Proiectul de lege propus de Ministerul Energiei se referă la un set de amendamente menite să adapteze cadrul legal existent la specificul proiectelor petroliere offshore, adică cele din Marea Neagră, acolo unde activează ExxonMobil, OMV Petrom, The Carlyle, Lukoil . Conform ministerului, se impune clarificarea și completarea prevederilor privind stabilitatea regimului fiscal și de redevențe petroliere incluse în Legea Offshore, cea promovată anul trecut de Liviu Dragnea. Asigurarea și reconfirmarea stabilității este o condiție esențiala nu numai din punct de vedere legal, dar și din punct de vedere economic, pentru a face posibilă continuarea investițiilor în proiecte offshore având în vedere: costurile semnificative ale investițiilor offshore, durata îndelungată a realizării proiectelor și riscurile specifice ridicate ale investițiilor offshore.
Gigantul american ExxonMobil a înștiințat Guvernul României, Autoritatea Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) și OMV Petrom, partenerul cu care caută gaze în Marea Neagră, că vrea să iasă din proiectul Neptun Deep. „După cum am discutat recent, ExxonMobil intenționează să ofere spre achiziție compania ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited (EMEPRL) sau interesele în blocul XIX Neptun și se așteaptă să înceapă discuțiile în următoarele săptămâni cu entitățile (third parties) interesate care vor fi implicate în procesul de ofertare. Mai întâi, consultanții noștri, secundați de potențialii cumpărători și consultanții lor, vor avea nevoie de informații referitoare la blocul Neptun Deep, clasificate de ANRM ca secrete, și care trebuie dezvăluite acestora. EMEPRL solicită respectuos ANRM să fie de acord cu această procedură de desecretizare. Toate informațiile dezvăluite către părțile terțe vor fi protejate de un acord de confidențialitate care va fi în vigoare la acel moment”, scrie în scrisoarea publicată de E-nergia. Se confirmă astfel o informație apărută în urmă cu câteva săptămâni cum că americanii vor să plece din România. În felul acesta, niciun gigant petrolier nu va mai fi prezent la noi, după ce Chevron a dat bir cu fugiții pentru că n-a găsit gaze de șișt în zona Moldovei. EMEPRL deține concesiunea pentru 50% din blocul Neptun Deep și este și operator. Firma este înregistrată în Bahamas și controlată 100% de gigantul american.
Perimetrul Neptun Deep, unde s-ar fi găsit rezerve de 42-84 miliarde de metri cubi, adică jumătate din resursa certă de gaze a României, reprezintă cel mai scump proiect de producție de hidrocarburi cu lucrări de explorare finalizate și gata să fie lansat din portofoliul de 40 de astfel de proiecte al gigantului american, având costuri de explorare capitalizate în valoare de peste jumătate de miliard de dolari, se arată într-un raport anual pe 2018 al companiei, depus la Comisia de supraveghere a pieței de capital din SUA, citat de Profit.ro. Astfel, potrivit sursei citate, la Neptun Deep au fost capitalizate sub formă de active costuri de explorare în valoare de 536 milioane dolari în perioada scursă între 2012, anul descoperirii zăcămintelor, și 2016, când au fost finalizate lucrările de explorare. Suma este mai mare decât cele aferente proiectelor Gorgon Area Ullage din Australia, care va extrage gaze în vederea lichefierii (318 milioane dolari în perioada 1994 – 2015) și Papua LNG (246 milioane dolari în 2017), următoarele două din clasament, potrivit Profit.ro.
Având în vedere nevoia de a avea un sistem fiscal competitiv care să atragă investiții, spun cei de la Ministerul Energiei, costurile ridicate și termenul lung de realizare și recuperare a investițiilor în sectorul offshore, este necesară eliminarea impozitării suplimentare a veniturilor pentru prețurile de vânzare la care investitorii nu realizează supraprofituri (între 45,71 lei/MWh și 100 lei/MWh). În cazul veniturilor suplimentare obținute în urmă practicării unor prețuri mai mari de 100 lei/MWh, grilă de impozitare de menține. Obţinerea unei nivel normal al rentabilității așteptate pentru investitor la un preț de 100 Lei/MWh fundamentează introducerea impozitului pe venitul suplimentar începând cu acest prag, în timp ce preţuri inferioare acestui nivel nu generează profituri suplimentare.
