In ape fiscale tulburi

Am prezentat si în numere anterioare ale DeBizz un punct de vedere cu privire la regimul fiscal ce este impus companiilor care deruleaza investitii de anvergura, cu predilectie celor din sectorul petrol si gaze. Sunt cateva luni bune de cand dezbaterea pe noul pachet fiscal destinat industriei de petrol si gaze se poarta atat în plan public cat mai ales la masa tratativelor si a consultarilor dintre autoritati si reprezentantii industriei de profil.

Odata cu finalizarea proiectului de lege de catre ANRM si Ministerul de Finante urmeaza si dezbaterea parlamentara. Acolo se va decide varianta finala a noului regim fiscal petrolier, care, la faza actuala, propune în principiu doua directii de taxare la care vor fi supusi titularii de concesiuni: pe de o parte aplicarea de redevente în trepte în funcsue de valoarea bruta a productiei trimestriale, iar pe de alta parte, o supra-taxare a profitului suplimentar al companiilor calculat la un nivel prestabilit. Sunt înca în discutie si în realizare de simulari bugetare definitia bazei de taxare, definitia categoriilor de investitii deductibile, cota de impozit, scala de redevente.

Clarificarea în acest domeniu este asteptata atat de investitori, cat si de opinia publica. Mai mult, limpezirea problemei redeventelor si a taxarii industriei de petrol si gaze este si necesara în contextul unor discursuri politicianiste care mentioneaza doar nevoia de finantare a bugetului si uita nevoia de continuare a proiectelor de investitii care pot finanta bugetul. Riscul unui discurs populist este în crestere într-o toamna pre-electorala iar cadrul fiscal impus industriei poate juca un rol de agent electoral, desi înainte de toate este un factor decisiv pentru sustenabilitatea operatorilor din sectorul petrolier. Am mai scris ca algoritmul de împartire a veniturilor petroliere trebuie sa se faca echitabil si în castigul tuturor partilor implicate: stat, investitori, consumatori. Si mai ales, trebuie sa se stabileasca pe termen lung, astfel încat sa ofere stabilitate si predictibilitate fiscala contribuabililor. Un proiect petrolier are o durata de viata de petse un sfert de secol, iar derularea investitiei înseamna cheltuieli majore de capital înca 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 masoara cel mai curand 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 expertii nu au ezitat sa-si prezinte deja punctele de vedere.
Energy Policy Group (EPG) – un think-tank romanesc independent, non-profit, specializat în politici energetice, analiza de piata si strategie energetica – a organizat cateva astfel de dezbateri cu participarea reprezentantilor industriei, ai autoritatilor relevante si cu prezenta unor experti recunoscuti. Astfel, Energy Policy Group cu colaborarea Asociatiei Romane a Concesionarilor Offshore din Marea Neagra (ARCOMN) a organizat o masa rotunda cu tema „Regimul fiscal petrolier în sectorul offshore din Romania”. Au participat reprezentanti ai autoritatilor publice relevante (Guvernul Romaniei, Agentia Nationala pentru Resurse Minerale, Parlamentul Romaniei), ai companiilor member ARCOMN, consultanti fiscali si juridici, experti din mediul academic si reprezentanti ai presei de specialitate. Urmare a acestei dezbateri, EPG a produs un document care sumarizeaza problematica expusa de participanti, document din care voi cita în cele ce urmeaza.
Potrivit EPG, noul sistem va mentine în fond abordarea fiscala actuala a redeventelor petroliere pe venit, adaugandu-i un impozit pe profit. Redeventele urmeaza a se aplica diferentiat diferitelor tipuri de exploatari – onshore, offshore de mica adancime, offshore de mare adancime etc. Prin urmare, sistemul va fi de tip hibrid, combinand taxarea pe venit cu cea pe profit. Supra-taxarea profitului va trebui sa 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 si autoritati este cruciala pentru diminuarea riscurilor de reglementare. Între acestea, riscul de fiscalitate este de prim ordin, desi nu este singurul tip de risc de reglementare”, se precizeaza în documentul EPG. De exemplu, în conformitate cu cele mai bune practici offshore la nivel global, legislatia romaneasca cu impact asupra operatiunilor petroliere trebuie ajustata si pusa în practica astfel încat sa faciliteze modelul functional optim pentru industria offshore. Trebuie eliminate ambiguitatile si contradictiile cu privire la procedurile de autorizare si emitere a permiselor. Autoritatile lucreaza, în consultare cu asociatiile operatorilor din sectorul petrolier, la armonizarea Legii Petrolului si la clarificarea prevederilor sale în vederea asigurarii standardelor si practicilor internationale necesare.
În consecinta, un adevar indiscutabil este cel ca proiectele offshore
sunt în etapa incipienta si ca înca exista provocari considerabile pe care investitorii trebuie sa le aiba în vedere – nu doar din punct de vedere tehnologic, ci si financiar si comercial. Acest adevar trebuie sa fie acceptat si recunoscut si de Guvern în modul în care construieste noul regim fiscal. „Daca conditiile fiscale reflecta toleranta la risc a investitorilor la momentul investitiei initiale si daca aceste conditii nu sunt modificate în mod neasteptat în timp, atunci investitorii pot anticipa recuperarea pe termen lung a investitiilor din Romania si din Marea Neagra. În acelasi timp, Guvernul Romaniei trebuie sa recunoasca provocarile unice ale forarilor offshore printr-un regim fiscal distinct, clar si echitabil”, se precizeaza în policy-paper realizat de EPG.

RISCURI INVESTITIONALE ALE OFFSHORE-ULUI ROMANESC
Sectorul offshore are o contributie din ce în ce mai mare la realizarea productiei globale de titei si gaze natural. Noile tehnologii faciliteaza forajul la adancimi tot mai mari, dar tehnologii noi înseamna nivelul tot mai ridicat al investitiilor, costuri sporite. Expertii EPG atrag atentia însa si asupra riscurilor tot mai pregnante care însotesc investitile în proiecte offshore:
„- Crestere semnificativa a costurilor de descoperire. În ultimii 10 ani, forajul unui put a devenit, în medie, de patru ori mai scump.
– Primele profituri pot fi încasate abia dupa aproximativ 10-15 ani de la începerea investitiilor.
– Incertitudine sporita privind potentialul resurselor. Rata medie de succes a forajelor exploratorii offshore este de 20-25%.
– Infrastructura necesara este tot mai complexa si mai costisitoare.
– Volatilitatea pretului titeiului pe pietele internationale constituie un risc comercial major.
– Sensibilitate ridicata la conditiile meteorologice.
– Riscuri geopolitice. Sanctiunile politice si/sau tensiunile diplomatice si militare dintre state pot afecta desfasurarea operatiunilor offshore.
– Riscuri de reglementare si fiscalitate. Cu orizont mare de timp al ciclului investitional si cu cheltuieli ridicate upfront, sectorul petrolier – si mai cu seama cel offshore – se confrunta cu problema inconsistentei temporale: înainte de a realiza cheltuielile de capital majore în explorare si dezvoltare, investitorul este ezitant în fata riscurilor iar statul este dispus sa ofere termini stimulativi. Dupa realizarea investitiilor si atenuarea riscului, statul are tendinta de a revizui termenii contractuali pentru a-si însusi o parte mai mare a beneficiilor.”

 

Tot documentul produs de EPG subliniaza riscurile specifice activitatilor din Marea Neagra:
„- Marea Neagra este putin explorata geologic, avand o topografie dificila a reliefului marin. Acest lucru complica semnificativ constructia conductelor.
– Apele adanci ale Marii Negre au o corozivitate ridicata, ceea ce necesita tehnologii speciale si costisitoare.
– Rezervele certe din Marea Neagra sunt preponderent de gaze naturale, care au valoare comerciala mai mica decat titeiul, desi necesita investitii în explorare, dezvoltare si productie de aceeasi amploare.
– Lipsa infrastructurii de transport de gaze naturale.
– Disponibilitatea redusa a serviciilor de sustinere pentru activitatile offshore.
– Acces dificil prin stramtoarea Bosfor, ceea ce genereaza costuri de mobilizare crescute.
– Risc geopolitic marit în regiune.
– În prezent, scaderea pretului petrolului afecteaza calculul de viabilitate
comerciala a zacamintelor offshore, în ciuda deciziei operatorilor din Marea Neagra de a nu diminua bugetele de explorare. Astfel, parcursul proiectelor offshore din Marea Neagra de la descoperire la dezvoltare, productie si comercializare înca este lung si incert”.
CONCLUZII
Documentul întocmit de catre Energy Policy Group vine cu cateva recomandari legate de viitorul regim fiscal destinat sectorului offshore:
„Pentru stimularea investitiilor offshore, regimul fiscal upstream trebuie sa diferentieze în mod substantial tratamentul aplicat sectorului offshore, distingand apoi între operatiunile din apele de mica adancime, din apele adanci etc. Conditiile fiscale oferite trebuie sa fie attractive si stabile. Clauzele de stabilitate din acordurile petroliere existente trebuie luate în considerare în mod corespunzator.

Numai astfel se poate construi un parteneriat pe termen lung de tip win-win între stat si investitorii din offshore. Ar putea fi justificata o evolutie în timp a termenilor fiscali pe fondul modificarii factorilor de risc. Totusi, în vederea atragerii si pastrarii investitorilor, majoritatea tarilor recunosc principiul grand-fathering, prin care termenii contractelor existente raman la nivelurile stabilite la momentul investitiei iar termenii noilor contracte sunt ajustati la schimbarea profilului de risc. Detaliile noului regim fiscal nu trebuie sa fie stabilite fara un studiu comparative de substanta al practicii din statele producatoare comparabile cu Romania si fara modelari cantitative complexe ale functionarii noului sistem. Romania se afla într-o competitie la nivel regional pentru atragerea investitiilor în offshore. Interesul pe termen lung atat al investitorilor, cat si al statului este de a încuraja investitiile în optimizarea exploatarii zacamantului, cu stimularea permanent a utilizarii celor mai noi tehnologii.

Diminuarea acestor investitii se traduce, pe termen lung, într-un regim suboptimal de exploatare, cu micsorarea veniturilor statului. Procesul de consultare publica trebuie sa fie de substanta si sa acorde sufficient timp pentru articularea si exprimarea pozitiilor tuturor partilor interesate. Pozitiile si propunerile argumentate trebuie analizate cu atentie. Este atat în interesul investitorilor cat si al statului ca regimul fiscal rezultat sa fie echilibrat si acceptabil social, întrucat doar astfel poate fi asigurata stabilitatea politica pe termen lung, atat de importanta în dezvoltarea proiectelor petroliere. Procesul de consultare trebuie reluat cu transparenta ori de cate ori Guvernul are în vedere modificari ale cadrului de reglementare si, cu precadere, ale celui fiscal”.

German
Citește articolul precedent:
Investitorii nu au nevoie de populism, ci de predictibilitate legislativa

De Daniel Apostol Eu cred ca la baza relatiei statului cu economia privata trebuie sa stea un sistem legislativ si...

Închide