Update articol:

Mircea Coşea: Marea majoritate a ţărilor ce au introdus impozite suplimentare pe producţia de ţiţei şi gaze naturale practică deductibilitatea redevenţelor

Amânarea deciziei finale de investiţii în principalul proiect offshore al Mării Negre poate avea efecte incalculabile.

Legea Offshore nu prevede deductibilitatea redevenţelor din baza de calcul a impozitului asupra venitului suplimentar.

Prof. univ. dr. Mircea Coşea scrie în studiul „Despre situaţia producţiei şi consumului de gaze în România/ Securitatea şi profitabilitatea sectorului”: „Trebuie reamintit că acest lucru era prevăzut în OG 7/2013. Abia în acest caz se poate vorbi de o «dublă impozitare», pentru că statul român primeşte pe de o parte redevenţa (calculate la cotaţiile CEGH), iar pe de altă parte primeşte cota parte din aplicarea impozitului pe venitul suplimentar offshore pe redevenţă, prin nededucerea acesteia, contrat principiului fundamental de evitare a dublei impuneri. În plus, marea majoritate a ţărilor ce au introdus impozite suplimentare pe producţia de ţiţei şi gaze naturale practică deductibilitatea redevenţelor, acolo unde acestea mai sunt încă în vigoare, tendinţa fiind de renunţare la redevenţe în condiţiile utilizării pe scară largă a impozitelor pe profit.

O altă prevedere extrem de problematică a Legii Offshore este cea din articolul 20, care cere ca, începând cu 1 ianuarie 2019, cel puţin 50% din cantitatea de gaze din producţia proprie a titularilor de acorduri petroliere să fie tranzacţionată, pe parcursul unui an calendaristic, pe pieţe centralizate. Pe de o parte, această restricţie comercială limitează drastic posibilitatea producătorilor de a-şi obţine finanţări pentru investiţii garantate prin contracte de vânzare pe termen lung; pe de altă parte, restricţia creează un regim diferenţiat şi discriminatoriu de tranzacţionare a producţiei interne de gaze naturale din  offshore faţă de gazele de import”.

Mircea Coşea: Presiunea de creştere a preţului gazelor la consumatorul final va fi de nestăvilit

 

În luna decembrie 2018, guvernul a emis OUG nr. 114/2018 privind „instituirea unor măsuri în domeniul investiţiilor publice şi a unor măsuri fiscal bugetare, modificarea unor acte normative şi prorogarea unor termene”, un act normativ cu efecte ample şi drastice asupra întregii economii: sectorul bancar, sectorul energetic, construcţii, telecomunicaţii, IT, jocuri de noroc.

Sectorul energetic este deosebit de puternic afectat, potrivit studiului:

«Articolul 61 al OUG 114/2018 aduce o serie de amendamente şi completării Legii nr. 123 a energiei electrice şi gazelor naturale.

Astfel, alin. 12 al art. 61 prevede o plafonare la 68 lei/MWh a preţului de vânzare de către producătorii de gaze naturale extrase în România: „În perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii … care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze  naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizori şi clienţi finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligaţia să vândă cu prioritate către furnizori, în condiţii reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienţilor casnici, din producţia curentă şi/sau din depozitele de înmagazinare.”

Este prevăzută, pentru furnizorii de gaze naturale, posibilitatea de a-şi recupera „diferenţele de costuri de achiziţie din anii 2018 şi 2019 ale furnizorilor, nerecuperate prin preţurile practicate … până la data de 30 iunie 2022, conform reglementărilor ANRE”.

Art. 13 prevede că „clienţii casnici care şi-au exercitat dreptul de eligibilitate au dreptul să revină la furnizarea reglementată”, iar art. 14 stipulează că „pentru perioada 01.04.2019-28.02.2022, în conformitate cu reglementările proprii, ANRE va stabili o structură specifică de amestec import/intern pentru cantitatea de gaze naturale destinată asigurării consumului clienţilor finali noncasnici.

În fine, art. 78 stabileşte obligaţia plăţii unei contribuţii băneşti percepute „de la titularii de licenţe în domeniul energiei electrice, al energiei electrice şi  termice în cogenerare pentru componenta de energie electrică, al gazelor naturale egală cu 2% din cifra de afaceri realizată de aceştia din activităţile ce fac obiectul licenţelor acordate de ANRE, cifră de afaceri calculată conform reglementărilor ANRE aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE cu avizul Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză”. Pentru activităţile de trading, transport, distribuţie şi furnizare de gaze naturale, ANRE a stabilit între timp că această contribuţie de 2% se plăteşte pe marja operaţională. În ansamblu, aceste obligaţii au consecinţe deosebit de ample, care schimbă radical structura pieţei şi cauzează distorsiuni grave ale modului ei funcţionare».

