Potrivit unui studiu Deloitte efectuat la cererea Federației Patronale Petrol și Gaze (FPPG), diferența dintre redevențele și impozitele similare aplicate pentru domeniul petrolier în România și media europeană s-a accentuat în ultimul an.

Sistemul de redevențe aplicat resurselor de hidrocarburi din România trebuia schimbat încă de anul trecut, dar se pare că nu va fi modificat nici până la finele acestui an.

În 2004, prin contractul de privatizare al Petrom, statul român s-a angajat că nu va schimba nivelul redevențelor timp de zece ani, respectiv până în decembrie 2014. Dar autoritățile nu au reușit, anul trecut, să producă în timp util o propunere de schimbare a sistemului de redevențe, astfel că guvernul a prelungit pentru un an termenul de aplicare al sistemului în vigoare care presupune că firmele care produc petrol și gaze naturale plătesc redevențe cuprinse 3,5 la sută și 13,5 la sută din valoarea producției, în funcție de dimensiunea zăcămintelor.

Recent, la o conferință pe teme energetice, liderul Asociației Române a Companiilor de Explorare și Producție Petrolieră (ROPEPCA) estima că un nou sistem de taxare a hidrocarburilor nu va putea fi aplicat de la 1 ianuarie 2016, întrucât modificarea implică proceduri care necesită un timp mai îndelungat.

„Este foarte bine ca redevențele să fie schimbate de la data de 1 ianuarie a unui an. Pentru că să schimbi contabilitatea unei companii cu operațiuni atât de extinse cum este o companie petrolieră este ceva aproape imposibil de făcut la jumătatea anului sau oricând (...) Nu mai este timp, din punctul nostru de vedere, să se introducă noul sistem al redevențelor de la 1 ianuarie 2016”, a spus Artur Stratan, președintele ROPEPCA.

De altfel, legea redevențelor a dispărut din lista de priorități a guvernului pentru a doua sesiune legislativă din 2015. Potrivit unor surse din piață citate de profit.ro, în urma unor simulări efectuate cu o echipă a Fondului Monetar Internațional, guvernul a realizat că introducerea noului sistem de redevențe, dublat de eliminarea impozitelor introduse „temporar” de guvern în 2013 (impozitarea cu 0,5 la sută a veniturilor din exploatarea resurselor, supraimpozitarea veniturilor suplimentare din liberalizarea gazelor naturale, dar și taxa pe stâlp), ar fi cauzat o importantă gaură la buget, ca urmare a profitului inexistent la nivelul activităților de upstream ale companiilor, petroliere în special. Din impozitele suplimentare, autoritățile au colectat o sumă similară cu cea provenită din redevențe, echivalând practic cu o dublare a nivelului redevențelor.

Pe dos față de Europa 

La cererea Federației Patronale Petrol și Gaze, Deloitte a actualizat recent studiul comparativ al redevențelor și impozitelor similare aplicate în Europa pentru activitățile de explorare și producție țiței și gaze naturale (cunoscut în industrie drept sectorul „upstream”), pentru a include evoluțiile legislative și de piață din cursul anului 2014.

Ca și în prima ediție a studiului, care a comparat cifrele din 2013, Deloitte a calculat pe baza datelor publice nivelul efectiv al redevențelor și impozitelor similare, exprimându-le ca procent din veniturile companiilor din sectorul upstream (ca și numitor comun).

Astfel, dacă în Europa taxarea s-a redus, companiile din industria de petrol și gaze din România plătesc mai mult decât în urmă cu doi ani către stat, arată datele Deloitte.

Cota efectivă de impozitare a activității upstream în Europa a scăzut de la 12,2 la sută, la sfârșitul lui 2013, la 11,7 la sută la sfârșitul lui 2014, evoluție explicată de scăderea bazei de impozitare ca urmare a ieftinirii țițeiului, dar și de măsurile legislative adoptate în unele state europene pentru a reduce povara fiscală asupra companiilor din domeniu, pentru a încuraja investițiile, potrivit unui comunicat FPPG.

