţionari, Guvernul Norvegiei asigură partea sa de investiţii şi cheltuieli, proportional cu procentul deţinut, şi primeşte bani, din veniturile obţinute din vânzarea resursei, corespunzător cotei.

Acest mecanism a fost stabilit la 1 ianuarie 1985. Înainte de asta, Guvernul avea participaţii la câmpurile de hidrocarburi prin compania Equinor (Statoil), deţinută 100% de stat. În 1985, o parte din licenţe au revenit direct statului, prin SDFI şi altă parte a rămas la Equinor.
În 2011, Equinor a fost listat la bursa, iar atunci responsabilitatea managementului portofoliului SDFI a fost transferată la o nouă entitate a statului, Petoro.

Astăzi, statul norvegian are participaţii directe la 203 companii cu licenţe de extracţe, 39 de perimetre care produc şi la 16 companii care deţin conducte şi instalaţii pe uscat.

Dividendele primite de la Equinor: 8,4 miliarde NOK, adică 890 de milioane de euro. Statul norvegian este acţionar majoritar al Equinor, cu 67%.

…şi unde se duc banii

Toţi banii pe care Norvegia îi strânge din exploatarea resurselor sale merg către Fondul guvernamental de pensii Global, practic fondul suvernal al Norvegiei care are o valoare imensă: 8.488 miliarde NOK, adică 900 de miliarde de euro. Ceea ce înseamnă că fiecărui cetăţean norvegian îi revin 170.000 de euro. Din acest fond, statul norvegian finanţează lucrările publice, dar fără a diminua capitalul său. În 2018, din opt coroane cheltuite de bugetul public al Norvegiei, unul are ca sursă fondul Global.

Cum stă România la capitolul taxare. Diferenţe. Legea offshore

Aşa cum am spus mai sus, România taxează extracţia de resurse, cu acea redevenţă fixă, stabilită procentual la valoarea zăcământului. În momentul de faţă, rata medie a redevenţei este de 7%, pentru că România are zăcăminte multe, dar cu producţie mică, dată fiind depletarea-România extrage ţiţei din secolul trecut. O comparaţie: în România o sondă preoduce 21 barili echivalent petrol/zi comparativ cu 2.350 barili/zi în Norvegia.

Redevenţa este, cum am spus mai sus, raportată la preţ, dar nu este singura taxă. Producătorii de gaze plătesc, pentru exploatările onshore, un impozit suplimentar de 80% pe diferenţa de preţ între 85 de lei MWh şi preţul de de la Baumgarten. În plus, pentru petrol, se mai plăteşte 0,5% din valoarea producţiei realizate. Iar, până anul trecut, se plătea şi celebra taxă pe stâlp. Potrivit datelor publicate de Petrom (care produce tot ţiţeiul din România şi jumătate din gazul extras) în 2017, compania a plătit redevenţe de 565 de milioane de lei la care se adaugă alte 312 milioane de lei din celelalte două taxe. Adică 192 de milioane de euro, în total.

În contextul ultimelor dezbateri despre legea offshore, vitală pentru viitorul exploatării resurselor de gaze din Marea Neagră sunt voci care spun că procentul de taxare ar trebui să crească şi tocmai de aceea a fost evocat procentul mare al Norvegiei, însă fără ca în discursul public să se ţină cont de nuanţele de mai sus.

În plus, trebuie explicată şi alte diferenţe. Statul român este într-adevăr, proprietar al resurselor, dar nu contribuie la dezvoltarea lor, ca în Norvegia. El scoate doar la concesiune perimetrele fără să ştie ce este acolo,contra unei sume pe care o primeşte iniţial, după o licitaţie, şi nici nu deţine controlul vreunei companii petroliere care să deţină câmpurile offshore şi să extragă resursa-este acţionar majoritar doar la Romgaz, care este partener de concesiune cu Lukoil în Marea Neagră.

Ulterior, în cazul în care în noile câmpuri se găsesc petrol şi gaze, statul taxează cu procentul de redevenţă, iar banii merg direct la bugetul de stat. Dacă nu se găsesc resurse exploatabile, iar investitorul pleacă, nu i se rambursează cheltuielile de explorare, iar toate datele strânse de el (cu ce se găseşte în zona explorată) devin proprietatea statului.
Discuţiile, în contextul adoptării legii, ar viza maximizarea profitului statului român, mai ales în condiţiile în care preţul gazelor va creşte, pentru că vorbim despre exploatarea gazelor în următorii 25-30 de ani.

Pe actualul sistem, bugetul nu captează sume suplimentare consistente, ci doar acelaşi procent de redevenţă (va fi 13% în Marea Neagră, dat fiind nivelul zăcămintelor) dar aplicată la un preţ mai mare. Norvegia reuşeşte însă să facă acest lucru, pentru că taxează profitul suplimentar care ar putea apărea ca urmare a faptului că firmele scot mai mulţi bani din vânzarea gazelor mai scumpe. Tocmai de aceea, estimarea pentru acest an este de creştere totală a veniturilor Norvegiei cu nu mai puţin de 34% (până la 224 miliarde NOK). Firesc, pentru că preţul petrolului şi gazelor a crescut în 2018 iar profiturile operatorilor vor creşte şi ele.