Studiul mai precizează: „Investiţiile în sectorul offshore în România s-au realizat, până în prezent, în baza prevederilor de stabilitate din Legea petrolului nr. 134/1995, Legea petrolului nr. 238/2004, OUG nr. 160/1999, aprobată prin Legea nr. 399/2001, precum şi în baza clauzelor de stabilitate cuprinse în acordurile petroliere individuale. Legea Offshore nr. 256/2018 prevede, din punct de vedere fiscal, la art. 19, alin. (3), pe lângă redevenţele stabilite prin Legea Petrolului nr. 238/2004, introducerea unui impozit progresiv pe venitul suplimentar, începând cu 1 ianuarie 2019. Nivelurile de preţ urmează a fi ajustate anual, începând cu 1 ianuarie 2019, cu indicele anual al preţurilor de consum. Venitul suplimentar se calculează prin înmulţirea diferenţei dintre preţul mediu ponderat al gazelor vândute din producţia internă proprie din perimetrele offshore şi preţul de achiziţie a gazelor din producţia internă pentru clienţii casnici”.

Legea Offshore prevede, la art. 19, alin. (4), o limită maximă a deductibilităţii investiţiilor în segmentul upstream de 30% din totalul impozitelor pe venitul suplimentar la preţul de referinţă de 45,71 Lei/MWh. Alin. (9) al aceluiaşi art. 19 stipulează că: „Valoarea cumulată a investiţiilor în segmentul upstream, înregistrate în evidenţa contabilă potrivit reglementărilor legale în vigoare, de la intrarea în vigoare a prezentei legi până în luna pentru care se calculează impozitul asupra veniturilor suplimentare offshore, precum şi valoarea investiţiilor din programele de lucrări realizate şi aprobate de către ANRM în baza acordurilor petroliere, care au fost înregistrate în evidenţa contabilă până la data intrării în vigoare a prezentei legi, se diminuează lunar cu valoarea investiţiilor în segmentul upstream deduse din impozitul pe veniturile suplimentare offshore. Deducerile se aplică până la atingerea valorii cumulate a investiţiilor în segmentul upstream, aprobate de către ANRM şi înregistrate în evidenţa contabilă conform legilor în vigoare.” (s.n.)

Textul subliniat din paragraful de mai sus permite deductibilitatea integral pentru toate investiţiile realizate şi aprobate de către ANRM. Deducerea se calculează lunar, până la atingerea valorii investiţiilor cumulate în offshore, însă este permisă numai în limita unui plafon de 30% din totalul impozitului pe venitul suplimentar rezultat din vânzarea producţiei din offshore.

Alin. (3) al articolului 19 prevede că impozitul pe venitul suplimentar offshore ţine seama de preţul de referinţă, stabilit de ANRM pentru calculul redevenţelor, calculat pe baza cotaţiilor „CEGH Day Ahead” de pe hub-ul de gaze naturale de la Viena.

Studiul menţionează: „În medie, aceste cotaţii au fost, în 2018, semnificativ mai mari decât preţurile medii de tranzacţionare pe piaţa românească a gazelor naturale.

Tranzacţiile desfăşurate sub preţul de referinţă se impozitează la preţul de referinţă. În acest fel, se aplică un impozit asupra unui venit nerealizat, ceea ce contravine principiilor internaţionale de fiscalitate, dar şi prevederilor Codului Fiscal românesc: la art. 3, alin (c) privind justeţea impunerii sau echitatea fiscală, acesta prevede ca «sarcina fiscală a fiecărui contribuabil să fie stabilită pe baza puterii contributive, respectiv în funcţie de mărimea veniturilor sau proprietăţilor acestuia»; totodată, contravine standardelor internaţionale de contabilitate şi raportare financiară, adoptate şi în România, ce prevăd că, pentru recunoaşterea unui venit, este nevoie de un contract între două părţi, de o tranzacţie şi de un preţ care să reprezinte suma certă ce urmează să fie primită de o companie. De asemenea, aplicarea unui impozit asupra unui venit nerealizat este în contradicţie cu practica internaţională de stabilire a redevenţelor şi a impozitelor specifice în sectorul petrolier. Articolul 9, alin. (11) şi (12) din Legea Offshore prevede că investiţiile luate în calcul pentru deducerea din impozitul pe venitul suplimentar nu pot face obiectul altor deduceri, «acestea fiind considerate nedeductibile la calculul impozitului pe profit». Se poate presupune că intenţia legiuitorului a fost de a evita posibilitatea unei «duble deduceri»; dar nu poate fi cazul de aşa ceva, deoarece avem de-a face cu două impozite pe profit (general şi suplimentar), fiecare trebuind să aibă o bază impozabilă just determinată.

