RETROSPECTIVĂ | Legea offshore. Ping-pong cu gazele din Marea Neagră

Proiectul a fost elaborat după dialoguri şi negocieri controversate cu investitorii din Marea Neagră, dar şi între diferite autorităţi, un adevărat "ping-pong" jucat chiar cu imensa bogăţie naturală din ţara noastre, într-o formă în care companiile producătoare din Marea Neagră, printre care Exxon, LukOil, BlackSea Oil & Gas şi Petrom erau exceptate de la orice formă de impozitare suplimentară în afară de redevenţe.

Apoi, proiectul a fost aprobat de plenul Senatului, în 12 februarie 2018, şi trimis ulterior în comisiile din Camera Deputaţilor unde a fost şi avizat, fără dezbatere. Trimis din nou la Comisia pentru Industrii, blocat, discutat între investitori, proiectul a fost supus dezbaterii în iunie, unde au participat atât ministerele cât şi investitorii. Până la urmă, s-a decis ca raportul să fie întocmit de trei comisii, iar proiectul a fost dezbătut chiar în sesiunea extraordinară a Parlamentului, în şedinţe comune ale Comisiei pentru Industrie, pentru Administraţie şi comisiilor de buget-finanţe, un chin pentru adoptarea unei legi care să fie favorabilă atât pentru bugetul statului, cât şi pentru profitul companiilor.

În timp ce deputaţii Comisiei de Industrii dezbăteau ultimele amendamente, a intervenit şi liderul PSD Liviu Dragnea. El anunţase, în timpul unei conferinţe de presă, o serie de modificări aduse acestei legi, cele mai importante referindu-se la introducerea unui impozit suplimentar în mai multe trepte, aplicat în funcţie de creşterea preţului de vânzare al producţiei de gaz şi la direcţionarea banilor colectaţi din taxe şi redevenţe.

În 24 octombrie, Camera Deputaţilor a votat, în calitate de for decizional, legea offshore privind condiţiile în care se vor realiza exploatările de gaze din Marea Neagră: investitorii, obligaţi să tranzacţioneze 50% din gaze pe Bursa de Valori Bucureşti (BVB), iar 25% din angajaţi trebuie să fie români.

Legea stârnise diverse nemulţumiri atât în rândul companiilor petroliere, cât şi din partea politicienilor. Astfel, Asociaţia Română a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră susţinea, atunci, că legea menţionată afectează principiul stabilităţii, introduce noi taxe şi impune companiilor anumite condiţii privind modul în care acestea îşi vor vinde producţia. Totodată, fostul ministrul al Muncii, Lia Olguţa Vasilescu, declara: „Legea offshore a trecut într-o variantă de care eu personal nu sunt foarte mulţumită şi cred că nici foarte mulţi colegi de-ai mei din PSD, întrucât varianta prezentată de Liviu Dragnea era într-adevăr aducătoare de mari beneficii statului român, însă în momentul în care nu ai 50% plus 1 trebuie să pleci urechea şi la ceea ce vor colegii de guvernare”.

Preşedintele Klaus Iohannis a semnat, în 12 noiembrie, decretul pentru promulgarea legii offshore. Conform noii legi, sumele datorate de titularii de acorduri petroliere referitoare la perimetrele offshore ca impozit asupra veniturilor suplimentare se colectează într-un cont special, utilizat pentru finanţarea şi extinderea reţelelor de distribuţie a gazelor naturale şi a racordurilor la sistemului naţional de transport gaze naturale, precum şi pentru finanţarea altor investiţii.

În 20 septembrie, anul acesta, Ministerul Energiei a pus în dezbatere publică un proiect de lege pentru modificarea şi completarea Legii offshore şi Legii petrolului, prevederile fiind în măsură să satisfacă unele dintre nemulţumirile companiilor din industrie.

Astfel, aspectele ce ar urma să fie modificate sunt: clarificarea şi completarea prevederilor privind stabilitatea regimului fiscal şi de redevenţe petroliere incluse în Legea Offshore, în condiţiile în care asigurarea şi reconfirmarea stabilităţii este o condiţie esenţiala nu numai din punct de vedere legal, dar şi din punct de vedere economic, pentru a face posibilă continuarea investiţiilor în proiecte offshore având în vedere: costurile semnificative ale investiţiilor offshore, durata îndelungată a realizării proiectelor şi riscurile specifice ridicate ale investiţiilor offshore.

