Construcţia unui sistem fiscal pentru industria extractivă de hidrocarburi – variabile şi opţiuni

Interesele investitorilor şi cele ale guvernelor nu sunt întotdeauna convergente. Această afirmaţie este cu atât mai valabilă în cazul impozitării sectorului de petrol şi gaze, având în vedere contribuţia substanţială a acestui sector la veniturile bugetului de stat, dar şi importanţa strategică a domeniului pentru asigurarea securităţii energetice a unei ţări.

În timp ce statul doreşte maximizarea veniturilor bugetare şi prelevarea de taxe şi impozite cât mai devreme, la începutul proiectelor, investitorii urmăresc maximizarea valorii pentru acţionari, finanţarea cu precădere a investiţiilor  şi eventuale plăţi către bugetul de stat cât mai târziu, abia după recuperarea costurilor.

Guvernele sunt interesate de diversificarea portofoliului de resurse pentru a-şi reduce riscurile şi a-şi întări securitatea energetică, în vreme ce investitorii urmăresc să-şi păstreze agilitatea în piaţă şi capacitatea de adaptare la schimbarea condiţiilor economice.

Este clar însă că un sistem fiscal adecvat pentru acest sector trebuie să asigure un echilibru între priorităţile guvernelor  şi cele ale investitorilor privaţi, satisfăcând totodată şi cerinţele societăţii civile. Un astfel de sistem trebuie să ducă la o situaţie „win-win-win” pentru toate părţile implicate – guverne, investitori, societate civilă.

România se află în faţa unui moment important. În 2014 vor fi luate decizii privind modificarea sistemului fiscal sau implementarea unuia nou pentru impozitarea producţiei de hidrocarburi. Acestea vor genera efecte pe termen mediu şi lung asupra întregii economii.  In acest context, cunoaşterea conceptelor de bază şi utilizarea unor informaţii fiabile pot facilita dialogul pe marginea cadrului fiscal.

Factorii cu putere de decizie în definirea unui sistem fiscal pentru industria extractivă de hidrocarburi trebuie să ţină seama de trei categorii de variabile interdependente: (i) elementele specifice unui sistem fiscal, (ii) condiţiile fizice / tehnice şi perspectivele de dezvoltare ale industriei, precum şi (iii) condiţiile la nivel macroeconomic.

Elemente specifice unui sistem fiscal

Baza sistemului fiscal pentru producţia de hidrocarburi este determinată de forma contractuală. Aceasta stabileşte drepturile şi obligaţiile investitorilor şi ale statului pentru fiecare proiect de explorare, dezvoltare şi producţie a hidrocarburilor. La nivel global există  trei tipuri principale de aranjamente juridice, cu diferenţe în ceea ce priveşte titlul de proprietate asupra resurselor exploatate şi modul de determinare a taxelor datorate către stat: (i) concesiune, (ii) contract de împărţire a producţiei, (iii) contract de servicii (în unele ţări se utilizează combinaţii între cele 3 sisteme de bază).

* Statele indicate cu culoarea gri nu au fost analizate.

Sursa: Prelucrare PwC din informaţii publice

Sistemul de concesiune este cel mai răspândit, fiind implementat în majoritatea statelor membre OCDE, cu precădere în Europa, Australia şi pe continentul nord-american, ţări cu regimuri fiscale şi legislaţie moderne şi stabile. Astfel, resursele subsolului aparţin statului (uneori pot apartine si persoanelor private) care acordă drepturile de explorare, dezvoltare şi exploatare unui investitor contra unei plăţi. Hidrocarburile exploatate devin proprietatea investitorului după extracţie, acesta din urmă plătind statului redevenţe. Sistemul de concesiune este mai flexibil din perspectiva statului.

În cazul contractelor de împărţire a producţiei resursele aparţin statului, dar odată exploatate, hidrocarburile se împart între investitor şi stat. Într-o primă etapă, investitorul are dreptul asupra unui volum din producţie necesar pentru recuperarea investiţiilor şi a costurilor de exploatare  (aşa-numitul „cost oil”), care uneori include şi plata unei redevenţe către stat. Ulterior, producţia suplimentară (aşa-numitul „profit oil”) este împărţită între investitor (care obţine astfel profit) şi stat, în cantităţi efective ori în valoarea de piaţă a volumului de producţie respectiv.