Însă, sistemul prezintă şi un risc, care la noi este atenuat de sistemul de redevenţe. Când preţul scade, Norvegia îşi asumă pierderea, pentru că acea taxă mare este pusă pe profitul care se micşorează poate chiar până la zero. Un raport Deloitte arată chiar că, în condiţiile unui preţ mai redus al hidrocarburilor, ponderea taxării din Norvegia este mai mică decât cea din România, dacă se ia în calcul totalul taxelor.
Potrivit Deloitte, în 2016, rata efectivă de taxare în România a fost de 17,5%, în creştere de la 16,9% în 2015. În Norvegia, rata a fost, în 2015, de 13,9%, deci mai mică decât în România, în scădere de la 18,8% anul precedent. Motivul: scăderea cu 30% a veniturilor generate de ieftinirea hidrocarburilor.

Care sunt diferendele din legea offshore

În zona continentală a Mării Negre se derulează două proiecte de anvergură. Primul, în zona de apă adâncă, derulat de Exxon şi OMV Petrom, unde s-au descoperit reserve potenţiale de gaze de până la 84 de miliarde de metri cubi, iar al doilea, derulat de fondul de investiţii american Carlyle, prin Black Sea Oil and Gas (BSOG), în zona de apă mică, are un potenţial cuprins între 10 şi 20 de miliarde de metri cubi. În acest al doilea caz primele gaze vor ajunge la ţărm anul viitor, în timp ce, în primul caz, Exxon şi Petrom vor anunţa în acest an dacă vor lua decizia exploatării comerciale. În caz pozitiv, gazele vor ajunge la ţărm în anul 2020.
Potrivit estimărilor oficialilor de la Bucureşti, există circa 200 de miliarde de metri cubi de gaze rezerve în Marea Neagră doar pe ceea ce s-a săpat, adică cele trei perimetre deţinute de Lukoil, ExxonMobil şi OMV Petrom, respectiv Black Sea Oil and Gas.

Însă, viitorul acestor proiecte este condiţionat de adoptarea legii offshore, adică a cadrului legislativ şi fiscal pe care aceste companii trebuie să se bazeze în următorii peste 20 de ani, cât timp va dura exploatarea gazelor din Marea Neagră.

Proiectul legii offshore, aşa cum a fost adoptat de Senat, garantează companiilor petroliere care au concesionate perimetre în Marea Neagră că, în afara redevenţei actuale, statul român nu va mai impune vreo taxă cât timp există acordurile petroliere. Iar, dacă totuşi o va face, va fi obligat să restituie banii firmelor, la cerere, în fiecare an. În schimb, companiile petroliere sunt obligate să lucreze cu firme româneşti şi să angajeze forţă de muncă locală. Aceste două puncte, în special cel legat de taxare (petroliştii spun că în offshore nu ar trebui să se aplice impozitul suplimentar de 80% pe preţul care depăşeşte 85 de lei/MWh de gaz, aşa cum se întâmplă acum cu gazele exploatate deja) sunt în dispută.

Cu alte cuvinte, parlamentarii şi-ar dori un sistem hibrid de taxare pentru gazele din Marea Neagră, aşa cum este acum şi pe uscat, în care pe o parte, România să aibă şi riscul mic al redevenţelor cu încasări predictibile, dar şi beneficiul mare de pe urma creşterii preţurilor.

Petroliştii spun însă că nu ar trebui să se aplice şi pentru Marea Neagră impozitul suplimentar, pentru că investiţiile sunt enorme (Exxon şi Petrom au cheltuit deja 1,5 miliarde de dolari, doar până acum, pentru explorare) iar surplusul de taxare ar face exploatarea neeconomică pentru ei. Asta şi în condiţiile în care în MareaNeagră nu există infrastructura pentru exploatarea de mare adâncime (abia acum se scot gazele de la mare adâncime, în premieră) iar ea trebuie făcută tot pe cheltuiala petroliştilor.

Companiile petroliere se folosesc în demersul lor şi de o prevedere legislativă care datează încă din 1999. Atunci, OUG 160 stabilea că, pentru perimetrele offshore situate la o adâncime mai mare de 100 de metri nu se aplică alte reglementări fiscale, pe toată durata concesiunii, în afara celor stabilite la momentul semnării acordului petrolier. Şi, tot acolo scrie că, la producţia din acest tip de perimetre, nu se aplică impozitul suplimentar pe petrolul şi gazele din producţia internă.

Legea, amânată de mai mult timp, va intra luni în dezbaterea Comisiei de Industrii şi Servicii din Camera Deputaţilor, ultima care trebuie să dea raportul înainte de a fi votată în Plen.

Detalii despre gazele din Marea Neagră, în linkurile de mai jos

ExxonMobil: Am putea extrage 6,3 miliarde mc de gaze pe an din Marea Neagră. Nu am luat decizia finală de a investi

Comisia Europeană: Proiectul BRUA rămâne o prioritate strategică, problemele cu partea ungară trebuie rezolvate într-un mod inteligent. Reacţia României

Ambasada SUA la Bucureşti explică României de ce e bine să facă legea care să permită Exxon, Petrom şi Carlyle să scoată gazele din Marea Neagră

Kristof Terhes, CEO al FGSZ: România nu are ce să facă cu tot gazul din Marea Neagră. Ce faceţi cu el, un foc mare?


There are no comments

Add yours