Se impune eliminarea utilizării prețului de referință în determinarea bazei de calcul a impozitului asupra veniturilor suplimentare pentru a pune în acord Legea offshore cu principiile fiscalității din România prevăzute de Codul Fiscal și cu practică internațională referitoare la determinarea impozitelor upstream pe baza prețurilor realizate. În plus, este necesară menționarea principiilor pentru determinarea prețului de referință în legislația primară pentru a asigura stabilitatea și predictibilitatea mediului legislativ.
Este necesară, susțin oficialii ministerului, mărirea nivelului maxim pentru deducerea investițiilor din segmentul upstream pentru determinarea impozitului suplimentar offshore de la 30% la 60%, pentru a menține competitivitatea sectorului offshore din România și a atrage investiții, având în vedere costurile și riscurile ridicate, respectiv termenul lung de realizare al investițiilor offshore din Marea Neagră.
Este necesară, de asemenea, eliminarea limitării deducerii investițiilor pentru calculul impozitului pe profit țînând cont de faptul că acest impozit are un caracter general și toate sectoarele de activitate trebuie tratate uniform, în conformitate cu prevederile Codului Fiscal. Astfel, se elimină discriminarea la care sunt supuși operatorii din sectorul offshore comparativ cu restul agenților economici, aceștia datorând impozit pe profit la o bază impozabilă artificial mărită din care nu se scad cheltuielile cu amortizarea tuturor investițiilor efectuate de operatorii offshore.
Pentru a permite implementarea practică a deducerii la calculul impozitului pe veniturile suplimentare offshore a valorii investițiilor din segmentul upstream, se impune clarificare legislativă și eventual emiterea unui ordin pentru clarificarea aplicării articolului 19, în special cu privire la alineatele 9 și 10. Agenția Națională pentru Resurse Minerale nu are în atribuțiile sale aprobarea tuturor investițiilor offshore efectuate de titulari (de ex. instalații tehnologice/facilități de tratare, prelucrare, transport; alte investiții cum sunt diverse infrastructuri, de exemplu platforme maritime, etc), verificarea valorii contabile a investițiilor intrând în competența Agenției Naționale de Administrare Fiscală.
Impozitul pe profit și impozitul pe veniturile suplimentare offshore sunt două impozite diferite și de aceea este necesar că baza impozabilă să fie determinată în mod adecvat pentru ambele impozite. În condițiile existenței a două impozite diferite, fiecare cu propriile reguli de determinare, nu se justifică afectarea unui drept de deducere stabilit prin reguli generale aplicabile impozitului pe profit, prin deducerea similară aplicabilă pentru impozitul pe veniturile suplimentare offshore, potrivit practicii internaționale relevante.
Se impune eliminarea obligațiilor de tranzacționare pe piețele centralizate din România pe termen mediu și lung pentru a avea asigurată piața de desfacere pentru gazele naturale din perimetrele offshore și, în consecință, veniturile necesare pentru recuperarea investițiilor majore pe care o presupun astfel de proiecte ăn conformitate cu practică internațională ăn domeniul resurselor naturale. De altfel, dreptul de a dispune liber de cantitățile de petrol și gaze naturale extrase, înscris în acordurile petroliere și prevăzut de Legea Petrolului că drept al oricărui titular de acord petrolier, a fost considerat de către investitori că fiind un element esențial al concesiunii și pe care aceștia l-au avut în vedere la încheierea acordului petrolier, respectiv la momentul efectuării investițiilor în România.
Situația de acum
Proiectele privind identificarea și punerea în valoare a unor noi resurse de hidrocarburi în sectorul românesc al Mării Negre reprezintă un obiectiv major al strategiei energetice și climatice a României. Securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României depinde, pe termen lung, de dezvoltarea resurselor interne, iar cel mai mare aport îl pot avea exploatările din Marea Neagră. Un alt argument solid pentru dezvoltarea sectorului este că gazele naturale reprezintă cel mai curat dintre combustibilii fosili, având emisii de carbon pe unitatea de energie cu 40% mai mici decât ale cărbunelui, precum și emisii considerabil mai mici de poluanți atmosferici.
România prezintă un potențial semnificativ de dezvoltare a sectorului gazelor naturale, însă exploatarea acestor resurse necesită investiții substanțiale. În aceste condiții, este necesară asigurarea condițiilor adecvate realizării investițiilor specifice pentru exploatarea descoperirilor de gaze naturale, precum și pentru continuarea operațiunilor de explorare și evaluarea a unor noi resurse de hidrocarburi în perimetrele offshore din Marea Neagră, îndeosebi în zona deepwater, dar și pentru redezvoltarea zăcămintelor existente și identificarea unor noi resurse în zone de mică adâncime.
