Legea gazelor din Marea Neagră, votată: companiile petroliere vor plăti şi redevenţă şi impozit suplimentar de până la 50%. Reacţia petroliştilor

Legea impune companiilor petroliere să trazacţioneze pe bursa din România cel puţin jumătate din gazele extrase din Marea Neagră, şi stabileşte un nou sistem de taxare. Pe lângă redevenţa petrolieră de acum (până la 13% din preţ, legea mai impune şi o suprataxă aplicată pe veniturile obţinute de companii din vânzarea gazului, cu praguri diferite, în funcţie de preţul de piaţă al gazului.

Legea votată este substanţial modificată faţă de forma adoptată de Senat şi de ultimele forme discutate în Comisia de Industrii şi Servicii a Camerei Deputaţilor.

„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.

Liderul PSD consideră că suma totală încasată de statul român va depăşi 20 de miliarde de dolari după adoptarea noilor măsuri.

Iniţial, autorităţile au dorit să impună, pe lângă redevenţă, un un impozit suplimentar de 80% pe diferenţa de preţ între 85 de lei MWh şi preţul e piaţă al gazelor, luând drept referinţă cotaţiile de la Centrral European Gas Hub de la Baumgarten. Procentul este aplicat pentru taxarea gazelor extrase pe uscat. Petroliştii au fost împotriva ideii, pe motv că taxarea ar fi mult prea mare, în condiţiile unor cheltuieli mult mai mari în zona offshore decât pe uscat.

Însă, forma finală votată de deputaţi pare a creşte şi mai mult taxarea, pentru că impozitul suplimentar se aplică la orice preţ. Iată formularea 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”

Companiile petroliere spun că taxarea este împovărătoare şi exprimă îndoiala că se va scoate gaz suplimentar din Marea Neagră, în aceste 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.

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.