Redevenţele din România, între sforării şi inconştienţă

În acest an, Guvernul României ar trebui să aibă iniţiativa renegocierii redevenţelor în cazul contractelor de concesiune a resurselor naturale.

Deşi extrem de vocal în perioada în care s-a aflat în opoziţie, premierul V.V. Ponta nu dă niciun semn că ar intenţiona renegocierea redevenţelor şi să stopeze acumularea pierderilor generate de privatizările păguboase realizate de mentorul său politic, Adrian Năstase.

Privatizarea Petrom este un caz celebru de vânzare pe nimic a unor resurse valoroase, dar şi astăzi toată clasa politică (şi o bună parte din mass-media) încearcă să inoculeze electoratului ideea că, de fapt, acest jaf a fost o acţiune în beneficiul bugetului statului. (…)

Până la momentul actual, pierderile totale ale statului român de pe urma vânzării Petrom (preţ de vânzare subevaluat plus regim inadecvat de redevenţe) depăşeşte 25 de miliarde de dolari şi această sumă creşte cu aproximativ 3 milioane de dolari pe zi. Întreaga clasă politică este responsabilă pentru aceste pierderi.
Traian Băsescu a semnat memorandumul cu Banca Mondială prin care s-a angajat să privatizeze Petrom, Guvernul lui Adrian Năstase a operat vânzarea, iar Parlamentul a votat Legea privatizării Petrom, deci nu există vreo forţă politică majoră care să poată clama că nu are o parte din vină pentru acest dezastru.

Cotidianul.ro deschide, în cele ce urmează, o dezbatere privind provocările şi soluţiile securităţii energetice a României. (R.C.)

Sectorul energetic din România – Provocări actuale şi soluţii pentru viitor

Studiul de faţă prezintă evoluţia producţiei autohtone de petrol¹ şi analizează perspectivele acesteia în următorii 20 de ani, identificând condiţiile de producţie specifice României şi necesarul de investiţii pentru menţinerea unui nivel rezonabil de dependenţă de importurile de energie. De asemenea, sunt analizate tipurile de impozitare utilizate la nivel global pentru producţia de ţiţei şi gaze şi se recomandă sistemul adecvat pentru România, ţinând seama de caracteristicile locale.

1. Istoria unui „mit”: bogăţia de ţiţei şi gaze a României

Producţia de hidrocarburi din România a cunoscut o dezvoltare notabilă în perioada de industrializare a ţării, ajungând la nivelul de vârf în 1976 pentru ţiţei şi 1986 pentru gazele naturale.

Fig. 1
Sursa: Energy balance 1970-2009: BP Statistical Review of World Energy June 2010; National Forecasting Commission; EU Energy Trends 2030

În ultimii 30 de ani, România a înregistrat un declin constant al producţiei de ţiţei şi gaze, cu o rată naturală de scădere de aproximativ 10% anual, pe fondul epuizării rezervelor din zăcămintele aflate în exploatare, multe dintre aceste perimetre onshore fiind în producţie de câteva zeci de ani.

Declinul a fost temperat într-o anumită măsură de investiţiile făcute în ultimii 10 ani. Am asistat astfel la prăbuşirea „mitului” bogăţiei de ţiţei şi gaze naturale a României.

2. Relativ autonomi energetic, dar până când?

În prezent, România se găseşte într-o situaţie de dependenţă relativ scăzută de importurile de energie, comparativ cu alte ţări din Uniunea Europeană (Fig. 2).

Ţara noastră este printre primele trei state europene cel mai puţin dependente de importuri, cu doar 21%. Numai Danemarca şi Estonia au o situaţie mai favorabilă din acest punct de vedere. Spre comparaţie, în UE, cererea primară de energie este asigurată doar în proporţie de 47% din producţia internă, diferenţa provenind din importuri. Riscurile provin însă din dependenţa României de o singură sursă de aprovizionare cu gaz natural din import.

