De același autor
Care e cel mai potrivit sistem fiscal pentru industria de țiței și gaze? Nu există un răspuns fără echivoc la această întrebare, o „cea mai bună“ formulă aplicabilă tuturor țărilor producătoare. Dar, ca principiu fundamental, un astfel de sistem trebuie atât să maximizeze câștigul statului, cât și să atragă și să mențină investițiile de capital și tehnologie.
Există la noi o suspiciune răspândită că resursele minerale ale statului sunt „date pe mai nimic străinilor“ – fie pentru că autoritățile noastre ar fi iremediabil corupte și controlate de corporațiile lacome, fie pentru că vreun mare „târg geopolitic“, precum intrarea în UE sau NATO, nu s-ar fi putut face fără astfel de cedări umilitoare și păguboase. Nimic nu folosește mai bine drept „evidență“ pentru o atare concepție decât o privire superficială aruncată asupra redevențelor – sume plătite statului de către titularul licenței pentru dreptul de a exploata resursele minerale.
Cu privire la petrol, sunt adesea invocate redevențele din țările arabe, alături de referiri la impozitarea producției în Norvegia, SUA sau Marea Britanie. De fiecare dată părem a ieși prost din comparații: „În țările arabe, nivelul redevențelor este cuprins între 80 și 90% din costul final al petrolului. Companiile care extrag petrol în Irak plătesc statului o redevență de 90% din costul final, cele din Arabia Saudită – 85%, iar cele care activează în Libia 80%“, anunța acum doi ani un cotidian național. În România, pe de altă parte, redevențele variază între 3,5% și 13,5% din valoarea producției brute de țiței, în funcție de cantitatea extrasă, și între 3,5 și 13% pentru gaze naturale (Legea petrolului 238/2004). Dacă vedem și că, în Norvegia, impozitarea producției de țiței și gaze se apropie de 80%, discordanța pare revoltătoare.
Dar astfel de comparații „simple“ sunt adesea incomplete, inexacte și înșelătoare. Pentru verificare, un instrument util este ghidul anual al Ernst and Young, Global Oil and Tax Guide. Se poate observa, contrar celor afirmate în citatul de mai sus, că regimul fiscal petrolier al Irakului nu e bazat pe redevențe, ci pe impozitarea cu 35% a profitului rezultat din producția de petrol și gaze. Arabia Saudită impune un impozit pe profit de 85% pentru țiței, la care se adaugă redevențe în procente variabile, negociate individual în acordurile de concesiune. Azerbaidjanul practică o combinație de acord de împărțire a producției, în care se negociază un impozit pe profit între 20 și 32%, și host government agreements, aplicabile proiectelor de gazoduct și oleoduct, cu impozit pe profit fix de 27%. Norvegia nu are redevențe, dar impune o rentă unică pe resurse (resource rent tax) de 50%, la care se adaugă un impozit pe venit de 28%. În Marea Britanie se percepe un impozit pe profit de 30% pentru activitățile de explorare și producție, plus un impozit unic suplimentar de 32%. Danemarca percepe o taxă unică pe hidrocarburi de 52% și un impozit pe venit (corporate income tax) de 25%.
Desigur, aceste procente par a fi mult mai favorabile țărilor respective decât redevențele și impozitul pe venit încasate de statul român (maximum 13,5% plus 16%). Dar, în primul rând, trebuie să ținem cont de sistemele generoase de deduceri (capital allowances) și alte elemente de susținere fiscală (reduceri și scutiri) practicate în aceste țări. După cum explica Vasile Iuga într-un recent studiu al sistemelor fiscale din industria extractivă de hidrocarburi, „deducerile se acordă pentru încurajarea investițiilor în dezvoltarea zăcămintelor mici sau având condiții dificile de producție (cum ar fi offshore de mare adâncime, țiței greu, zăcăminte mature), care în alte condiții nu ar fi profitabile“. Or, deducerile fiscale micșorează profitul căruia i se aplică taxarea, astfel că, în ciuda ratelor nominale ridicate de impozitare, cele reale sunt mult diminuate – uneori, chiar până la zero, în cazul proiectelor neprofitabile. Astfel, „la nivelul lui 2012, prin raportare la venituri, ponderea încasărilor din taxa suplimentară a reprezentat 18% în Danemarca, 15% în Marea Britanie și 21% în Norvegia“ (V. Iuga). Constatăm, prin urmare, că ratele efective de impozitare sunt comparabile cu nivelul redevențelor din țara noastră.
În al doilea rând, există o mare diferență de profitabilitate între producția din zăcămintele gigantice și relativ ușor accesibile ale Orientului Mijlociu și cea din câmpurile petrolifere și gazifere mici și fragmentate din țara noastră și din Europa (cu excepția Norvegiei și a Marii Britanii).
Rezultă cu suficientă claritate că o comparație adecvată a sistemelor de impozitare a extracției de țiței și gaze necesită scrupulozitate și pricepere, precum și un discurs public rațional și echilibrat. Nu e suficient să privim doar o componentă a sistemului, precum redevențele, ci trebuie analizat întregul pachet de taxe și impozite ce constituie „partea statului“. Astfel, în România, cu impozitul pe venituri suplimentare rezultate din dereglementarea prețurilor gazelor naturale (OG 7/2013), cu măsurile speciale de impozitare a resurselor naturale, altele decât gazele naturale (OG 6/2013) și cu mai noul impozit pe construcții speciale (OUG 102/2013), taxarea sectorului hidrocarburilor în 2014 a fost mai mult decât dublă față de perioada corespunzătoare din 2012, fără ca redevențele să fi suferit vreo modificare. Reiese, totodată, și că un stat poate taxa semnificativ producția resurselor minerale și cu redevențe mici sau chiar fără redevențe.
Chestiunea importantă este, de fapt, care e cel mai potrivit sistem fiscal pentru industria de țiței și gaze? Nu există un răspuns fără echivoc la această întrebare, o „cea mai bună“ formulă aplicabilă tuturor țărilor producătoare. Dar, ca principiu fundamental, un astfel de sistem trebuie atât să maximizeze câștigul statului, cât și să atragă și să mențină investițiile de capital și tehnologie.
Sunt mari diferențe de ordin geologic, geografic, (geo)politic și economic între regiunile producătoare de țiței și gaze. Caracteristicile geologice privesc existența resurselor în subsolul unei țări și proprietățile zăcămintelor, iar cele geografice privesc accesibilitatea lor; aspectele geopolitice descriu „gradele de libertate politică“ și de risc date de vecinătatea geografică a unui stat, iar considerațiile economice privesc factori precum raportul dintre cererea și consumul de resurse, profilul de dezvoltare industrială, gradul de maturitate al piețelor etc.
|
Sondă de petrol în provincia canadiană Alberta |
Acești factori determină spectrul de opțiuni și constrângeri strategice ale unui stat. În acest spectru, politicile de management al exploatării resurselor trebuie să fie întemeiate într-o strategie energetică națională, care să formuleze obiective de dezvoltare și priorități de termen lung. Spre ilustrare, o țară deținătoare de rezerve însemnate de cărbune, situată într-o regiune geopolitică tensionată și dependentă de livrările unui furnizor extern monopolist, își va defini altfel raportul dintre obiectivele de securitate energetică și țintele de reducere a emisiilor de carbon decât un stat cu surse diversificate de hidrocarburi, care se poate baza pe funcționarea piețelor internaționale.
România are o istorie de peste 150 de ani de exploatare industrială a țițeiului și de peste un secol de extracție și valorificare a gazelor naturale. Anii de glorie au fost în perioada interbelică: în 1936, România era al patrulea producător mondial de țiței, cu o producție de 8,7 milioane de tone, după SUA, Rusia și Venezuela. Dar, astăzi, țara noastră este departe de prima ligă a producătorilor mondiali de petrol. Producția e în continuă scădere, zăcămintele sunt mature (mult dincolo de vârful de producție), mici și fragmentate, producția per sondă este dintre cele mai mici din Europa, iar costurile producției barilului de petrol sunt printre cele mai mari din Europa. Sigur, gradul de suficiență energetică este ridicat, în comparație cu al vecinilor sud-est europeni, dar, deși România e al cincilea producător de hidrocarburi la nivel european, distanța față de primii trei producători (Norvegia, Marea Britanie și Olanda) este mare.
Dezvoltarea producției românești de țiței și gaze depinde astăzi mai cu seamă de investiții de risc ridicat în zăcăminte de „frontieră“: apele adânci ale Mării Negre, potențialul (încă incert) de gaze de șist, redezvoltarea zăcămintelor mature și forajul onshore la adâncimi mari (peste 2.500 de metri). În aceste condiții, redevențele impuse de statul român sunt comparabile ca nivel cu cele practicate în Italia, Franța, Polonia, Turcia, Croația sau Serbia.
Dar, pentru a maximiza pe termen lung „partea statului“, trebuie ca statul să participe în mai mare măsură la câștiguri, atunci când producția este mare și când prețurile hidrocarburilor pe piețele internaționale sunt mari, după cum investitorii trebuie stimulați să investească în zăcăminte marginale și cu grad ridicat de risc și, de asemenea, susținuți fiscal, atunci când productivitatea scade sau când prețurile coboară sub un anumit nivel.
Unul dintre cele mai inteligente și sofisticate sisteme de redevență este cel implementat în provincia canadiană Alberta. Pe de o parte, Alberta impune redevențe diferite pentru țițeiul produs din zăcăminte convenționale, din formațiuni de argilite petrolifere („țiței de șist“), respectiv din nisipuri bituminoase (oil sands). Pe de altă parte, redevențele sunt de tip cotă diferențiată (sliding scale). Spre ilustrare, pentru nisipurile bituminoase, redevența este de 1% din venitul brut generat per proiect, atunci când prețul barilului WTI este de până în 55 de dolari canadieni, și crește în pași mici până la 9%, atunci când prețul depășește 125 de dolari canadieni. Pentru producția de țiței convențional se adaugă o componentă cantitativă, care poate fi și negativă – adică, atunci când producția scade sub un volum minim predefinit, redevența este diminuată; scăderea agregată de redevență poate fi până la zero, dacă atât prețul, cât și volumul producției sunt sub cotele minime predefinite.
Sistemul albertan are dezavantajul de a fi prea complicat pentru implementare și monitorizare adecvată, în lipsa unei agenții de reglementare cu resurse foarte ample. Dar, în mod cert, e un model care transpune în practică elementele fundamentale ale unui sistem modern și performant de fiscalitate petrolieră.
Nu în ultimul rând, un astfel de sistem trebuie să fie stabil și predictibil. Improvizația fiscală, de tipul introducerii intempestive de noi taxe și impozite din rațiuni bugetare sau electorale, nu doar că afectează profund încrederea investitorilor internaționali, dar instituie și formule artificiale și rigide de taxare care, pe termen lung, diminuează câștigul statului prin reducerea investițiilor și scăderea producției.
* Conferențiar la Universitatea din București, director al Energy Policy Group
CITIȚI ȘI
