Sectorul off-shore și regimul său fiscal

Am prezentat și cu alte ocazii un punct de vedere cu privire la regimul fiscal ce este impus companiilor care derulează investiții de anvergură, cu predilecție celor din sectorul petrol și gaze. Sunt câteva luni bune de când dezbaterea pe noul pachet fiscal destinat industriei de petrol și gaze se poartă atât în plan public cât mai ales la masa tratativelor și a consultărilor dintre autorități și reprezentanții industriei de profil. Odată cu finalizarea proiectului de lege de către ANRM și Ministerul de Finanțe urmează și dezbaterea parlamentară. Acolo se va decide varianta finală a noului regim fiscal petrolier, care, la faza actuală, propune în principiu două direcții de taxare la care vor fi supuși titularii de concesiuni: pe de o parte aplicarea de redevențe în trepte în funcșue de valoarea brută a producției trimestriale, iar pe de altă parte, o supra-taxare a profitului suplimentar al companiilor calculat la un nivel prestabilit. Sunt încă în discuție și în realizare de simulări bugetare definiția bazei de taxare, definiția categoriilor de investiții deductibile, cota de impozit, scala de redevențe. Clarificarea în acest domeniu este așteptată atât de investitori, cât și de opinia publică. Mai mult, limpezirea problemei redevențelor și a taxării industriei de petrol și gaze este și necesară în contextul unor discursuri politicianiste care menționează doar nevoia de finanțare a bugetului și uită nevoia de continuare a proiectelor de investiții care pot finanța bugetul. Riscul unui discurs populist este în creștere într-o toamnă pre-electorală iar cadrul fiscal impus industriei poate juca un rol de agent electoral, deși înainte de toate este un factor decisiv pentru sustenabilitatea operatorilor din sectorul petrolier. Am mai scris că algoritmul de împărțire a veniturilor petroliere trebuie să se facă echitabil și în câștigul tuturor părților implicate: stat, investitori, consumatori. Și mai ales, trebuie să se stabilească pe termen lung, astfel încât să ofere stabilitate și predictibilitate fiscală contribuabililor. Un proiect petrolier are o durată de viață de petse un sfert de secol, iar derularea investiției înseamnă cheltuieli majore de capital încă 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 măsoară cel mai curând 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 experții nu au ezitat să-și prezinte deja punctele de vedere.

Energy Policy Group (EPG) – un think-tank românesc independent,  non-profit, specializat în politici energetice, analiză de piață și strategie energetică – a organizat câteva astfel de dezbateri cu participarea reprezentanților industriei, ai autorităților relevante și cu prezența unor experți recunoscuți.  Astfel,  Energy Policy Group cu colaborarea Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN) a organizat o masă rotundă cu tema „Regimul fiscal petrolier în sectorul offshore din România”. Au participat reprezentanţi ai autorităţilor publice relevante (Guvernul României, Agenţia

Naţională pentru Resurse Minerale, Parlamentul României), ai companiilor member ARCOMN, consultanţi fiscali și juridici, experţi din mediul academic și reprezentanţi ai presei de specialitate. Urmare a acestei dezbateri, EPG a produs un document care sumarizează problematica expusă de participanți, document din care voi cita în cele ce urmează.

Potrivit EPG, noul sistem va menţine în fond abordarea fiscală actuală a redevenţelor petroliere pe venit, adăugându-i un impozit pe profit. Redevenţele urmează a se aplica diferenţiat diferitelor tipuri de exploatări – onshore, offshore de mică adâncime, offshore de mare adâncime etc. Prin urmare, sistemul va fi de tip hibrid, combinând taxarea pe venit cu cea pe profit. Supra-taxarea profitului va trebui să 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 și autorităţi este crucială pentru diminuarea riscurilor de reglementare. Între acestea, riscul de fiscalitate este de prim ordin, deși nu este singurul tip de risc de reglementare”, se precizează în documentul EPG.  De exemplu, în conformitate cu cele mai bune practici offshore la nivel global, legislaţia românească cu impact asupra operaţiunilor petroliere trebuie ajustată și pusă în practică astfel încât să faciliteze modelul funcţional optim pentru industria offshore. Trebuie eliminate ambiguităţile și contradicţiile cu privire la procedurile de autorizare și emitere a permiselor. Autorităţile lucrează, în consultare cu asociaţiile operatorilor din sectorul petrolier, la armonizarea Legii Petrolului și la clarificarea prevederilor sale în vederea asigurării standardelor și practicilor internaţionale necesare.

În consecință, un adevăr indiscutabil este cel că proiectele offshore sunt în etapă incipientă și că încă există provocări considerabile pe care investitorii trebuie să le aibă în vedere – nu doar din punct de vedere tehnologic, ci și financiar și comercial. Acest adevăr trebuie să fie acceptat și recunoscut și de Guvern în modul în care construiește noul regim fiscal. „Dacă condiţiile fiscale reflectă toleranţa la risc a investitorilor la momentul investiţiei iniţiale și dacă aceste condiţii nu sunt modificate în mod neașteptat în timp, atunci investitorii pot anticipa recuperarea pe termen lung a investiţiilor din România și din Marea Neagră. În același timp, Guvernul României trebuie să recunoască provocările unice ale forărilor offshore printr-un regim fiscal distinct, clar și echitabil”, se precizează în policy-paper realizat de EPG.