Contractul de împărţire a producţiei este utilizat în special în Asia şi în unele zone ale continentului african, a căror stabilitate legislativă este mai redusă. În aceste condiţii, investitorii caută siguranţă, iar acest tip de contract o oferă într-o mare măsură, deoarece clauzele contractuale sunt fixe şi nu pot fi modificate unilateral de către guvern, spre deosebire de o lege nationala aplicabilă întregii industrii care poate fi modificată unilateral de către stat (ca în cazul concesiunilor).

La sfârşitul perioadei contractuale, investiţiile efectuate (echipamente, infrastructură etc.) rămân în proprietatea statului. Dar totodată, acesta îşi asumă eventualele obligaţii de decontaminare care pot fi costisitoare. Litigiul de aproape două decenii dintre guvernul din Ecuador şi Texaco (ulterior achiziţionată de grupul Chevron în 2001) este un exemplu elocvent în ceea ce priveşte riscurile asumate de către stat în legătură cu decontaminarea.

Cea de-a treia formă contractuală este reprezentată de contractele de servicii, în baza cărora statul angajează companii care exploatează resursele în numele şi în beneficiul său (hidrocarburile rămân în proprietatea statului), în schimbul unui onorariu. Contractele de servicii sunt utilizate în state precum Iranul şi Mexicul, iar acesta din urmă ia în calcul renunţarea la acest sistem pentru că nu oferă perspective de dezvoltare suficient de atractive sectorului.

În contractele de concesiune, regimul fiscal este influenţat de: baza de impozitare şi sistemul de deduceri fiscale.

În ceea ce priveşte baza de impozitare, se practică două sisteme:

Sistemul bazat pe venit care presupune impunerea unei redevenţe asupra valorii producţiei de hidrocarburi, în baza unei cote unice (ca de exemplu în Croaţia – 5%, în Turcia – 12,5%), sau a unei cote diferenţiate în funcţie de nivelul producţiei (sistem aplicabil în momentul de faţă în Franţa, Italia, România etc.), de evoluţia preţului hidrocarburilor (Austria) şi / sau a altor factori (de exemplu calitatea ţiţeiului, tehnicile de exploatare, adâncimea zăcămintelor etc.). Avantajul major al sistemului pe venit este asigurarea unor fluxuri de redevenţe constante încă de la începutul producţiei, alături de transparenţa şi efortul moderat de implementare şi monitorizare pentru companii şi deopotrivă pentru guvern. În acest sistem investitorul îşi asumă întegral riscul de piaţă.

Sistemul bazat pe profit presupune taxarea suplimentară a profiturilor obţinute din producţia hidrocarburilor pe lângă impozitul pe profit care este datorat de companii. În acest sens, taxarea suplimentară se face cu o cotă unică nominală (Danemarca – 52%, Marea Britanie – 32%, Norvegia – 50% etc.), sau cu cote variabile în baza unui indicator numit „R-factor”. Acesta din urmă este determinat ca raport între veniturile cumulate şi costurile cumulate pentru producţia hidrocarburilor dintr-un zăcământ până la un anumit moment (similar celui implementat în Israel). Acest sistem se aplică prin determinarea profitului pe fiecare zăcământ în parte, încă de la început, şi astfel presupune eforturi de monitorizare şi control ridicate.

La o primă vedere, s-ar putea considera că acest sistem este mai avantajos pentru stat, dat fiind ratele nominale de taxare foarte ridicate comparativ cu ratele de redevenţă aplicate în sistemul pe venit. Insă aici intervine cu efecte semnificative cel de-al doilea element – sistemul de deduceri fiscale.

Deducerile se acordă pentru încurajarea investiţiilor în dezvoltarea zăcămintelor mici sau având condiţii dificile de producţie (cum ar fi offshore de mare adâncime, ţiţei greu, zăcăminte mature), care în alte condiţii nu ar fi profitabile şi, implicit, atrăgătoare pentru un investitor. Deducerile funcţionează ca o majorare din punct de vedere fiscal a cheltuielilor şi generează o scădere a bazei impozabile şi, deci, a profitului la care se aplică taxarea suplimentară (de ex. la nivelul lui 2012, prin raportare la venituri, ponderea încasărilor din taxa suplimentară a reprezentat 18% în Danemarca, 15% în Marea Britanie, respectiv 21% în Norvegia). Prin urmare, în ciuda faptului că ratele nominale de impozitare suplimentară a profiturilor sunt ridicate, rata efectivă de impozitare (calculată la nivelul veniturilor şi deci comparabilă cu redevenţele) este mult mai redusă. De asemenea, spre deosebire de sistemul bazat pe venituri, în acest sistem o parte din riscul proiectelor de exploatare este suportat de către stat deoarece, dacă proiectele nu sunt profitabile, acesta nu va încasa impozitul suplimentar.

În ceea ce priveşte impactul asupra veniturilor guvernelor, sistemul bazat pe profit poate implica fluctuaţii semnificative în funcţie de profitabilitatea obţinută din activitatea de exploatare a zăcămintelor. În plus statul poate colecta venituri doar după obţinerea de profit. În consecinţă, in acest sistem  riscul este împărţit între investitor şi stat. Comparativ, în sistemul bazat pe venit, colectarea este certă şi încă de la începutul producţiei.

Sumarizând, sistemul de impozitare bazat pe venit cu cote diferenţiate ale redevenţei încurajează producţia din zăcămintele marginale, asigură venituri constante la bugetul de stat încă de la începutul producţiei, oferă statului mai multă flexibilitate pe parcursul exploatării şi presupune eforturi de monitorizare şi administrare reduse. În schimb, sistemul de impozitare bazat pe profit  îşi atinge potenţialul în cazul zăcămintelor noi, cu rezerve certe şi mari, cu costuri de operare moderate. 

Condiţiile fizice / tehnice şi perspectivele de dezvoltare ale industriei – premisele iniţierii unei discuţii pentru stabilirea unui sistem fiscal optim pentru producţia de hidrocarburi

Companiile care activează în industria extractivă de hidrocarburi sunt supuse unor condiţii de operare şi de piaţă specifice diferite în fiecare ţară.  Sistemul  fiscal trebuie să ţină seama de acestea, deoarece influenţează capacitatea companiilor de a-şi derula activitatea în mod sustenabil  şi de a genera venituri pentru ele şi pentru stat.

Trebuie avute în vedere în principal:

• tipul de zăcăminte (convenţionale / neconvenţionale – de ex. de şist);
• distribuţia geografică a resurselor (onshore, respectiv offshore);
• mixul petrol / gaze;
• condiţiile tehnice şi geologice (gradul de epuizare a zăcămintelor, fragmentarea în plan teritorial care determină amploarea activităţilor de logistică, producţia per sondă etc.)
• calitatea hidrocarburilor.

Fiecare dintre aceste caracteristici influenţează costul de operare per unitate fizică de hidrocarbură extrasă, un indicator relevant pentru companiile care exploatează hidrocarburi şi care este determinant pentru preţul produselor finite şi implicit pentru profitabilitatea lor.

)”]

Sursa: Analiză PwC în baza rapoartelor autorităţilor naţionale / rapoartele anuale ale companiilor care activează în industria extractivă de hidrocarburi

O analiză a acestui indicator conduce la concluzia că ţările europene în care se înregistrează un cost de operare / bep scăzut aplică unele dintre cele mai mari rate nominale de taxare (Norvegia şi Danemarca) şi utilizează un sistem de concesiune bazat pe profit. În cazul Marii Britanii, costul de operare şi nivelul de taxare nominală ridicate sunt compensate prin sistemul de deduceri foarte generos.

Un sistem fiscal ar trebui să fie corelat şi cu trăsăturile caracteristice ale industriei. Investiţiile necesare explorării, dezvoltării şi producţiei hidrocarburilor sunt mari şi se fac pe termen lung, existând şi o competiţie între ţări pentru atragerea lor. Astfel, o ţară cu resurse potenţiale scăzute, deci cu o prospectivitate redusă, trebuie să ofere condiţii mai favorabile, în acest context o fiscalitate echilibrată fiind esenţială.

La nivel macroeconomic, strategia energetică naţională are capacitatea de a influenţa major un sistem fiscal. Obiectivele acesteia pot viza: creşterea producţiei pentru un anumit tip de hidrocarbură cu influenţe asupra independenţei energetice a ţării şi asigurarea securităţii aprovizionării, dezvoltarea industriei-suport pentru extracţia hidrocarburilor şi crearea de locuri de muncă, încurajarea exporturilor de produse energetice.

Din această perspectivă, autorităţile publice, prin fiscalitate (vorbim aici cumulat de nivelul de taxare şi sistemul de deduceri fiscale) au posibilitatea de a încuraja anumite investiţii. Un  exemplu în acest sens poate fi Rusia. Aceasta a adoptat recent un act normativ privind exceptarea de la plata taxei aferente extracţiei de hidrocarburi în perimetrul Bazhenov unde există rezerve uriaşe de petrol de şist (de aproximativ cinci ori mai mari decât perimetrul Bakken din SUA, zona care a generat revoluţia producţiei de petrol de şist din această ţară). Măsura a fost necesară datorită investiţiilor masive care trebuie făcute pentru importul de tehnologie din Statele Unite şi pentru construcţia infrastructurii.

În cazul României, o măsură de stimulare a investiţiilor în producţie ar putea fi acordarea de deduceri pentru zăcămintele mature cu scopul de a creşte gradul de recuperare al hidrocarburilor sau impunerea de cote reduse de redevenţă pentru proiectele de exploatare a zăcămintelor noi cu condiţii dificile.

De asemenea, contează şi modul în care se formează preţul, în special modul în care se stabileşte preţul de vânzare al hidrocarburilor. România, spre exemplu, cu o producţie majoritară de gaze naturale (70% din totalul producţiei de hidrocarburi), are un preţ reglementat, atât pentru consumatorii casnici, cât şi industriali, preţ de aproximativ trei ori mai mic decât al gazului din import. Liberalizarea preţurilor va avea ca efect şi creşterea veniturilor statului din redevenţe în sumă absolută şi ca procent din PIB.

Un sistem adecvat pentru România?

Stabilirea unui regim de impozitare a sectorului de petrol şi gaze adecvat pentru România trebuie să plece de la analiza condiţiilor specifice ale acestui sector în ţara noastră.

Raportat la datele de producţie din 2012, comparativ cu cei mai mari producători din Europa, ţara noastră este un jucător de talie redusă, înregistrând o producţie de petrol şi gaze naturale de cinci ori mai mică decât Olanda şi Marea Britanie, şi de treisprezece ori mai mică decât Norvegia.

* Producţia este exprimată în Mbep şi este aferentă anului 2012. Pentru Israel şi Croația producţia este aferentă 2011.

Surse: EIA, Autorităţile naţionale de reglementare, Rapoartele anuale ale companiilor

Producţia de hidrocarburi din România a cunoscut o dezvoltare notabilă în perioada de industrializare a ţării, ajungând la nivelul de vârf în 1976 pentru petrol şi 1986 pentru gazele naturale. Ulterior, s-a intrat pe un trend de scadere, cu o rată naturală a declinului de aproximativ 10% anual. Stoparea acestui declin şi menţinerea producţei necesită investiţii substanţiale şi continue pe două paliere: descoperirea şi exploatarea de noi zăcăminte, care presupune investiţii de capital mari în primele faze ale proiectelor în paralel cu investiţii în zăcămintele deja existente pentru a creşte gradul de recuperare, un proces costisitor şi complex din punct de vedere tehnic.

Sursa: BP Energy Statistical Yearbook 2013

Producţia de hidrocarburi în România nu este doar în scădere, ci şi mai scumpă decât în alte state, România având printre cele mai ridicate costuri de operare per baril şi printre cele mai mici producţii per sondă.

În Romania se înregistrează un cost de operare / bep ridicat din cauza gradului semnificativ de epuizare a zăcămintelor, un număr ridicat de zăcăminte şi un număr ridicat de sonde (aproximativ 13,000 de sonde) cu instalaţii şi echipamente comune şi un număr mare de personal implicat direct în producţie, cât şi din cauza calităţii scăzute a hidrocarburilor.

Sursa: Analiză PwC pe baza informaţiilor din surse publice

Sursa: Informaţii din surse publice, analiza PwC

De asemenea, calitatea scăzută a hidrocarburilor extrase duce la necesitatea tratării suplimentare, ceea ce presupune şi o valoare de piaţă mai mică a resurselor extrase.