Având în vedere nevoia de a avea un sistem fiscal competitiv care sa atragă investiţii, costurile ridicate şi termenul lung de realizare si recuperare a investiţiilor în sectorul offshore, expunerea de motive arată că este necesară eliminarea impozitării suplimentare a veniturilor pentru preturile de vânzare la care investitorii nu realizează supraprofituri (intre 45,71 lei/MWh si 100 lei/MWh). În cazul veniturilor suplimentare obţinute în urma practicării unor preţuri mai mari de 100 lei/MWh, grila de impozitare de menţine. Obţinerea unei nivel normal al rentabilităţii aşteptate pentru investitor la un preţ de 100 Lei/MWh fundamentează introducerea impozitului pe venitul suplimentar începând cu acest prag, în timp ce preţuri inferioare acestui nivel nu generează profituri suplimentare.

Se impune eliminarea utilizării preţului de referinţă în determinarea bazei de calcul a impozitului asupra veniturilor suplimentare pentru a pune în acord Legea offshore cu principiile fiscalităţii din Romania prevăzute de Codul Fiscal şi cu practica internaţională referitoare la determinarea impozitelor upstream pe baza preţurilor realizate. În plus, este necesară menţionarea principiilor pentru determinarea preţului de referinţă în legislaţia primară pentru a asigura stabilitatea şi predictibilitatea mediului legislativ.

Este necesară mărirea nivelului maxim pentru deducerea investiţiilor din segmentul upstream pentru determinarea impozitului suplimentar offshore de la 30% la 60%, pentru a menţine competitivitatea sectorului offshore din Romania şi a atrage investiţii, având în vedere costurile şi riscurile ridicate, respectiv termenul lung de realizare al investiţiilor offshore din Marea Neagra.

Este necesară eliminarea limitării deducerii investiţiilor pentru calculul impozitului pe profit ţinând cont de faptul că acest impozit are un caracter general şi toate sectoarele de activitate trebuie tratate uniform, în conformitate cu prevederile Codului Fiscal. Astfel, se elimină discriminarea la care sunt supuşi operatorii din sectorul offshore comparativ cu restul agenţilor economici, aceştia datorând impozit pe profit la o bază impozabilă artificial mărită din care nu se scad cheltuielile cu amortizarea tuturor investiţiilor efectuate de operatorii offshore.

Pentru a permite implementarea practică a deducerii la calculul impozitului pe veniturile suplimentare offshore a valorii investiţiilor din segmentul upstream, se impune clarificare legislativă şi eventual emiterea unui ordin pentru clarificarea aplicării articolului 19, în special cu privire la alineatele 9 şi 10. Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale nu are în atributiile sale aprobarea tuturor investiţiilor offshore efectuate de titulari (de ex. instalaţii tehnologice/facilităţi de tratare, prelucrare, transport; alte investiţii cum sunt diverse infrastructuri, de ex. platforme maritime, etc), verificarea valorii contabile a investiţiilor intrând în competenţa Agenţiei Naţionale de Administrare Fiscală.

Impozitul pe profit şi impozitul pe veniturile suplimentare offshore sunt două impozite diferite şi de aceea este necesar ca baza impozabilă să fie determinată în mod adecvat pentru ambele impozite. În condiţiile existenţei a două impozite diferite, fiecare cu propriile reguli de determinare, nu se justifică afectarea unui drept de deducere stabilit prin reguli generale aplicabile impozitului pe profit, prin deducerea similară aplicabilă pentru impozitul pe veniturile suplimentare offshore, potrivit practicii internaţionale relevante.

Se impune eliminarea obligaţiilor de tranzactionare pe pietele centralizate din Romania pe termen mediu şi lung pentru a avea asigurată piaţa de desfacere pentru gazele naturale din perimetrele offshore si, in consecinţă, veniturile necesare pentru recuperarea investiţiilor majore pe care o presupun astfel de proiecte ăn conformitate cu practica internaţională ăn domeniul resurselor naturale. De altfel, dreptul de a dispune liber de cantitatile de petrol şi gaze naturale extrase, inscris in acordurile petroliere si prevazut de Legea Petrolului ca drept al oricarui titular de acord petrolier, a fost considerat de catre investitori ca fiind un element esential al concesiunii si pe care acestia l-au avut in vedere la incheierea acordului petrolier, respectiv la momentul efectuarii investiţiilor in Romania.

Expunerea de motive arată că securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României depinde, pe termen lung, de dezvoltarea resurselor interne, iar cel mai mare aport îl pot avea exploatările din Marea Neagră. Un alt argument solid pentru dezvoltarea sectorului este că gazele naturale reprezintă cel mai curat dintre combustibilii fosili, având emisii de carbon pe unitatea de energie cu 40% mai mici decât ale cărbunelui, precum şi emisii considerabil mai mici de poluanţi atmosferici.

România prezintă un potenţial semnificativ de dezvoltare a sectorului gazelor naturale, însă exploatarea acestor resurse necesită investiţii substanţiale. În aceste condiţii, este necesară asigurarea condiţiilor adecvate realizării investiţiilor specifice pentru exploatarea descoperirilor de gaze naturale, precum şi pentru continuarea operaţiunilor de explorare şi evaluarea a unor noi resurse de hidrocarburi în perimetrele offshore din Marea Neagra, îndeosebi în zona deepwater, dar şi pentru redezvoltarea zăcămintelor existente şi identificarea unor noi resurse în zone de mică adâncime.

Proiectele privind identificarea şi punerea în valoare a unor noi resurse de hidrocarburi în sectorul românesc al Mării Negre necesită atât menţinerea investitorilor prezenţi, cât şi atragerea unor noi investitori cu expertiză tehnică şi capabilităţile necesare pentru a realiza investiţii masive pe termen lung, cu un grad ridicat de risc, ce implică totodată utilizarea unor tehnologii performante.

Investiţiile pe termen lung necesită un sistem coerent şi previzibil de legi, politici şi reglementări care să permită investitorilor să realizeze o planificare riguroasă şi eficientă a programelor de investiţii. Până în momentul de faţă s-au efectuat investiţii semnificative în sectorul offshore din România (în ultimii 15 ani, în sectorul de offshore s-au investit aproximativ 2,5 miliarde de dolari în activităţile de explorare şi peste 1 miliard de dolari în activităţi de dezvoltare şi redezvoltare pentru zăcăminte existente), pornind de la premisa existenţei unui climat legislativ stabil pentru întreaga durată a acordurilor petroliere. Stabilitatea fiscală şi a redevenţelor este esenţială pentru a se asigura încrederea investitorilor pentru a decide avansarea în faza de dezvoltare.

Dezvoltarea unui cadru legislativ competitiv şi stabil poate determina valorificarea pentru următoarele decenii a unui potenţial substanţial de resurse naturale, cu impact economic semnificativ asupra economiei româneşti prin crearea de locuri de muncă bine remunerate, contribuţii substanţiale la bugetul de stat, eliminarea riscurilor de securitate energetică şi posibilitatea de a dobândi o poziţie regională de influenţă în sectorul energetic.

Proiectele offshore din zona românească a Mării Negre au un profil de risc investiţional specific, în condiţiile în care operaţiunile offshore presupun costuri ridicate asociate activităţilor de explorare şi de exploatare, iar incertitudinile geologice şi de ordin tehnic asumate de investitori pentru fazele de explorare sunt semnificative. De asemenea, lipseşte o infrastructură offshore în amonte, iar durata de viaţă a proiectelor offshore este mult mai mare comparativ cu alte proiecte de investiţii, fiind necesari mai mult de zece ani de la confirmarea descoperirilor zăcămintelor până la faza de producţie.

Rezervele de gaze naturale din Marea Neagră se ridică la 200 miliarde de metri cubi, ceea ce ar duce practic la dublarea producţiei de gaze a ţării în următorii ani, adică 20 miliarde de metri cubi pe an.

Transgaz şi Black Sea Oil & Gas au semnat, în 30 august 2019, ordinul de începere a lucrărilor pentru preluarea gazelor din Proiectul Dezvoltare Gaze Naturale Midia în SNT, producţia de gaze urmând să înceapă în primul trimestru din 2021.

Proiectul Transgaz „Extindere SNT Vadu-T1” constă în construirea unei conducte proiectată pentru a transporta gaze naturale la o presiune de 55 bar, în lungime totală de aproximativ 24,37 km, care va conecta ţărmul Mării Negre cu Sistemul Naţional de Transport - conducta T1 pe direcţia Ţărmul Mării Negre - Corbu - Săcele - Cogealac - Grădina. Termenul estimat de finalizare este anul 2021.

Proiectul Midia constă în săparea a cinci sonde de producţie (o sondă pe zăcământul Doina şi patru sonde pe zăcământul Ana), un ansamblu submarin de producţie pe zăcământul Doina care va fi conectat printr-o conductă de 18 km la platforma de producţie automatizată amplasată pe zăcământul Ana. O conductă submarină de 121 km va asigura transportul gazelor de la platforma Ana la ţărm, unde urmează 4,1 km de conductă subterană până la noua staţie de tratare a gazelor („STG”). Gazele tratate vor fi livrate prin staţia de măsurare a gazelor localizată în perimetrul STG către SNT operat de Transgaz. Se estimează că producţia de gaze va începe în trimestrul 1 al anului 2021. Proiectul are o valoare de 400 de milioane de dolari.

Compania austriaco-românească, controlată de grupul austriac OMV, la care statul român mai deţine o participaţie de 20%, forează în perimetrele cele mai mari din Marea Neagră: Histria, Neptun 1 şi Neptun 2. În perimetrul de mare adâncime Neptun 2, OMV Petrom are parteneriat 50-50% cu gigantul american Exxon Mobil, iar în perimetrul de mică adâncime Netpun 1 forează singur, la fel ca şi în perimetrul Histria. Cele două companii sunt cele mai avansate din Marea Neagră, în ce priveşte exploatarea zăcămintelor de gaze şi petrol.