În primul semestru din 2015, media cotațiilor țițeiului Brent a coborât la 57,84 dolari/baril, față de 98,85 dolari/baril media în 2014, respectiv 108,66 dolari/baril media în 2013.

În România, cota efectivă a impozitelor pe activitatea de upstream a crescut de la 13,9 la sută la 15 la sută la sfârșitul lui 2014, respectiv 15,7 la sută din venituri în 30 iunie 2015. Evoluția este explicată în principal de continuarea aplicării impozitului de 60 la sută pe veniturile suplimentare din liberalizarea prețului gazelor naturale.

Pentru calculul cotei medii pentru upstream în România, au fost luate în considerare, pe lângă redevențele petroliere, impozitul pe construcții, impozitul pe țiței din producția internă, impozitul asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale și impozitul din exploatarea resurselor naturale, altele decât gazele naturale.

Modificări ale redevențelor în alte state europene

Deloitte arată că, în perioada analizată, trei state europene au adoptat măsuri legislative pentru a reduce povara fiscală asupra companiilor din industria upstream, în contextul scăderii prețului țițeiului.

• În Marea Britanie, au fost adoptate mai multe măsuri precum reducerea suprataxei și a cotei de impozitare a veniturilor petroliere, concomitent cu majorarea deducerilor. Cota efectivă de impozitare s-a redus de la 11,3 la sută din venituri, la 6 la sută în 2014.
• În Italia, cota medie observabilă a redevențelor și impozitelor similare a scăzut de la 14,4 la sută (2013) la 11,7 la sută (2014). Italia a aplicat o suprataxă asupra profitului companiilor de petrol, gaze și energie. Rata nominală a suprataxei la impozitul pe profit s-a redus de la 10,5 la sută (2013) la 6,5 la sută (2014).
• În Ungaria, cota medie observabilă a redevențelor și impozitelor similare medii observabile a scăzut de la 25,3 la sută (2013) la 22,9 la sută (2014) datorită scăderii ratelor redevențelor la petrol și gaze naturale cu 6 la sută în al patrulea trimestru al anului trecut aplicabile majorității zăcămintelor.

Studiul Deloitte arată, de asemenea, corelarea productivității pe sondă cu cota efectivă impozitată. Astfel, în țările cu o productivitate mică, nivelul redevențelor și al impozitelor similare este mai redus decât în țările cu productivitate mare.

Cu o producție zilnică de mai puțin de 40 barili echivalent petrol per sondă, România se încadrează între țările cu productivitate scăzută pe sondă, alături de țări precum Polonia, Franța, Bulgaria, Lituania sau Turcia. Cota medie efectivă de impozitare specială pentru aceste țări este de 7,5 la sută comparativ cu 15,7 la sută în România, mai arată studiul citat.

Cât încasează România din redevențe

De la companiile din industria de petrol și gaze, România a colectat anul trecut redevențe totale de 1,36 miliarde de lei, în timp ce valoarea totală a redevențelor plătite statului român a fost de 1,55 miliarde de lei (350 milioane de euro), cu 150 de milioane de lei mai mult decât în 2013, potrivit economica.net.

OMV Petrom este principalul plătitor de redevențe din România, contribuind cu mai mult de jumătate din total, respectiv 848 de milioane de lei în 2014, în condițiile în care controlează aproape jumătate dn producția națională de gaze naturale și aproape întreaga producție de petrol. Romgaz este al doilea plătitor, cu 289 milioane de lei anul trecut, urmat de o altă companie de stat, CE Oltenia, producător de energie și de cărbune.

Marile companii din industria de petrol și gaze sunt urmate de o serie de mici producători, care, în general, exploatează zăcăminte din care au fost extrase majoritatea hidrocarburilor, considerate de marii producători „necomerciale”. Tocmai companiile de talie mică sunt mai afectate de povara fiscală a statului și cer reducerea redevențelor, pentru că impozitele mari împiedică investițiile, cum ar fi cele în descoperirea de noi zăcăminte.

