Mai întâi de toate, trebuie precizat că Legea offshore a avut un traseu lung și foarte sinuos, fiind aprobată la Guvern și trimisă la Senat, care a votat repede și exact în forma propusă de Executiv încă din toamna anului trecut. Din februarie, actul a ajuns la Camera Deputaților, care au amânat votul până în ultima clipă, adică până în sesiunea parlamentară extraordinară, spre nemulțumirea concesionarilor, care doreau să știe pe ce se bazează înainte de a anunța începerea lucrărilor. Înainte de vot, președintele PSD Liviu Dragnea, anunțase deja, într-o mini-conferință, principalele prevederi legate de actul normativ. Adică cele legate de taxare și bani. Față de varianta adoptată de senatori, legea a suferit modificări importante.
În primul rând, s-a renunțat 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 toți 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 preț de bază de 45,71lei/MWh (valabil 2014, la momentul în care a început liberalizarea pieței 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 și 100 lei/MWh inclusiv;
c) 20% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 100 lei/MWh și 115 lei/MWh inclusiv;
d) 25% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 115 lei/MWh și 130 lei/MWh inclusiv;
e) 30% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 130 lei/MWh și 145 lei/MWh inclusiv;
f) 35% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 145 lei/MWh și 160 lei/MWh inclusiv;
g) 40% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 160 lei/MWh și 175 lei/MWh inclusiv;
h) 45% din veniturile suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri între 175 lei/MWh și 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 reprezentanții actualei coaliții de guvernare, au făcut un calcul pe predictibilitate în colectarea veniturilor în funcție de economia geopolitică.
Astfel, statul nu impozitează un gaz mai ieftin de 45 de lei/MWh, exceptând redevența colectată, și 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 preț. Nivelurile nu sunt întâmplătoare având în vedere că Legea offshore aduce și o deductibilitate a investițiilor în limita a 60% din veniturile suplimentare, adică firmele vor compensa două treimi din investițiile făcute, dar în timp, nu totul deodată. Practic, statul a vrut să se asigure că, indiferent de cotațiile de preț, va colecta consistent și pe termen lung de la concesionari.
Pariu pe orice fel de viitor
De precizat, riscul de preț al gazului a fost prins în lege pe ambele sensuri de modificare, de către cei care au redactat schema menționată. El poate fi și 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 și mic (50 de lei/MWh, în 2016), caz în care statul oricum ia atâția bani, din redevență și suprataxă, astfel încât companiile să nu fie tentate să extragă foarte mult. Sau, dacă o fac, să aleagă cu precădere piața locală, eventual pentru procesare. Cu alte cuvinte, să nu se ardă gazele de pomană, atunci când piața este jos. Iar piața poate fi și jos, dacă avem în vedere cantitățile de gaze ce urmează să ajungă, în următorii 2-3 ani (adică exact atunci când începe și Marea Neagră), în Europa. De la ruși, prin North Stream 2 și prin Turkish Stream, amândouă în construcție, cu o capacitate cumulată de 90 de miliarde metri cubi, și de la azeri, prin TAP, către Grecia și Italia, cu o capacitate inițială de 10 miliarde de metri cubi. Gaz mult în piață – preț mic – încasări mai mici pentru companii, dar taxele trebuie plătite.
Dezamăgire americană… și avertismente
Firmele și-au exprimat, în repetate rânduri, dorința ca Legea offshore să nu mai cuprindă suprataxare de 80%. În fapt, să nu mai conțină nicio suprataxare, ci doar redevență. Prin urmare, legea votată i-a suprins. În mod neplăcut. La unison, reprezentanții Exxon, Petrom și BSOG au declarat că viitoarele lor investiții sunt incerte.
De exemplu, Mark Beacom, CEO Black Sea Oil and Gas, companie care și-a propus să extragă primele gaze din Marea Neagră începând cu 1 iulie 2019, a menționat 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 și ferme în această privință 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 reprezentanții consorțiului Exxon-Petrom și-au arătat indignarea față de forma finală a legii. „Ceea ce ați dezbătut astăzi (luni, 9 iulie – n.r.) va face mult mai dificil pentru fiecare investitor să ia decizia de investiție“, a spus Richard Tasker, director general Exxon.