În urma modificărilor legislative introduse de legea offshore şi de OUG 114/2018, OMV Petrom şi-a anunţat decizia de a suspenda investiţiile în perimetrul Neptun 2, acolo unde ar fi trebuit să lucreze cu americanii de la Exxon.

Compania americană Exxon Mobil a anunţat, în vara acestui an, că intenţionează să renunţe la câmpuri de petrol şi gaz de 25 miliarde de dolari, inclusiv la participaţia pe care o deţine în România, în Marea Neagră, pentru a investi în „mega-proiecte” din Guyana, Mozambic, Papua Noua Guinee, Brazilia şi SUA. Iniţial, Guvernul român a negat că Exxon a cerut renunţarea la licenţa din Marea Neagră, însă ulterior americanii au făcut solicitarea către autoritatea care gestionează resursele minerale ale României (ANRM).

Romgaz a anunţat, recent, că a accesat camera de date a OMV Petrom cu privire la perimetrul offshore de gaze naturale Neptun Deep din Marea Neagră, în vederea achiziţionării unei participaţii de 20% în proiect. Astfel, Romgaz va acţiona, în consorţiu cu OMV Petrom şi un al treilea partener, probabil străin, în negocierile cu Exxon Mobil, care deţine 50%din drepturile concesiunii (şi statutul de operator), prin intermediul sucursalei de la noi (n.r. ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited). Participaţia companiei americane în proiectul Neptun Deep este estimată la 250 milioane de dolari, conform Reuters.

Investiţiile în sectorul hidrocarburilor din Marea Neagră vor genera venituri la bugetul de stat în valoare de 26 miliarde de dolari şi un plus de 40 miliarde de dolari la PIB-ul României, până în anul 2040, se arată în studiul „Contribuţia proiectelor de explorare şi producţie a hidrocarburilor din Marea Neagră la dezvoltarea economiei româneşti”, realizat de Deloitte, la solicitarea Asociaţiei Române a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN).

Potrivit studiului Deloitte, din Marea Neagră s-ar putea extrage 170 miliarde metri cubi de gaze.

În urma exploatării acestor zăcăminte, se vor aduce numeroase venituri la buget, cea mai mare sumă, respectiv 9,5 miliarde de dolari, fiind reprezentată de impozitul pe profitul companiilor. Companiile petroliere vor investi 15,7 miliarde de dolari în proiectele din Marea Neagră, în perioada 2018 – 2040, conform raportului.

Începând cu 2030, aproximativ 60% din producţia de gaze a României ar putea proveni din producţia offshore, Marea Neagră furnizând 10-11 miliarde de metri cubi de gaz pe an, estima, în aprilie, Sorin Călin Gal, director în cadrul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM).

Momentan „ne aflăm în faza incipientă în ceea ce priveşte realul potenţial al Mării Negre”, a susţinut directorului din ANRM, respectiv acest potenţial se situează la peste 2 miliarde de metri cubi, valoare ce ar putea fi atinsă, cu aproximaţie, în 2022.

„Eu cred că este mult mai mare şi întăresc această afirmaţie prin faptul că, după construirea instalaţiilor de suprafaţă şi a conductelor subacvatice care aduc gaze la mal, atât de către titularul zăcămintelor Ana şi Doina, cât şi de viitorii producători OMV, Exxon, Lukoil, se va crea oportunitatea de a se dezvolta şi zăcămintele mici”, a completat Sorin Călin Gal.

Deşi premisele enunţate de către Gal sunt pozitive, există dificultăţi ce ar putea fi cauzate de legislaţia în vigoare.

„Problema cea mai mare este ce facem cu acel gaz. Aici nu pot da un răspuns, pentru că Legea Petrolului spune că, după plata redevenţei, titularul de acord petrolier este liber să comercializeze gaze, să le utilizeze, inclusiv să le exporte”, a explicat Gal.

În luna septembrie a anului curent, Gabriel Biriş, partener al casei de avocatură Biriş Goran, spunea că dacă gazele naturale din Marea Neagră nu vor fi exploatate, ponderea gazelor de import pe piaţa românească va continua să crească. "Gazul natural din Marea Neagră, dacă va rămâne neexploatat, nu va produce efecte negative numai la preţuri, dar şi la balanţa comercială şi la deficitul de plăţi. Atunci când vom incepe să producem gaz din Marea Neagră, înainte să facem ceva efectiv cu el, vedem banii din redevenţe sau din alte impozite, ori taxe, venituri ce pot fi folosite de stat pentru a investi în alte domenii".