Acoperirea consumului intern brut de energie din producţia internă

Irlanda——-13
Italia————-18
Portugalia———–22
Spania—————–25
Belgia———————–30
Austria—————————–34
Grecia——————————34
Slovacia—————————–35
Germania——————————-39
Ungaria————————————42
EU [27]—————————————-47
Franţa——————————————————-52
Bulgaria———————————————————-64
Marea Britanie ————————————————– 65
Polonia —————————————————- 67
Republica Cehă ——————————————————————74
România ———————————————————— 78
Olanda ————————————————————-79
Estonia ——————————————————————— 82
Danemarca ———————————————————————————- 111

Fig. 2 Sursa: EU Energy Trends (2009); INSSE (2011)

O evoluţie a balanţei energetice a ţării noastre între 1980 şi evidenţiază aproape o înjumătăţire a cererii primare de energie cauzată de procesul de dezindustrializare, dar şi de apariţia unor tehnologii mai eficiente din punct de vedere energetic.

În 2011, producţia internă a fost de 27,5 milioane tone ţiţei echivalent (mn toe), acoperind 78% din cererea primară de energie de 34,9 mn toe. Din cele 27,5 mn toe produse, 19,5 mn toe erau acoperite de ţiţei, gaze şi cărbune, restul de 8 mn toe de nuclear, hidro şi regenerabile.

Pe baza datelor de producţie din 2012, rezultă că ţara noastră este un jucător de talie redusă în Europa, înregistrând o producţie de ţiţei şi gaze naturale de 13 ori mai mică decât Norvegia şi de cinci ori mai mică decât Olanda şi Marea Britanie. De asemenea, se observă că producţia României este în prezent doar
puţin mai mare decât cea a Germaniei şi Italiei, ţări care nu sunt cunoscute ca având tradiţie în acest sector.

Sectorul autohton de producţie de ţiţei şi gaze se confruntă cu o serie de provocări majore:

Fragmentare – Câmpurile petrolifere sunt caracterizate de o structură fragmentată, cu multe zăcăminte mici. Conform ANRM, Petrom operează 300 zăcăminte, iar Romgaz 121. În cazul Petrom, din cele 300 zăcăminte operate, 6 îi asigură circa 40% din producţie.

Grad de epuizare avansat – Zăcămintele din România au o maturitate accentuată şi se înregistrează un declin pronunţat al producţie. Gradul de epuizare estimat al zăcămintelor2 din România este de aproximativ 87%, situaţie oarecum comparabilă cu cea a zăcămintelor din Turcia şi Marea Britanie.

În consecinţă, menţinerea nivelului producţiei necesită eforturi semnificative pentru creşterea gradului de recuperare (IOR/EOR, prin injecţii de abur, polimeri etc.), cu consecinţe asupra creşterii costurilor tehnice.

Productivitate mică pe sondă – Din cauza numărului mare de zăcăminte cu un grad avansat de epuizare şi a dispersiei acestora, sunt operate aproximativ 13.000 de sonde, cu instalaţii şi echipamente comune şi un număr mare de personal implicat direct în producţie. În aceste condiţii, productivitatea pe sondă în România este una dintre cele mai scăzute din Europa, cu doar 21 de bep/zi.

Spre comparaţie, producţia per sondă în statele membre OPEC este cu mult mai mare (Arabia Saudită – 2866 bep/zi, Irak – 1731 bep/zi, iar două sonde din Arabia Saudită produc mai mult decât întreaga Românie). De asemenea, ţara noastră se situează chiar şi în urma unor state europene cu producţie comparabilă aşa cum este Italia, care are o productivitate pe sondă de aproximativ 10 ori mai ridicată – 267 bep/zi.

Calitatea ţiţeiului şi gazelor naturale – Conţinutul ridicat de sulf şi prezenţa apei în resursele extrase duce la necesitatea tratării suplimentare, ceea ce duce şi la o valoare mai mică a acestora.

Finanţare şi probleme logistice – Companiile din România care activează în acest sector se mai confruntă cu o serie de dificultăţi de ordin economic şi logistic, cum ar fi costurile mari de finanţare a proiectelor, o ofertă scăzută de instalaţii de foraj pe piaţa locală şi lipsa infrastructurii de transport.

Astfel, sectorul de producţie de ţiţei şi gaze din România operează cu costuri mari, mult peste media ţărilor europene Din acest punct de vedere, numai Marea Britanie înregistrează costuri de producţie mai mari în Europa, în condiţiile în care producţia britanică este în totalitate off-shore, implicând deci cheltuieli de capital mari pentru dezvoltare şi întreţinere.