Nedeductibilitatea investiţiilor prin amortizare la calculul impozitului pe profit duce la o cotă efectivă de impozit pe profit mai mare, discriminează sectorul offshore faţă de ceilalţi agenţi economici şi contrazice prevederile Codului Fiscal, art. 3 alin (a), care prevede neutralitatea sarcinilor fiscale în raport cu diferitele categorii de investiţii şi capitaluri, şi ale art. 25, privitor la deducerea cheltuielilor. De asemenea, nedeductibilitatea investiţiilor din impozitul pe profit contravine practicii internaţionale din sectorul de ţiţei şi gaze naturale, prin care aplicarea de impozite suplimentare nu trebuie să afecteze dreptul de deducere la impozitul pe profit, aplicabil tuturor agenţilor economici”.

Într-un studiu recent privind impactul OUG 114/2018 asupra sectorului energetic, în general, şi asupra celui gazier, în special, Deloitte (2019) identifică şi analizează următoarele efecte ale actului normativ:

(1) Reducerea veniturilor la bugetul de stat, generate de sectorul energetic. Plafonarea preţului de vânzare al gazelor de producţie internă se traduce, potrivit calculelor Deloitte, în pierderi de încasări bugetare de 2,26 mld. lei la bugetul de stat, rezultând din diminuări ale încasărilor din impozitului pe venitul suplimentar, din redevenţe micşorate, din colectarea unor sume diminuate ale impozitului pe profit, precum şi din reducerea plăţilor de TVA şi de dividende. Această sumă ar ajunge cu prisosinţă pentru plata sumelor de sprijin pentru protecţia consumatorilor vulnerabili.

(2) Afectarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Producătorii autohtoni de gaze naturale vor reduce investiţiile în noi dezvoltări, precum şi în exploatarea unor zăcăminte mature, marginale, a căror operare nu mai poate fi susţinută cu noile marje de profit.

În particular, amânarea deciziilor de investiţii din Marea Neagră de către ExxonMobil şi OMV Petrom – şi condiţionarea, de către Black Sea Oil and Gas (BSOG), a deciziei finale de investiţii, de abrogarea OUG 114/2018 – ilustrează nemijlocit impactul negativ pe care acest act normativ în are asupra segmentului upstream de ţiţei şi gaze naturale. Consecinţa va fi de creştere a importurilor de gaze naturale ruseşti în economia naţională, acestea nefiind afectate de restricţiile OUG 114/2018. Pe de altă parte, reducerea activităţii în segmentul upstream afectează planurile de investiţii în transportul şi distribuţia gazelor naturale, precum şi perspectivele ca România să devină un hub gazier regional.

(3) Oferirea de potenţiale ajutoare de stat unor consumatori industriali. Plafonarea preţului gazelor naturale indigene la un nivel fixat în mod arbitrar, considerabil sub cotaţiile pieţei competitive, poate fi considerată o formă de ajutor de stat pentru o serie întreagă de consumatori industriali de gaze naturale, care exportă pe pieţele internaţionale. Spre exemplu, regulamentul de punere în aplicare (UE) 2018/1722 al Comisiei Europene din 14 noiembrie 2018 privind instituirea unei taxe de antidumping definitive asupra importurilor de nitrat de amoniu originare din Rusia s-a bazat pe anchetarea condiţiilor de producţie pentru produsul în cauză (îngrăşăminte solide cu un conţinut de amoniu de peste 80% din greutate), rezultând în aplicarea unei taxe antidumping, în baza utilizării ca materie primă a gazelor naturale la preţuri locale subvenţionate, anti-competitive. La 7 martie a.c., Comisia Europeană a remis României o scrisoare de punere în întârziere „pentru nepunerea corectă în aplicare anumitor cerinţe prevăzute de Directiva privind gazele naturale (Directiva 2009/73/CE) şi de Regulamentul privind siguranţa furnizării de gaze (Regulamentul (UE) 2017/1938)”.

Concret, Comisia a constatat că „sistemul preţurilor angro reglementate nou introduse pe piaţa gazelor din România este contrar cerinţelor juridice ale UE. De asemenea, Comisia consideră că aceste măsuri nu sunt adecvate pentru atingerea în mod sustenabil a obiectivului de a proteja consumatorii casnici împotriva creşterilor excesive de preţ”.