Proiectele privind identificarea și punerea în valoare a unor noi resurse de hidrocarburi în sectorul românesc al Mării Negre necesită atât menținerea investitorilor prezenți, cât și atragerea unor noi investitori cu expertiză tehnică și capabilitățile necesare pentru a realiza investiții masive pe termen lung, cu un grad ridicat de risc, ce implică totodată utilizarea unor tehnologii performanțe.
Investițiile pe termen lung necesită un sistem coerent și previzibil de legi, politici și reglementări care să permită investitorilor să realizeze o planificare riguroasă și eficientă a programelor de investiții. Până în momentul de față s-au efectuat investiții semnificative în sectorul offshore din România (în ultimii 15 ani, în sectorul de offshore s-au investit aproximativ 2,5 miliarde de dolari în activitățile de explorare și peste 1 miliard de dolari în activități de dezvoltare și redezvoltare pentru zăcăminte existente), pornind de la premisa existenței unui climat legislativ stabil pentru întreaga durată a acordurilor petroliere. Stabilitatea fiscală și a redevențelor este esențială pentru a se asigura încrederea investitorilor pentru a decide avansarea în faza de dezvoltare.
Dezvoltarea unui cadru legislativ competitiv și stabil poate determina valorificarea pentru următoarele decenii a unui potențial substanțial de resurse naturale, cu impact economic semnificativ asupra economiei românești prin crearea de locuri de muncă bine remunerate, contribuții substanțiale la bugetul de stat, eliminarea riscurilor de securitate energetică și posibilitatea de a dobândi o poziție regională de influență în sectorul energetic.
Proiectele offshore din zona românească a Mării Negre au un profil de risc investițional specific, în condițiile în care:
- Operațiunile offshore presupun costuri ridicate asociate activităților de explorare și de exploatare;
- Incertitudinile geologice și de ordin tehnic asumate de investitori pentru fazele de explorare sunt semnificative;
- Lipsește o infrastructură offshore în amonte;
- Durata de viață a proiectelor offshore este mult mai mare comparativ cu alte proiecte de investiții, fiind necesari mai mult de zece ani de la confirmarea descoperirilor zăcămintelor până la faza de producție;
Statul român a reflectat nevoie de stabilitate încă de la momentul încheierii acordurilor petroliere și, implicit, a deciziilor inițiale de investiții, potrivit următoarelor prevederi legale:
(a) Legea petrolului nr. 134/1995: Art. 13 (5) “Prevederile acordului petrolier rămân valabile pe toată durata acestuia, în condiţiile existente la dată încheierii”,
(b) Legea petrolului nr. 238/2004: Art. 31 (2) “Prevederile acordului petrolier rămân valabile pe toată durata acestuia, cu excepția adoptării unor dispoziții legale favorabile titularului acordului petrolier” și Art. 61 (1) “Prevederile acordurilor petroliere aprobate de Guvern rămân valabile, pe întreaga lor durată, în condițiile în care au fost încheiate”,
(c) Ordonanță de Urgență a Guvernului nr. 160/1999 privind instituirea unor măsuri de stimulare a activităţii titularilor de acorduri petroliere şi subcontractanţilor acestora, care desfăşoară operaţiuni petroliere în perimetre marine ce includ zone cu adâncime de apă de peste 100 metri, aprobată prin Legea nr. 399/2001 (OUG nr.160/1999): Art. 1 “Titularii de acorduri petroliere și subcontractanții acestora, care desfășoară operațiuni petroliere, în perimetre marine ce includ zone cu adâncime de apă de peste 100 metri, beneficiază de următoarele măsuri de stimulare a activității: (a) pe perioada derulării acordului petrolier vor fi aplicabile reglementările fiscale existente la dată semnării acestuia” și art. 2 “Prevederile prezenței ordonanțe de urgență se aplică pe întreaga durată a acordurilor petroliere încheiate, sub rezervă reglementărilor fiscale și a altor dispoziții legale ulterioare mai favorabile titularilor de acorduri petroliere”,
(d) Clauze de stabilitate cuprinse în acordurile petroliere individuale.
Referitor la parametrii de taxare potrivit prevederilor în vigoare, estimările indică o rentabilitate redusă a proiectelor de investiții la prețuri de valorificare a producției de gaze naturale apropiate de maximul înregistrat în ultimii ani.