În schimb, statele cu producţie mare de ţiţei şi gaze (cum este Norvegia) sau cele care operează zăcăminte noi şi de mari dimensiuni (Israel) au costuri de operare de până la şase ori mai mici.

3. Investiţiile – singura soluţie pentru viitor

Dacă se analizează situaţia balanţei energetice a României în următorii 20 de ani, construită pe bază de informaţii publice disponibile în acest moment, cu estimările şi aproximările inerente, dar plauzibile, dependenţa istorică scăzută de importuri a României s-ar putea modifica semnificativ în viitor, în condiţiile creşterii cererii interne de energie, a continuării declinului producţiei de ţiţei şi gaze din zăcămintele aflate în exploatare, a neimplementării programului de creştere a eficienţei energetice şi a nedezvoltării rezervelor de ţiţei şi gaze.

Stoparea acestui declin şi menţinerea producţiei necesită investiţii substanţiale şi continue în două direcţii: descoperirea şi exploatarea de noi zăcăminte, în paralel cu creşterea gradului de recuperare din zăcămintele deja existente, un proces costisitor şi complex din punct de vedere tehnic.

Există totuşi motive de optimism. Dezvoltarea tehnologiilor moderne a crescut în mod semnificativ volumul rezervelor exploatabile comercial. România trebuie să facă faţă simultan la trei provocări majore:

• creşterea gradului de recuperare din perimetrele mature, care este un proces complex şi costisitor;

• dezvoltarea zăcămintelor de gaze naturale offshore, care este dificilă din punct de vedere 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, cu un risc ridicat de coroziune mai rapidă a echipamentelor. Aceste aşa-numite resurse „de frontieră”, necesită investiţii foarte mari şi tehnologie avansată, de care dispun numai câteva companii la nivel mondial (marile companii energetice americane obişnuite cu tehnica de
extracţie a gazelor de şist şi cu exploatarea de mare adâncime în condiţii extrem de dificile). De asemenea, astfel de exploatări necesită cheltuieli de capital foarte mari (se estimează că programul de explorare în Marea Neagră va costa aproximativ 1 miliard de dolari);

• exploatarea gazelor de şist, cu potenţial incert şi contestată de o parte a societăţii. În acest sens, trebuie avută în vedere recenta recomandare a Uniunii Europene privind standardele de protecţie a mediului în cazul exploatării gazelor de şist.

Potenţialul de creştere al producţiei de ţiţei şi gaze pentru perioada 2010 – 2030 este estimat între 120 şi 170 mn toe, care nu ar face însă decât să compenseze declinul producţiei din zăcămintele aflate în exploatare în prezent (producţia actuală fiind de circa 12,8 mn toe). Valorificarea rezervelor potenţiale de petrol şi gaze şi atingerea ţintei de creştere a eficienţei energetice ar putea determina o scădere a ponderii importurilor în total consum la circa 18% în 2030.

La orizontul anului 2030 există riscul ca, în absenţa investiţiilor care să permit valorificarea rezervelor potenţiale de ţiţei şi gaze şi atingerea ţintei de creştere a eficienţei energetice, ponderea importurilor în total consum să crească până la 50%, iar acestea să reprezinte circa 88% din consumul total de ţiţei şi gaze estimat. Concluzia ar fi că entuziasmul manifestat recent în diverse cercuri cu privire la potenţialul de petrol şi gaze al României ar trebui temperat.

Pentru atingerea obiectivelor din balanţa energetică prognozată, se estimează că,în medie, România ar trebui să investească în sectorul de energie între 3 şi 4 miliarde de Euro anual până în 2030. Menţinerea producţia de ţiţei şi gaze aproximativ la nivelul actual necesită investiţii de circa 30 mld Euro (cumulat
pentru onshore convenţional şi neconvenţional, şi offshore), respectiv 1,5 mld anual în perioada 2010 – 2030. Ar trebui subliniat de asemenea faptul că pentru a menţine importurile la 18-20%, ar trebui implementate şi programe de creştere a eficienţei energetice care să ducă la scăderi ale consumului primar de energie cu peste 40 mn toe în aceeaşi perioadă.

Chiar şi în condiţiile în care se iau rapid deciziile de investiţii care se impun, ponderea importurilor va creşte semnificativ în totalul consumului până în jurul anului 2020, când ar trebui să înceapă exploatarea rezervelor din perimetre maritime de mare adâncime şi a celor neconvenţionale (condiţionat de acceptarea publică, rezultatul explorărilor, de cadrul legal şi de reglementare, de cel fiscal, de decizii comerciale etc.). Cu alte cuvinte, înainte de a fi mai independentă, România va fi pentru o perioadă de cel puţin 10 ani mai dependentă de importuri. În sfârşit, ar merita menţionat de asemenea că rezervele neconvenţionale de gaze de şist sunt estimate pe baza unui raport publicat de US EIA în aprilie 2011. Un raport recent al aceleiaşi agenţii revizuia în sus rezervele de gaze de şist ale României la 1400 mld mc (înainte de a fi fost forată prima sondă de explorare şi de a fi extrasă prima moleculă de gaze de şist). Există un număr semnificativ de cazuri, inclusiv în regiunea noastră (Polonia), în care estimări iniţiale foarte optimiste ale aceleiaşi agenţii au fost revizuite dramatic în jos (între şase şi cincisprezece ori!), aşa încât o atitudine mai prudentă este mai potrivită, cel puţin până la finalizarea explorărilor.

Punerea în valoare a acestor resurse presupune investiţii masive în sectorul de explorare şi producţie, precum şi în infrastructura de transport. Dacă pentru ţiţei infrastructura din România este relativ bine pusă la punct, pentru gazele naturale este nevoie de investiţii considerabile, o mare parte a reţelei de transport necesitând reabilitare şi dezvoltare, inclusiv pentru preluarea producţiei potenţiale din Marea Neagră, în perspectiva finalului de deceniu, când se estimează că se va trece la exploatare efectiv. Sistemul utilizat de operatorul de transport de gaze este unul manual, necesitând modernizare. Este totodată necesară finalizarea interconectării cu reţelele de gaze ale UE şi ale statelor vecine pentru diversificarea surselor de aprovizionare şi pentru eventualul export al gazelor pe piaţa UE.

Suplimentar, lipsa infrastructurii de transport şi accesul dificil în Marea Neagră prin Strâmtoarea Bosfor generează costuri logistice şi de mobilizare ridicate. La acestea se adaugă şi numărul redus de companii pe piaţă locală specializate în foraje în perimetre maritime, ceea ce necesită aducerea de operatori străini, 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. Potenţialul relativ scăzut, volumul semnificativ de investiţii necesar, tehnologiile scumpe, costurile de extracţie şi nevoia de resurse de management semnificative fac ca investiţiile în extracţia de ţiţei şi gaze onshore din România să nu apară ca foarte atrăgătoare pentru investitori.

4. Ce riscă România dacă nu susţine investiţiile din sectorul energetic

Alternativa la neimplementarea programului de investiţii ar reprezenta-o creşterea importurilor pentru acoperirea cererii de energie. Întrebarea care se pune este ce ar fi rău în asta? Experienţa recentă a unor ţări poate reprezenta o lecţie utilă pentru România.

Brazilia s-a confruntat în ultimii 20 de ani cu o creştere semnificativă a consumului de gaze, în condiţiile în care producţia internă a rămas relativ constantă. Pentru a satisface cererea de gaze, s-a recurs la importuri masive din Bolivia. În ultimii ani, stabilitatea aprovizionării cu gaze din Bolivia a fost ameninţată de opoziţia violentă faţă de exportul de gaze şi de naţionalizarea sectorului. În plus, în Brazilia gazul este utilizat şi ca o soluţie de rezervă la energia electrică produsă de hidrocentrale, în condiţiile unei secete accentuate şi de durată. În consecinţă, ţara este nevoită să importe gaz natural lichefiat (LNG) pe care îl plăteşte foarte scump.

Un alt caz relevant este Argentina. Ţara este cel mai mare producător de gaze şi unul semnificativ de ţiţei în America de Sud. Tradiţional, Argentina era un exportator net, însă situaţia s-a inversat recent şi aici, din cauza creşterii semnificative a consumului de gaze în condiţiile declinului producţiei. Controlul administrativ al preţurilor şi naţionalizarea operaţiunilor firmei spaniole Repsol au descurajat investiţiile şi au redus dramatic interesul pentru această ţară.

Şi, în sfârşit, un exemplu din imediata noastră vecinătate. Ucraina are o producţie internă de gaze relativ stabilă, care asigură aproximativ 20 % din consum. Diferenţa este acoperită de importul din Rusia. Ucraina avea o poziţie puternică în negocierea preţului gazului, ca ţară de tranzit pentru exporturile ruseşti de gaze către Europa Occidentală. După criza din 2009, care a dus la un minim al importurilor de gaz rusesc, consumul în sectorul industrial al Ucrainei şi volumul importurilor din Rusia au crescut semnificativ. Dar şi preţul gazului de import a crescut şi el cu 40% în ultimii doi ani.

Aceste exemple ne arată că dependenţa semnificativă de importuri şi un cadru de reglementare care nu încurajează investiţiile în dezvoltarea de noi resurse sau de surse alternative de aprovizionare cu energie la costuri rezonabile pot să aibă consecinţe negative asupra independenţei energetice a unei ţări şi asupra costurilor importurilor, respectiv a balanţei comerciale şi de plăţi.

5. Disponibilitatea resurselor pentru investiţii

Potrivit unui studiu Wood Mackenzie şi PwC, existau la nivel global resurse financiare pentru investiţii în sectorul upstream de 1.800 de miliarde de dolari SUA în perioada 2011-2014). 35% dintre acestea urmau să fie făcute de guverne şi companii naţionale de petrol şi gaze, iar 65% de către investitori privaţi.

Sumele alocate pentru investiţii în sectorul de petrol şi gaze la nivel global

Sursa: Wood Mackenzie, analiză PwC

În Europa, ţările cu cele mai bune perspective de a atrage investiţii în sectorul de explorare şi producţie de ţiţei şi gaze sunt Norvegia, Marea Britanie, Italia şi România. Între aceste ţări există însă diferenţe în ceea ce priveşte calitatea infrastructurii, riscul de ţară şi costurile finanţării, expertiza tehnică şi calitatea
forţei de muncă specializate. România are potenţialul de a deveni un hub regional în SEE (export de gaze, de know-how şi firme specializate), însă se află într-o competiţie globală acerbă pentru atragerea de investiţii.

6. Ce caută investitorii?

Deciziile de investiţii în acest sector se fac după o analiză care ia în calcul oportunităţile rezultate din disponibilitatea diferitelor tipuri de resurse, uşurinţa accesului fizic la acestea şi potenţialul de recuperare din zăcământ, dar ţine de asemenea cont şi de 3 factori de risc: complexitatea producţiei, factori
comerciali, factori politici şi fiscali.

Sistemul fiscal şi nivelul de impozitare trebuie corelate cu trăsăturile caracteristice ale industriei şi profilul de risc

Complexitatea producţiei este influenţată de cerinţele tehnologice ale exploatării, de competenţele operaţionale necesare şi de know-how-ul existent la nivelul fiecărei companii pentru exploatarea diferitelor tipuri de resurse.

Factorii comerciali se referă la uşurinţa accesului pe piaţă, la infrastructura de transport a petrolului şi gazelor naturale, gradul de liberalizare a pieţei de ţiţei şi gaze, dar şi la cererea existentă pe piaţă, în funcţie de aceasta devenind rentabilă exploatarea unor zăcăminte mai greu accesibile, care presupun costuri mai ridicate de foraj şi extracţie.

Riscurile politice şi fiscale se referă la stabilitatea şi transparenţa cadrului fiscal şi legislativ.

După analiza acestor factori, investitorii îşi stabilesc ţinta de profitabilitate. Spre exemplu, exploatarea perimetrelor mature din apele de mică adâncime din Golful Mexic şi Marea Nordului presupune riscuri mai scăzute (beneficiază de infrastructură energetică de calitate, cadru fiscal stabil etc.), dar şi profitabilitate mai scăzută pentru investitori, combinat cu un nivel crescut de prelevări ale statului prin taxe, impozite şi redevenţe (în paralel cu deduceri fiscale generoase pentru investiţii). În schimb, în câteva state africane în care riscurile politice şi fiscale sunt mari, se practică acordurile de împărţire a producţiei.

7. Consideraţii asupra sistemului de impozitare a sectorului de ţiţei şi gaze

Interesele investitorilor şi cele ale guvernelor nu sunt întotdeauna convergente. Această afirmaţie este cu atât mai valabilă în cazul impozitării sectorului de ţiţei 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.

În definirea unui sistem fiscal pentru industria extractivă de ţiţei şi gaze, legiuitorul 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.

Sistemul fiscal şi nivelul de impozitare trebuie corelate cu trăsăturile caracteristice ale industriei şi profilul de risc

Sursa: analiză PwC

La baza sistemului fiscal pentru producţia de hidrocarburi stă forma contractuală de exploatare a resurselor. 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).

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 (doar in cazuri exceptionale 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 oferă dreptul de acţiune unilaterală, prin care poate stabili spre exemplu nivelul de impozitare al sectorului.

În cazul contractelor de împărţire a productiei resursele aparţin statului, dar exploatare odată exploatate, hidrocarburile se împart între investitor şi stat. Într-o etapă, investitorul are dreptul asupra unui volum din producţie necesar pentru recuperarea investiţiilor şi a costurilor de exploatare, 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 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.

8. Elemente specifice ale contractelor de concesiune

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 concesiune şi redevenţe – presupune impunerea unei redevenţe asupra valorii producţiei de ţiţei şi gaze, în baza unei cote unice (exemplu Croaţia – 5%, 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 integral riscul de piaţă.

Sistemul bazat pe profit – presupune taxarea suplimentară a profiturilor obţinute din producţia de ţiţei şi gaze pe lângă impozitul pe profit care este datorat de companii. În acest sens, taxarea suplimentară se face cu o cotă unică nominală (Danemarca – 52%, Norvegia – 50%, Marea Britanie – 32% 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 şi Australia). Sistemul presupune determinarea profitului pe fiecare zăcământ în parte, încă de la început, necesitând astfel eforturi de monitorizare şi implementare ridicate.

La o primă vedere, ar părea 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 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, calculând o redevenţă echivalentă din aplicarea taxării suplimentare plus sistemul de deduceri, ponderea încasărilor din taxa
suplimentară a reprezentat 21% în Norvegia, 18% în Danemarca, respectiv 15% în Marea Britanie). 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, în acest sistem riscul este împărţit între investitor şi stat. Comparativ, în sistemul bazat pe venit, colectarea este certă şi încă de la începutul producţiei.

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 poate fi aplicat mai bine în cazul zăcămintelor noi, cu rezerve certe şi mari, cu costuri de operare moderate.

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 am 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 pentrum importul de tehnologie din Statele Unite şi pentru construcţia infrastructurii.

9. Noi ce alegem?

În prezent, România aplică un sistem de redevenţe cu cote diferenţiate pe patru intervale în funcţie de nivelul de producţie per zăcământ. În cazul exploatării de ţiţei, redevenţa este între 3,5% şi 13,5%. Astfel, pentru o producţie sub 10.000 de tone per trimestru se aplică cota minimă de 3,5%, între 10 şi 20.000 de tone – 5%, între 20 şi 100.000 – 7%, iar pentru zăcămintele cu o producţie trimestrială mai mare de 100.000 de tone se aplică cota maximă de 13,5%. În cazul producţiei de gaze naturale, pragurile de redevenţă sunt între 3,5% şi 13%.

Pentru zăcămintele cu o producţie anualizată sub 40 de milioane de metri cubi se aplică cota minimă, pentru cele cu între 40 şi 80 de milioane – 5%, pentru zăcămintele cu o producţie între 80 şi 400 de milioane de metri cubi – 7%, iar pentru zăcămintele cu o producţie anuală mai mare de 400 de milioane de metri cubi se aplică redevenţa maximă de 13%. În România, redevenţa medie este de 7-8% din veniturile totale din sectorul de upstream.

Caracteristicile sectorului de petrol şi gaze din România

Sursa: Analiză PwC

Aşa cum se vede, România are o prospectivitate moderată şi cu provocări tehnice şi geologice semnificative. Având în vedere această situaţie, ţara noastră are nevoie de un sistem de impozitare a sectorului de ţiţei şi gaze cu rate efective moderate, apropiate de ţările cu profil similar, care să atragă
investitorii în domeniu.

Am efectuat recent o analiză a modelelor de impozitare a sectorului de ţiţei şi gaze practicate la nivel global pentru a identifica ţările comparabile cu România. Această analiză a luat în calcul particularităţile tehnice şi geologice ale fiecărei ţări în parte. S-au avut în vedere mai multe elemente precum: volumul producţiei totale, structura producţiei (onshore vs. offshore, ţiţei vs. gaze naturale), producţia medie pe sondă, costul de operare per barilul extras şi maturitate medie a zăcămintelor. Pentru ţările comparabile cu România, s-a analizat şi sistemul de redevenţe aplicat.

Analiza întreprinsă a arătat că statele europene cele mai asemănătoare ca profil şi structură a producţiei cu România sunt Italia şi Franţa.

Astfel, Italia, ţară cu o maturitate ridicată a zăcămintelor, producţie preponderent de gaze naturale onshore, dar cu o productivitate per sondă semnificativ mai ridicată decât în România aplică o cotă de redevenţă diferenţiată în funcţie de productivitatea zăcămintelor, între 0 şi 10% din valoarea producţiei, cu un nivel mediu al redevenţei de 8%. De asemenea, în Franţa, ţară cu o producţie mai mică de petrol şi gaze dar cu o structură de producţie similară cu România, cu maturitate avansată, fragmentare a zăcămintelor şi productivitate mică per sondă, aplică un nivel mediu de redevenţă de 4% din valoarea producţiei.

Un alt caz de stat parţial comparabil cu România din punct de vedere al producţiei de ţiţei şi gaze este Turcia. Aceasta are o producţie totală semnificativ mai mică decât România, formată preponderent din ţiţei (80%), pe când 70% din producţia României este alcătuită din gaze naturale. În schimb, din punctul de vedere al productivităţii per sondă, al maturităţii medie a zăcăminte şi al costurilor de operare, cele două ţări au un profil similar. Turcia aplică o redevenţă fixă de 12,5%, indiferent de volumul producţiei, fapt explicat prin nivelul mai ridicat al preţurilor pe piaţa turcă – astfel la nivelul lui 2012, preţul mediu al gazelor naturale a fost de aprox. 340 USD / 1.000 m3 în Turcia, respectiv 145 USD / 1.000 m3 în România, în vreme ce la ţiţei a fost de aprox. 103 USD / baril în Turcia, comparativ cu 94 USD / baril în România, situaţie generată de diferenţa de calitate.

O altă ţară care aplică o cotă de redevenţă fixă este Croaţia, la nivelul de 5% pentru zăcămintele autorizate până la sfârşitul anului 2009 şi de 10% pentru cele autorizate începând cu 2010. Preţurile medii la ţiţei şi gaze naturale sunt mai mari în Croaţia decât în România. De asemenea, producătorii din Croaţia au şi o serie de alte avantaje tehnice – producţia medie per sondă fiind aproape triplă decât cea din România, iar costurile de operare mai mici.

În schimb, ţări precum Norvegia, Marea Britanie sau Israel nu sunt comparabile cu România. În cazul Norvegiei şi Marii Britanii, acestea au producţii totale mult mai mari decât cea a României (de 13 ori mai mari în cazul Norvegiei şi de şase ori mai mare în cazul Marii Britanii). De asemenea, producţia medie per sondă este semnificativ mai mare, ceea ce duce şi la costuri de operare mai scăzute. În aceste condiţii, Norvegia şi Marea Britanie aplică o taxare suplimentară a profiturilor cu o cotă unică nominală de 50% Norvegia şi 32% Marea Britanie.

Trebuie spus însă şi că din momentul în care Marea Britanie a introdus în urmă cu un deceniu supra-taxarea pentru sectorul petrolier, s-a observat un declin masiv al investiţiilor în sector, ceea ce a antrenat şi o scădere cu până la 60% a producţiei. În aceste condiţii, autorităţile guvernamentale britanice au fost nevoite să intervină şi să acorde deduceri pentru stimularea investiţiilor, fapt ce dus a creşterea producţiei, însă cu preţul unei rate efective de impozitare mult diminuate (o rată efectivă de impozitare de 15%, faţă de cota nominală de 32%).

Israelul, ţară care a descoperit recent două masive zăcăminte de gaze naturale în largul coastelor sale, aplică un sistem de impozitare de tip R-factor, potrivit unor astfel de exploatări noi.

Ca urmare a analizei noastre rezultă că România ar trebui să păstreze sistemul cu redevenţe diferenţiate, aplicabil în mai toate statele OCDE. Impozitarea pe venit a sectorului este cea mai adecvată pentru dezvoltarea sectorului pe termen scurt, mediu şi lung, 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. În plus, acest sistem este transparent şi mai uşor de înţeles de către opinia publică.

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.

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.

10.Concluzii

Având în vedere nevoia de a stopa declinul constant al producţiei autohtone de ţiţei şi gaze din ultimii 30 de ani precum şi riscul creşterii masive a dependenţei de importuri, România are nevoie de investiţii substanţiale în dezvoltarea şi exploatarea rezervelor de petrol şi gaze naturale.

Înlocuirea acestor rezerve presupune investiţii în explorarea de noi perimetre şi creşterea gradului de recuperare a zăcămintelor mature. Desigur, speranţele se leagă de punerea în exploatare a rezervelor de gaze de mare adâncime din Marea Neagră sau a gazelor de şist. Însă acestea vor intra în producţie în varianta cea mai optimistă abia după 2020, iar rezervele exploatabile comercial ale acestor zăcăminte sunt încă incerte.

România are de asemenea nevoie de investiţii semnificative şi în infrastructura de transport şi în realizarea de interconectări cu reţelele de petrol şi gaze ale statelor vecine. Apariţia tehnologiilor moderne deschide oportunităţi semnificative. În acest fel, poate creşte gradul de recuperare din zăcămintele mature, este posibilă explorarea şi ulterior, în caz de succes, exploatarea perimetrelor maritime de mare adâncime şi de mică adâncime din Marea Neagră şi a zăcămintelor de gaz de şist.

Toate acestea presupun investiţii de mari dimensiuni pe care guvernul nu şi le poate asuma singur, iar România se află însă într-o competiţie globală intensă pentru atragerea acestor investiţii.

Ţara noastră nu se află neapărat într-o poziţie privilegiată, riscurile tehnice şi geologice ale zăcămintelor româneşti fiind mari şi în creştere. Este necesară o atitudine realistă care să permită ţării să atragă investiţiile necesare pentru a-şi realiza potenţialul de hub energetic regional.

Proiectele cu risc mare necesită rată internă de rentabilitate (IRR) ridicată. Este nevoie de un echilibru între nevoile guvernului de venituri bugetare şi dorinţa companiilor petroliere de a-şi putea finanţa proiectele şi de a obţine un randament rezonabil al investiţiei. Prin urmare, dezvoltarea sustenabilă a acestui sector necesită o abordare echilibrată şi înţeleaptă.

Sectorul de petrol şi gaze generează creştere economică, contribuie la securitatea energetică şi asigură o gamă largă de venituri la bugetul de stat.

Contribuţia la bugetul public a companiilor din domeniu este diversă, la redevenţe adăugându-se accizele, taxele vamale, TVA, impozitul pe profit, contribuţiile sociale ale angajatorului şi angajatului, impozitul pe dividende, impozitele şi taxele locale etc. De asemenea, investiţiile din sectorul de ţiţei şi gaze au şi efecte pozitive asupra economiei în ansamblu, creând valoare adăugată şi locuri de muncă.

Investiţiile în sector sunt riscante, se fac pe termen lung şi au nevoie de un cadru legislativ clar, transparent, stabil şi predictibil. Este nevoie de asemenea de o comunicare echilibrată şi de un dialog profesional şi onest care să ducă la o situaţie “win-win-win” pentru toate părţile implicate – guverne, companii, societate civilă – şi care să stimuleze investiţiile.

Studiu de Vasile Iuga, Country Managing Partner PricewaterhouseCoopers Romania

1. În articolul de faţă termenul de producţie de petrol se referă la producţia de ţiţei şi gaze naturale.

Abonează-te acum la canalul nostru de Telegram cotidianul.RO, pentru a fi mereu la curent cu cele mai recente știri și informații de actualitate. Fii cu un pas înaintea tuturor, află primul despre evenimentele importante, analize și povești captivante.