(4) Efecte asupra pieţei interne: diminuarea concurenţei şi discriminarea producătorilor faţă de furnizorii de gaze naturale. OUG 114/2018, împreună cu reglementările secundare, suspendă, de facto, liberalizarea pieţei interne de gaze naturale, în intervalul aprilie 2019-martie 2022. Potrivit unui ordin al ANRE, vor avea loc tranzacţii pe piaţa centralizată angro numai cu gaze naturale de import, cărora nu li se aplică restricţiile actului normativ. Preţul plafonat la doar 68 lei/MWh va reduce profitabilitatea companiilor petroliere mici care operează în segmentul de explorare şi producţie, diminuând astfel şi mai mult competitivitatea pieţei de gaze naturale. Anti-concurenţial este şi faptul că producătorii indigeni de gaze naturale sunt obligaţi să vândă cu prioritate către furnizori pentru asigurarea consumului casnic şi a înmagazinării, la preţ plafonat, în vreme ce furnizorii de gaze pot vinde către clienţii non-casnici fără limitarea adaosului de preţ. Trading-ul cu gaze naturale din producţia internă este, de facto, desfiinţat.În fine, contribuţia bănească de 2% se instituie pe întreaga cifră de afaceri a producătorilor de gaze naturale, în vreme ce ceilalţi participanţi la piaţa de gaze naturale, licenţiaţi de ANRE, vor plăti 2% pe marja operaţională, iar importatorii de
gaze naturale nu vor plăti nici un fel de contribuţie bănească suplimentară.

(5) Eşecul în a asigura un serviciu public sustenabil în furnizarea de gaze naturale. Prevederea din art. 13 al OUG 114/2018, potrivit căreia clienţii casnici care şi-au exercitat dreptul de eligibilitate pot reveni pe piaţa reglementată, contrar spiritului de liberalizare a pieţei, dă o lovitură
companiilor de furnizare care au realizat investiţii semnificative în
marketingul şi vânzarea cu amănuntul a gazelor naturale. În plus, introducerea contribuţiei băneşti de 2% pe marja operaţională a serviciilor de transport, distribuţie şi furnizare, împreună cu posibilitatea furnizorilor de a-şi recupera, la 30 iunie 2022, pierderile rezultate din diferenţele de costuri de achiziţie din 2018 şi 2019, exercită o presiune suplimentară în sensul creşterii preţului la consumatorul final. Contracararea acestei tendinţe prin limitarea administrativă, de către ANRE, a preţului la consumatorul final va duce, inevitabil, la acumularea de tensiuni comerciale şi de pierderi, care vor începe să fie recuperate imediat după sfârşitul lunii februarie 2022, ducând astfel la creşteri previzibile semnificative ale preţului la consumatorul final în primăvara şi vara anului 2022.

Buna definire funcţională a consumatorului vulnerabil şi constituirea fondului de solidaritate în baza Legii 123/2012 sunt mecanisme mult mai bune şi mai eficiente de protecţie socială a clienţilor casnici afectaţi de sărăcie energetică.

(6) Limitarea comerţului liber trans-frontalier cu gaze naturale de producţie românească. Obligaţia producătorilor de a vinde cu prioritate către consumatorii români, casnici şi non-casnici, constituie o discriminare a consumatorilor din celelalte state membre şi, astfel, o încălcare a Tratatului de Funcţionare al Uniunii Europene (art. 35 şi 36) şi a Directivei 2007/73/CE privind regulile comune ale pieţei interne a gazelor naturale (art. 40(c)), prin instituirea de bariere în calea circulaţiei libere a bunurilor şi mărfurilor în cadrul Pieţei Unice. În fapt, obligaţia producătorilor autohtonide gaze naturale de a-şi pune întreaga producţie de gaze la dispoziţia clienţilor români.

Deşi aparent limitate în timp, prevederile intempestive şi împovărătoare ale acestei ordonanţe de urgenţă pentru sectorul energetic, în general, şi pentru cel gazier, în special, reprezintă un factor suplimentar de descurajare a începerii activităţii de producţie din Marea Neagră înainte de 1 martie 2022. Cum oportunităţile de investiţii au ferestre de oportunitate limitate de timp, amânarea deciziei finale de investiţii în principalul proiect offshore al Mării Negre poate avea efecte incalculabile. Percepţia acută de imprevizibilitate adusă de acte normative ce transformă atât de radical, fără consultare cu părţile interesate, funcţionarea întregului sistem energetic românesc afectează grav încrederea investitorilor. Este greu de construit un plan de investiţii pe supoziţia că, după 1 martie 2022, nu vor fi adoptate alte asemenea acte normative, tot în manieră ad hoc, cu efecte de amplă distorsiune a mediului economiei de piaţă.