Câţi bani ia statul petroliştilor din Marea Neagră cu noul sistem de taxare a gazelor. Filosofia, calculele şi scenariile

Ce doreau petroliştii

Companiile petroliere care doresc să extragă gazele din Marea Neagră cereau un sistem predictibil şi fără cote variabile de taxare, adică acelaşi cadru legislativ ca atunci când au semnat contractele de concesiune: plata redevenţei (procent de 13% din preţul gazelor extrase) şi garanţia că, timp de 20-25 de ani nu li se vor introduce taxe suplimentare. Şi nici impozitul suplimentar aplicat acum pe exploatările din ţară, de 80% aplicată pe diferenţa dintre preţului gazului pe piaţă şi 85 de lei/MWh(dacă este mai mare decât acest preţ)! Companiile se bazau chiar pe o lege în vigoare din 1999, prin care suprataxarea nu se aplica zăcămintelor offshore situate la adâncimi mai mari de 100 de metri.

Ce au primit

Noua lege offshore vine cu o taxare mai aspră pentru companii, stabilită şi în cotă fixă, şi variabilă, şi care îi pune într-o poziţie mai riscantă, pe lângă diminuarea veniturilor, reversul medaliei fiind încasări mai mari pentru statul român.

Concret, ei vor plăti redevenţa de 13% (calculată la preţul de la Central European Gas Hub-Austria), dar şi, pe filosofia exploatării de uscat, un impozit suplimentar, variabil, în funcţie de evoluţia preţului gazelor şi de inflaţie, dar mai complex şi cu mai multe cote. Taxele generale, adică impozitul pe profit şi pe dividende, au acelaşi regim aplicabil tuturor companiilor din România

Iată cotele din lege:

„Impozitul asupra veniturilor suplimentare offshore prevăzut la alin. (1) se calculează prin aplicarea unuia sau unor procente de calcul, după caz, asupra veniturile suplimentare obținute din vânzarea gazelor naturale extrase din perimetrele offshore (…) din care se deduc investiţiile în segmentul upstream.
Impozitul asupra veniturilor suplimentare offshore ține seama de prețul de referință stabilit de ANRM pentru calculul redevențelor.

Tranzacțiile desfășurate sub prețul de referință se impozitează la prețul de referință.

Procentele de calcul a impozitului se calculează pe baza prețurilor de vânzare a gazelor naturale practicate de către titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetre petroliere offshore pe baza grilei de prețuri de mai jos, ajustate anual începand cu 1 ianuarie 2019 cu indicele anual al prețurilor de consum, după cum urmează:

a) 30% din venitul suplimentar pentru preţurile de până la 85 lei/MWh inclusiv;

b) 15% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 85 lei/MWh și 100 lei/MWh inclusiv;

c) 20% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 100 lei/MWh și 115 lei/MWh inclusiv;

d) 25% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 115 lei/MWh și 130 lei/MWh inclusiv;

e) 30% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 130 lei/MWh și 145 lei/MWh inclusiv;

f) 35% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 145 lei/MWh și 160 lei/MWh inclusiv;

g) 40% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 160 lei/MWh și 175 lei/MWh inclusiv;

h) 45% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 175 lei/MWh și 190 lei/MWh inclusiv;

i) 50% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri care depăşesc 190 lei/MWh.
Limita maximă a deducerii investiţiilor în segmentul upstream nu poate depăşi 60% din totalul veniturilor suplimentare”

În calculul impozitului se va lua o referinţă stabilită de Autoritatea Naţională pentru Resurse Minerale, denumit preţul mediu ponderat al gazelor naturale vandute din producţia internă proprie din perimetrele offshore (PMPC).

Caţi bani se primesc

Prima observaţie: prin actuala formulă, statul se asigură va primi bani, suplimentar pe lângă redevenţă, la aproape orice preţ al gazului şi în funcţie de referinţa de la CEGH. Pragul de la care nu se mai impozitează (în jos) este un preţ de 45,71 lei MWh (stabilit în 2012) şi ajustat cu rata inflaţiei din 2014. Deci taxarea suplimentară începe “de mai jos” comparativ cu taxa din onshore, dar cu un procent mai mic.

Luăm în calcul un preţ mai mic de 85 de lei, să spunem 80 de lei la CEGH. Dacă preţul la care vinde compania petrolieră gazul din Marea Neagră este mai mic, să spunem 75, statul ia în calcul preţul de 80 la stabilirea taxei. La acest preţ al gazului, impozitul este de 30% şi se aplică la diferenţa până la 45,71 lei, deci, gosier, impozitul este de 10,7 lei, iar redevenţa de 10,4 lei. Deci, grosier, la acest preţ mic, rata de taxare este de 26%, deci dublu faţă de redevenţă.

Rată care poate fi mare pentru companii, dat fiind banii şi mai puţini care le rămân la dispoziţie, dintr-un preţ mic al gazelor şi după plata taxei trebuie să asigure cheltuieli operaţionale fixe, care nu fluctuează cu preţul, şi să recupereze investiţii care, la fel, au avut o valoare fixă.

A doua observaţie: tranşele de taxare se adună, pe măsură ce preţul creşte, în procentele stabilite de lege, pe diferenţele de preţ din fiecare tranşă. 