În perioada următoare, companiile își vor face calculele și vor decide dacă mai investesc în România. O sursă guvernamentală care a dorit să își păstreze anonimatul a spus, pentru Capital, că devine mult mai greu acum pentru companii să investească în România. „Ei au plecat la drum cu niște așteptări, iar acum le sunt date peste cap. Dacă decid să nu mai investească este o mare pierdere pentru România și un câștig pentru Gazprom. Să nu uităm că orice metru cub de gaz vândut de România dislocuie un metru cub de gaz rusesc. La 1-2 miliarde de dolari export anual, gândiți-vă că tot atât pierde Gazprom. Intuiesc o «furtună» pentru România din partea SUA, după legea offshore. Să vedem…“, a precizat sursa.
13 miliarde de dolari pentru proiecte de infrastructură
În total, din suprataxă, considerând rezervele estimate din perimetrele Exxon și BSOG din Marea Neagră și un preț mediu știut doar de el, Dragnea a arătat că statul va beneficia de 13 miliarde de dolari. La care se adaugă redevențe, impozit pe profit, venit, taxe pe muncă și dividende. „Statul român ar urma să încaseze 13,2 miliarde de dolari. (…) La aceste sume, care reprezintă impozitul pe venituri suplimentare, se adaugă redevența, estimată la 230 milioane de dolari pe an. Înmulțit cu 20 de ani, înseamnă 4,6 miliarde dolari, adică un total încasat de statul român de 17,8 miliarde de dolari“, a spus Dragnea. La aceasta se adaugă ale venituri generate pentru statul român din impozite pe profit, impozit pe venit, dividende, contribuții sociale, estimate la minimum 2 miliarde de dolari. Astfel, suma totală încasată de statul român va depăși 20 de miliarde de dolari, potrivit estimărilor liderului PSD.
Redevențele nu se schimbă. „Prinse“ în contractele de concesiune făcute în urmă cu 15-20 de ani, rămân la fel pe toată durata de 49 de ani a concesiunii, adică între 3,5 și 13%, în funcție de producție.
Mai puțin export
Un lucru foarte important în noua lege, cantitățile extrase vor fi vândute în proporție de 50% pe bursa locală și 50% prin contracte bilaterale. Dragnea și Iulian Iancu, deputatul PSD care reprezintă autoritatea supremă în probleme energetice în PSD, spun că aducerea a jumătate din gaze pe bursa din România va duce la independența energetică a României, una din „puținele țări din lume“ care au acest statut. În realitate însă, tranzacționarea la bursa locală a gazelor nu înseamnă că ele nu pot lua tot calea exportului, din moment ce clientul final din străinătate își poate înființa o companie locală de trading, care să cumpere aici gazele, apoi să le vândă peste graniță. Doar costurile ar fi ceva mai mari.
Cât despre destinația sumelor din exploatarea gazelor, legea prevede că redevența se duce la buget, iar suprataxa într-un fond special care va administra proiectele în parteneriat public – privat.
„Sumele datorate de titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetrele offshore ca redevențe și impozit asupra veniturilor suplimentare se fac venit la Fondul special de finanțare a contractelor de parteneriat public privat în conformitate cu prevederile art. 13 alin.(3) din Ordonanța de urgență nr. 39/2018 privind parteneriatul public-privat“, stipulează legea. Fondul nu există încă, dar unele proiecte au fost anunțate. Printre ele, Autostrăzile Ploiești-Brașov, Târgu Mureș-Iași-Ungheni și București-Craiova-Lugoj, canalul Siret-Bărăgăn, o bancă națională de plasmă pentru transfuzii și „orașul“ medical Mogoșoaia.
În Marea Neagră, sunt rezerve de gaze naturale estimate de ANRM la 200 de miliarde de metri cubi. Dacă firmele vor lua decizia de investiție comercială, producția va începe în 2019, primii fiind BSOG. LUkOIL – Romgaz nu a anunțat nimic privind vreo intenție de dezvoltare a zăcământului concesionat. Cantitatea extasă, în prezent din România, exclusiv de pe uscat, este de 10 – 11 miliarde de metri cubi anual. Aproape în 500 de milioane de metri cubi se importă din Rusia.
Acest articol a fost publicat în numărul 28 al revistei Capital, disponibil la chioşcuri în săptămâna 16 – 22 iulie 2018
Te-ar putea interesa și:
