Cât vor mai plăti producătorii români de gaze taxe pe venituri nerealizate? Se va solicita modificarea legii

De ani de zile, producătorii români de gaze plătesc redevențe care sunt calculate nu în funcție de prețul de vâzare efectiv al gazelor ci de un preț refereință al bursei de gaze din Austria, Central European Gas Hub (CEGH).. Problema a mai fost semnalată și în trecut de industrie, dar acum nemulțumirile cresc, potrivit unor oameni cu care am vorbit și au solicitat anonimatul.

Spre exemplu, în luna mai, prețul efectiv de vânzare a gazelor naturale pe piețele centralizate din România (aproape exclusiv la Bursa Română de Mărfuri) a fost de 128 de lei/MWh. Prin comparație, prețul de referință stabilit de Autoritatea pentru Resurse Minerale (ANRM), în baza cotațiilor de la CEGH, la care se aplică procentele de redevență plătite efectiv de companiile românești a fost de 150 de lei/MWh, potrivit datelor obținute de noi.

Cu alte cuvinte, companiile au vândut gaze la prețuri de 128 de lei, dar au plătit redevențe la prețul de 150 de lei. Amintim că, pentru zăcămintele aflate în exploatare în baza contractelor vechi de concesiune, redevențele sunt stabilite între 3,5 și 13,5% din prețul producției realizate, în funcție de puterea zăcământului.

Dacă în mai 2024 prețul pieței românești a fost cu 18% mai mic decât cel de la hubul austriac, în iulie decalajul a ajuns la 24%. Prețul de vânzare mediu de pe piața românească a fost de 142 de lei/MWh, dar prețul la care trebuie plătite efectiv redevențele a fost de 177 de lei/MWh.

Situația de acum nu este decât o repetiție a anilor precedenți, când producătorii români de gaze au plătit de fapt redevență pe venituri neîncasate. Spre exemplu, în 2022, decalajul mediu între prețuri a fost de 60%, potrivit datelor noastre.

Lucurile s-ar putea complica în situația în care tranzitul de gaz rusesc prin Ucraina spre Europa chiar se oprește începând cu 1 ianuarie așa cum s-a anunțat, ceea ce, mai ales dacă va fi și o iarnă rece, va duce aproape sigur în sus prețurile la hubul vienez, pentru că va fi nevoie de gaz suplimentar din alte surse, inclusiv LNG, mai scump.. Pe piața românească însă acest lucru nu va avea deloc același impact, din cel puțin două motive: România are o producție internă semnificativă și, pe de altă parte, zona Balcanilor va primi în continuare gaz rusesc, pe traseul Turk Stream, care leagă Rusia de Turcia pe sub Marea Neagră. Așadar, este posibil ca prețul pieței românești să fie semnificativ mai mic decât cel al CEGH, dar, potrivit legii actuale, redevența se va plăti la prețul mai mare de la CEGH.

O problemă conceptuală

Problema a fost ridicată ani la rând de industria de gaze de la noi, care a susțiut că există diferențe fundamentale între piața românească și hubul austriac unde tranzacțiile decid și prețul de referință la care plătesc procentele de redevență companiile românești. Astfel, media prețurilor spot de la Viena face ca acest preț să fie mai mare decât cel realizat pe piețele din România unde mare parte din cantități sut vânsute pe contracte pe termene mai lungi, deci prețul este mai mic. De asemenea, prețul de referință include diverse elemente legate de CEGH (de exemplu, transport, taxe de acces la hub, marja comerciantului etc.) care nu reflectă prețurile realizate de producătorii români. În plus, producătorii români pur și simplu nu vând direct gaze la hubul vienez, inclusiv din cauză că există obligație de a se tranzacționa o parte din gaze pe piața românească.

Cel mai probabil industria va solicita din nou autorităților discuții pe tema schimbării acestu preț de referință, după cum au spus sursele noastre și probabil se va solicita ca acest preț de referință și modul lui de calcul să fie introduse direct în legislația primară, adică în legea petrolului. Industria cere ca aceste prețuri utilizate pentru calcularea redevențelor pe gaze să reflecte valoarea gazelor naturale produse. Prețul de referință ar trebui calculat ca medie ponderată a venitului net raportat de producătorii de gaze și a volumelor vândute – date deja disponibile și ușor de prelucrat – care ar duce la o impozitare echitabilă și adecvată a fiecărui producător, spun producătorii, care au tot spus că plata de taxe pe veituri nerealizate este o practică incorectă și descurajantă pentru investiții și care crește artificial nivelul taxării.

Potrivit unui studiu prezentat la în 2023, România a avut în 2022 și în 2021 cea mai ridicată rată efectivă de impozitare specifică producției de țiței și gaze naturale din Europa.

Astfel,  din analiza ratelor de impozitare efective la nivel european (calculate ca pondere a impozitelor specifice identificate, excluzând contribuția de solidaritate, în valoarea veniturilor din producția upstream), România are cea mai ridicată rată efectivă de impozitare specifică producției de țiței și gaze naturale, atât în 2022 (43,1%), cât și în 2021 (28,9%), situându-se în 2022 la un nivel de mai mult de 4 ori peste media simplă a ratelor efective identificate în celelalte țări analizate, în anii 2022 (10,4%) și 2021 (7,2%)″, se afirmă într-un studiu prezentat de Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG), studiu elaborat de firma de avocatură și consultanță Biriș Goran, la care unul dintre parteneri este Gabriel Biriș, fost secretar de stat în Ministerul Finanțelor. Studiul a luat în calcul, pentru comparație, 20 de țări din Europa în sens extins (din Spațiul Economic European – SEE, plus Marea Britanie, Turcia și Balcanii de Vest), care cumulat au avut în 2021 o pondere de 98% în totalul producției de petrol și gaze din zona menționată.