Dacă luăm în calcul următoarea tranşă de preţ de piaţă, mai mare, cea cuprinsă între 85 şi 100 de lei, impozitul suplimentar este la jumătate, dar se plăteşte cumulat cu primul. Aşadar, la un preţ de 100 de lei, rezulta un impozit suplimentar cumulat de 13,65 lei. Dacă adăugăm redevenţa, de 13 lei, rezultă, în total 26,6 lei, deci o rată de taxare de 26%.

În momentul de faţă, preţurile spot sunt la CEGH în această tranşă: 23 de euro MWh de gaz.

Să luăm în calcul ipoteza creşterii preţului până ajunge în partea superioară a tranşei 100-115 lei lei/MWh. Impozitul începe să crească, este de 20%. La un preţ de 115 lei, totalul cumulat al impozitului suplimentar este de 16,65 lei. Redevenţa la 115 lei este de 14,95 lei, aşadar din cele două taxe statul strânge 31,6 lei. Deci o rată de taxare de 27,4%.

Aşadar, pe măsură ce ptreţul creşte, rata de taxare creşte şi ea. Statul primeşte mai mulţi bani, procentual , iar companiile petroliere mai puţin, tot procentual. În sume absolute, sumele rămase companiilor sunt însă mai mari.

Să luăm acum în calcul ultima treaptă de preţ, adică scenariul în care preţul de la Viena al gazelor ar fi dublu faţă de cel de acum. Am luat în calcul un preţ al gazelor de 200 de lei/MWh, peste cei 190 din ultima treaptă, care nu mai are limită superioară. Impozitul este de 50% la orice preţ ce depăşeşte 190 de lei, pe diferenţa dintre preţ şi pragul de 190 de lei. La 200 de lei, totalul impozitului suplimentar este de 61,25 lei. Procentele de redevenţă mai înseamnă 26 de lei, deci mai puţin de jumătate din cât încasesază statul din impozitul nou-introdus. În total, taxarea ajunge la 87,25 lei, adică la o rată de 43%.

La acestea se adaugă şi impozitul pe profit şi cel pe dividende. Nu am luat în calcul rata inflaţiei şi deducerile.

Aşadar, filosofia noului sistem de taxare arată o maximizare a câştigurilor statului, cu un risc minim din partea lui. Taxarea suplimentară începe de la preţuri mai mici şi devine, procentual, mai mare, pe măsură ce preţul creşte, ajungând, după cum am explicat mai sus, să fie mai mare în sumă absolută decât suma obţinută din procentul fix de redevenţă. Dacă preţul gazului creşte, cresc şi încasările statului, în plus faţă de banii mai mulţi rezultaţi din procentul fix de redevenţă aplicat la un preţ mai mare. Preţ care este şi el un element de risc pentru companiile care extrag gaz, din moment ce taxele nu se aplică la preţul lor din contracte, fie ele pe piaţa reglementată din România fie bilaterale cu oricine, ci la preţul de referinţă de la Viena.

Companiile petroliere beneficiază prin lege de o deducere a cheltuielilor cu investiţiile, care sunt enorme. Potrivit unor voci din industrie, Exxon şi Petrom ar urma să mai cheltuiască undeva la 4 miliarde de dolari în permimetrul Neptun Deep, pe lângă cele 1,5 miliarde investite deja. Iar nivelul celor trei blocuri acum aflate în explorare se vorbeşte despre o sumă totală de circa 6 miliarde investiţii.

Deducerile sunt însă plafonate. Potrivit legii offshore, ele se acordă lunar, de când începe exploatarea şi taxarea, dar în limita a 60% din valoarea impozitului suplimentar. Este un câştig indubitabil pentru companii, mai ales că procentul este în creştere faţă de situaţia de acum. Există însă un „dar”, având în vedere specificul industriei: miliardele investite de petrolişti se vor recupera în mulţi ani, pe de o parte, iar pe de altă parte statul nu aşteaptă recuperarea acestor cheltuieli înainte să înceaptă taxarea.

Imediat după ce au aflat de noile prevederi în materie de taxare, petroliştii au spus că decizia finală de a exploata gazele a devenit problematică, în noile condiţii.

„Considerăm că amendamentele adoptate de Camera Deputaților vor avea un impact negativ semnificativ asupra industriei de petrol și gaze offshore din România și vor descuraja investițiile din Marea Neagră, cu consecinta imeediata a diminuarii potențialul de producție suplimentară de hidrocarburi din zona offshore. Asociația noastră considera că stabilitatea și predictibilitatea mediului legislativ românesc, în general și a regimului fiscal, în particular, pe intreaga perioada a contractelor de concesiune, reprezintă o condiție esențială pentru dezvoltarea cu succes a resurselor de hidrocarburi offshore” a arătat Asociaţia Concesionarilor, care grupează companiile petroliere care au concesionate perimetre în Marea Neagră.

„Nu puteam accepta ca România să-şi păstreze în continuare dependenţa energetică de ruşi. Faptul că am pus 50% din toată producţia pe contracte bilaterale, iar 50% tranzacţionare pe piaţa românească, înseamnă că România devine una dintre puţinele ţări din lume care devine independentă energetic”, a spus liderul PSD, Liviu Dragnea, cu ocazia votului.

Liderul PSD consideră că suma totală încasată de statul român va depăşi 20 de miliarde de dolari după adoptarea noilor măsuri de taxare, pe toată durata exploatării gazelor.

Miza: rezerve de cel puţin 200 de miliarde de metri cubi, de 20 de ori consumul României

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.