În plus, companiile din România care activează în acest sector se mai confruntă cu o serie de dificultăţi de ordin economic şi logistic – în primul rând costuri de operare ridicate generate atât de maturitatea şi fragmentarea ridicate care conduc la cea mai scăzută producţie pe sondă din Europa, dar şi de costurile mari de finanţare a proiectelor, o ofertă scăzută de instalaţii de foraj pe piaţa locală şi lipsa infrastructurii de transport.

Exploatarea hidrocarburilor din perimetrele marine de mare adâncime din Marea Neagră prezintă de asemenea provocări de ordin tehnic deoarece informaţiile geologice cu privire la topografia fundului mării sunt limitate şi implicit riscurile de eşec ale unor investiţii în explorare sunt mari, apele de adâncime din Marea Neagră prezintă o toxicitate ridicată, nemaiîntâlnită în altă zonă de pe glob, şi există un risc ridicat de coroziune mai rapidă a echipamentelor.

Suplimentar, lipsa infrastructurii de transport şi accesul la Marea Neagră limitat prin Strâmtoarea Bosfor generează costuri logistice şi de mobilizare ridicate. La acestea se adaugă şi existenţa unui număr redus de companii pe piaţă locală specializate în foraje în perimetre maritime, ceea ce va necesita aducerea de firme străine, crescând astfel costurile de explorare şi exploatare.

Prin urmare, România nu se află într-o poziţie privilegiată, riscurile tehnice şi geologice ale zăcămintelor româneşti fiind mari şi în creştere, costurile de operare ridicate, iar necesarul de investiţii ridicat. Mai mult, putem spune că ţara noastră se află într-o situaţie extremă, ţinând cont că rezervele convenţionale sunt aproape epuizate, iar cele neconvenţionale sau zăcămintele de mare adâncime din Marea Neagră, aşa numitele resurse „de frontieră”, necesită investiţii foarte mari şi tehnologie avansată, de care dispun numai câteva companii la nivel mondial. Ne referim în special la marile companii energetice americane obişnuite  cu tehnica de extracţie a gazelor de şist şi cu exploatarea de mare adâncime în condiţii extrem de dificile.

În aceste condiţii, România are nevoie de un sistem de impozitare a sectorului de petrol şi gaze cu rate efective moderate, apropiate de ţările cu profil similar (Italia 8% din venituri, Franţa 4% din venituri), care să atragă investitorii în domeniu. De asemenea, România ar trebui să păstreze sistemul de concesiune, aplicabil în toate statele OCDE. Impozitarea pe venit a sectorului este cea mai adecvată pentru dezvoltarea economică pe termen scurt, mediu şi lung a ţării, implicând costuri reduse de administrare fiscală, predictibilitate atât pentru investitori, cât şi pentru stat şi venituri constante la bugetul public, din momentul începerii exploatării zăcămintelor. Acest sistem este transparent şi mai uşor de înţeles de către opinia publică. Suplimentar, sistemul ar putea fi flexibilizat astfel încât să acomodeze condiţiile de producţie pentru diferite zăcăminte, posibil prin acordarea de deduceri fiscale sau alte stimulente de investiţii.

În schimb, sistemul de impozitare bazat pe profit nu este adecvat pentru zăcămintele convenţionale aflate în prezent în exploatare în România, având în vedere că profitabilitatea la nivel de zăcământ este dificil de determinat. Acest lucru este cauzat de existenţa instalaţiilor şi echipamentelor comune de producţie şi servicii pentru mai multe zăcăminte, de provocările legate de preţurile de transfer între unităţi operaţionale separate în cazul companiilor integrate vertical şi de dificultatea determinării precise a costurilor înregistrate în trecut cu dezvoltarea şi operarea zăcămintelor.

Nu trebuie pierdut din vedere faptul că investiţiile în sector se fac pe termen lung, cu un orizont de 7 până la 10 ani pentru recuperarea acestora. România trebuie să asigure un cadru legal, de reglementare şi fiscal stabil, transparent, predictibil şi competitiv pentru dezvoltarea sectorului de producţie de petrol şi gaze şi menţinerea gradului ridicat de independenţă energetică.

________________________