RISCURI INVESTIŢIONALE ALE OFFSHORE-ULUI ROMÂNESC

Sectorul offshore are o contribuție din ce în ce mai mare la realizarea producției globale de ţiţei și gaze natural.  Noile tehnologii facilitează forajul la adâncimi tot mai mari, dar tehnologii noi înseamnă nivelul tot mai ridicat al investiţiilor, costuri sporite. Experții EPG atrag atenția însă și asupra riscurilor tot mai pregnante care însoțesc investițile în proiecte offshore:

• „Creștere semnificativă a costurilor de descoperire. În ultimii 10 ani, forajul unui puţ a devenit, în medie, de patru ori mai scump.
• Primele profituri pot fi încasate abia după aproximativ 10-15 ani de la începerea investiţiilor.
• Incertitudine sporită privind potenţialul resurselor. Rata medie de succes a forajelor exploratorii offshore este de 20-25%.
• Infrastructura necesară este tot mai complexă și mai costisitoare.
• Volatilitatea preţului ţiţeiului pe pieţele internaţionale constituie un risc comercial major.
• Sensibilitate ridicată la condiţiile meteorologice.
• Riscuri geopolitice. Sancţiunile politice și/sau tensiunile diplomatice și militare dintre state pot afecta desfășurarea operaţiunilor offshore.
• Riscuri de reglementare și fiscalitate. Cu orizont mare de timp al ciclului investiţional și cu cheltuieli ridicate upfront, sectorul petrolier – și mai cu seamă cel offshore – se confruntă cu problema inconsistenţei temporale: înainte de a realiza cheltuielile de capital majore în explorare și dezvoltare, investitorul este ezitant în faţa riscurilor iar statul este dispus să ofere termini stimulativi. După realizarea investiţiilor și atenuarea riscului, statul are tendinţa de a revizui termenii contractuali pentru a-și însuși o parte mai mare a beneficiilor.”

Tot documentul produs de EPG subliniază riscurile specifice activităţilor din Marea Neagră:

•  Marea Neagră este puţin explorată geologic, având o topografie dificilă a reliefului marin. Acest lucru complică semnificativ construcţia conductelor.
• Apele adânci ale Mării Negre au o corozivitate ridicată, ceea ce necesită tehnologii speciale și costisitoare.
• Rezervele certe din Marea Neagră sunt preponderent de gaze naturale, care au valoare comercială mai mică decât ţiţeiul, deși necesită investiţii în explorare, dezvoltare și producţie de aceeași amploare.
• Lipsa infrastructurii de transport de gaze naturale.
• Disponibilitatea redusă a serviciilor de susţinere pentru activităţile offshore.
• Acces dificil prin strâmtoarea Bosfor, ceea ce generează costuri de mobilizare crescute.
• Risc geopolitic mărit în regiune.
• În prezent, scăderea preţului petrolului afectează calculul de viabilitate comercială a zăcămintelor offshore, în ciuda deciziei operatorilor din Marea Neagră de a nu diminua bugetele de explorare. Astfel, parcursul proiectelor offshore din Marea Neagră de la descoperire la dezvoltare, producţie și comercializare încă este lung și incert.

CONCLUZII

Documentul întocmit de către Energy Policy Group vine cu câteva recomandări legate de viitorul regim fiscal destinat sectorului offshore: „Pentru stimularea investiţiilor offshore, regimul fiscal upstream trebuie să diferenţieze în mod substanţial tratamentul aplicat sectorului offshore, distingând apoi între operaţiunile din apele de mica adâncime, din apele adânci etc. Condiţiile fiscale oferite trebuie să fie attractive și stabile. Clauzele de stabilitate din acordurile petroliere existente trebuie luate în considerare în mod corespunzător. Numai astfel se poate construi un parteneriat pe termen lung de tip win-win între stat și investitorii din offshore. Ar putea fi justificată o evoluţie în timp a termenilor fiscali pe fondul modificării factorilor de risc. Totuși, în vederea atragerii și păstrării investitorilor, majoritatea ţărilor recunosc principiul grand-fathering, prin care termenii contractelor existente rămân la nivelurile stabilite la momentul investiţiei iar termenii noilor contracte sunt ajustaţi la schimbarea profilului de risc. Detaliile noului regim fiscal nu trebuie să fie stabilite fără un studiu comparative de substanţă al practicii din statele producătoare comparabile cu România și fără modelări cantitative complexe ale funcţionării noului sistem. România se află într-o competiţie la nivel regional pentru atragerea investiţiilor în offshore. Interesul pe termen lung atât al investitorilor, cât și al statului este de a încuraja investiţiile în optimizarea exploatării zăcământului, cu stimularea permanent a utilizării celor mai noi tehnologii. Diminuarea acestor investiţii se traduce, pe termen lung, într-un regim suboptimal de exploatare, cu micșorarea veniturilor statului. Procesul de consultare publică trebuie să fie de substanţă și să acorde sufficient timp pentru articularea și exprimarea poziţiilor tuturor părţilor interesate. Poziţiile și propunerile argumentate trebuie analizate cu atenţie. Este atât în interesul investitorilor cât și al statului ca regimul fiscal rezultat să fie echilibrat și acceptabil social, întrucât doar astfel poate fi asigurată stabilitatea politică pe termen lung, atât de importantă în dezvoltarea proiectelor petroliere. Procesul de consultare trebuie reluat cu transparenţă ori de câte ori Guvernul are în vedere modificări ale cadrului de reglementare și, cu precădere, ale celui fiscal”.