„Fără investiții, mai avem ce extrage încă zece ani, după care închidem", spune Stratan de la ROPEPCA.

De fapt, miza se mută acum spre Marea Neagră și potențialele descoperiri din adâncuri. Însă investițiile în exploatarea zăcămintelor offshore sunt semnificativ mai ridicate decât pentru sondele de pe uscat, riscurile mai mari, iar rata de recuperare a investiției mai redusă, astfel că propunerile merg spre diferențierea redevențelor pentru hidrocarburile extrase onshore și resursele offshore.

Miza: gazul din Marea Neagră

Petrom, în calitatea sa de cel mai mare plătitor de taxe din România, dar și un potențial producător de gaze din Marea Neagră, a spus public că valoarea investițiilor pe care le va face în țară va depinde de nivelul fiscalității. De cealaltă parte, autoritățile vor să câștige cât mai mult de pe urma producției de țiței și gaze și caută variante să majoreze nivelul redevențelor sau – atunci când acest lucru se dovedește imposibil – să introducă noi taxe.

„Dacă taxele sunt prea mari, urmarea va fi scăderea investițiilor”, Mariana Gheorghe, director executiv Petrom

De altfel, Petrom a fost luat în colimator de politicieni de mai mulți ani, ca urmare a profiturilor ridicate raportate în ultimii ani pe fondul prețurilor ridicate la țiței. În februarie 2012, Dan Șova – pe atunci doar purtător de cuvânt al actualului partid de guvernământ, PSD, ulterior și ministru în cabinetul Ponta – spunea că trebuie luată în calcul o suprataxare a profitului companiilor petroliere după ce Petrom anunțase cel mai mare profit din istoria companiei, și cel mai mare până la acea dată raportat de o firmă românească. Un an mai târziu, când Petrom mai adăugase 5 la sută la profitul său anual, directorul executiv al companiei, Mariana Gheorghe, spunea că regimul fiscal trebuie să avantajeze atât statul cât și OMV Petrom, pledând pentru „win-win”. Declarația Marianei Gheorghe venea în contextul în care premierul Victor Ponta spunea că vrea să majoreze nivelul redevențelor chiar mai devreme de 2015, prin negocieri cu Petrom.

Sistemul de redevențe se aplică, în fapt, tuturor companiilor care exploatează resurse minerale în România, dar Petrom este cea mai vizibilă, iar prețul benzinei și motorinei este o temă majoră de discuție, la fel ca și explorarea fundului Mării Negre.

În prima parte a acestui an, Petrom anunța o scădere a profitului la mai puțin de jumătate din recordul absolut stabilit în 2013 (2,1 miliarde de lei față de 4,8 miliarde de lei) și reducerea planului de investiții pe fondul prăbușirilor cotațiilor internaționale la țiței. Totuși, Petrom continuă parteneriatul cu ExxonMobil pentru explorarea subsolului Mării Negre, dar cere, ca mai toți investitorii din România, predictibilitate și stabilitate legislativă.

„Puțurile offshore sunt proiecte pe mai multe decenii. Costurile sunt ridicate. Ne gândim la investiții de mai multe miliarde de euro. Investitorii au nevoie de predictibilitate și un mediu competitiv”. John Knapp, director general al diviziei din România a ExxonMobil, care explorează împreună cu OMV Petrom un perimetru din apele românești ale Mării Negre

 

ExxonMobil și Petrom încă prospectează subsolul mării, după ce o primă sondă forată în 2012 a găsit o acumulare estimată la 42-84 de miliarde de metri cubi de gaze, care ar putea asigura singură consumul României timp de câțiva ani. Anul trecut, România a „ars” 12 miliarde de metri cubi de gaze. După mai mulți ani de prospectare și câteva sonde forate la mare adâncime, o decizie privind producția offshore de gaze nu a fost comunicată încă, dar se pare că taxele și impozitele percepute de statul român vor avea un cuvânt important de spus în luarea acestei decizii.