Ce aduce Legea offshore pentru România

Mai întâi de toate, trebuie precizat că Legea offshore a avut un traseu lung şi foarte sinuos, fiind aprobată la Guvern şi trimisă la Senat, care a votat repede şi exact în forma propusă de Executiv încă din toamna anului trecut. Din februarie, actul a ajuns la Camera Deputaţilor, care au amânat votul până în ultima clipă, adică până în sesiunea parlamentară extraordinară, spre nemulţumirea concesionarilor, care doreau să ştie pe ce se bazează înainte de a anunţa începerea lucrărilor. Înainte de vot, preşedintele PSD Liviu Dragnea, anunţase deja, într-o mini-conferinţă, principalele prevederi legate de actul normativ. Adică cele legate de taxare şi bani. Faţă de varianta adoptată de senatori, legea a suferit modificări importante. 

În primul rând, s-a renunţat la creditul fiscal. Anume faptul că firmele beneficiază pe toată durata concesiunii de cadrul fiscal de la momentul în care s-a semnat acordul de concesiune. „Creditul fiscal era profund discriminatoriu pentru celelalte companii din România“, a spus Dragnea. Senatul aprobase forma în care, dacă erau puse să plătească alte taxe decât cele de la momentul la care au dobândit zăcămintele, statul trebuie să îi despăgubească de toţi bani. Prin urmare, supraimpozitarea veniturilor rămâne, dar nu va fi la o cotă unică, de 80%, ca în onshore. 

Se va face în mai multe cote, raportat la un preţ de bază de 45,71lei/MWh (valabil 2014, la momentul în care a început liberalizarea pieţei de gaze) astfel:

„a) 30% din venitul suplimentar pentru preţurile de până la 85 lei/MWh inclusiv;

b) 15% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 85 lei/MWh şi 100 lei/MWh inclusiv;

c) 20% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 100 lei/MWh şi 115 lei/MWh inclusiv;

d) 25% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 115 lei/MWh şi 130 lei/MWh inclusiv;

e) 30% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 130 lei/MWh şi 145 lei/MWh inclusiv;

f) 35% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 145 lei/MWh şi 160 lei/MWh inclusiv;

g) 40% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 160 lei/MWh şi 175 lei/MWh inclusiv;

h) 45% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 175 lei/MWh şi 190 lei/MWh inclusiv;

i) 50% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri care depăşesc 190 lei/MWh.“

Ce se poate observa din acest mod de calcul este că statul, mai precis reprezentanţii actualei coaliţii de guvernare, au făcut un calcul pe predictibilitate în colectarea veniturilor în funcţie de economia geopolitică.

Astfel, statul nu impozitează un gaz mai ieftin de 45 de lei/MWh, exceptând redevenţa colectată, şi impozitează din ce în ce mai mult un gaz care se vinde la peste 85 de lei. Pragurile reprezintă o cotă suplimentară de impozit, pe lângă cele 30%, pe fiecare palier de preţ. Nivelurile nu sunt întâmplătoare având în vedere că Legea offshore aduce şi o deductibilitate a investiţiilor în limita a 60% din veniturile suplimentare, adică firmele vor compensa două treimi din investiţiile făcute, dar în timp, nu totul deodată. Practic, statul a vrut să se asigure că, indiferent de cotaţiile de preţ, va colecta consistent şi pe termen lung de la concesionari.

Pariu pe orice fel de viitor

De precizat, riscul de preţ al gazului a fost prins în lege pe ambele sensuri de modificare, de către cei care au redactat schema menţionată. El poate fi şi foarte mare (200 de lei/MWh, ca în 2014) caz în care taxarea e maximală,  astfel încât companiile să nu fie tentate să urce până la acest nivel. Dar poate fi şi mic (50 de lei/MWh, în 2016), caz în care statul oricum ia atâţia bani, din redevenţă şi suprataxă, astfel încât companiile să nu fie tentate să extragă foarte mult. Sau, dacă o fac, să aleagă cu precădere piaţa locală, eventual pentru procesare. Cu alte cuvinte, să nu se ardă gazele de pomană, atunci când piaţa este jos. Iar piaţa poate fi şi jos, dacă avem în vedere cantităţile de gaze ce urmează să ajungă, în următorii 2-3 ani (adică exact atunci când începe şi Marea Neagră), în Europa. De la ruşi, prin North Stream 2 şi prin Turkish Stream, amândouă în construcţie, cu o capacitate cumulată de 90 de miliarde metri cubi, şi de la azeri, prin TAP, către Grecia şi Italia, cu o capacitate iniţială de 10 miliarde de metri cubi. Gaz mult în piaţă - preţ mic - încasări mai mici pentru companii, dar taxele trebuie plătite.

Dezamăgire americană... şi avertismente

Firmele şi-au exprimat, în repetate rânduri, dorinţa ca Legea offshore să nu mai cuprindă suprataxare de 80%. În fapt, să nu mai conţină nicio suprataxare, ci doar redevenţă. Prin urmare, legea votată i-a suprins. În mod neplăcut. La unison, reprezentanţii Exxon, Petrom şi BSOG au declarat că viitoarele lor investiţii sunt incerte. 

De exemplu, Mark Beacom, CEO Black Sea Oil and Gas, companie care şi-a propus să extragă primele gaze din Marea Neagră începând cu 1 iulie 2019, a menţionat că noile modificări aduse legii creează noi bariere în dezvoltarea proiectelor. „Astăzi (luni, 9 iulie - n.r.) am văzut cuvinte pe care nu le-am mai văzut până în acest moment. Am primit asigurări constante şi ferme în această privinţă din partea guvernelor care s-au succedat. Și vedem că aceste asigurări au fost încălcate în acest moment. Cu o serie de prevederi noi există posibilitatea de a se crea noi blocaje pentru aceste proiecte.“ Și reprezentanţii consorţiului Exxon-Petrom şi-au arătat indignarea faţă de forma finală a legii. „Ceea ce aţi dezbătut astăzi (luni, 9 iulie - n.r.) va face mult mai dificil pentru fiecare investitor să ia decizia de investiţie“, a spus Richard Tasker, director general Exxon.