În urma anunțului făcut de Exxon cu privire la intenția de a-și vinde participația la Neptun Deep, Guvernul pare că a înțeles că actualele prevederi ale gegii offshore nu sunt încurajatoare pentru adoptarea unei decizii finale de investiție în Marea Neagră. Drept urmare, pe siteul Ministerului Energiei a fost publicat un proiect de modificare a Legii offshore, în care sunt cuprinse majoritatea solicitărilor operatorilor din Marea Neagră. Demersul Guvernului s-ar putea dovedi inutil la actualul preț al gazului de pe bursele europene de 12 euro pe MWh, care ar putea să nu acopere cheltuielile exploatării comerciale a gazelor.
25 aprilie - MedikaTV - Maratonul Sănătatea Digestiei
27 mai - Eveniment Profit.ro Real Estate (ediţia a IV-a) - Piața imobiliară românească sub aspectul crizei occidentale
Detalii despre situația din sistemul energetic în ansamblu și perspectivele vor fi anunțate la Profit Energy.forum, un eveniment care va fi organizat pe 14 octombrie, cu transmisiune în direct pe Profit TV, și la care vor fi prezenți oficiali cu putere de decizie din administrație și cei mai importanți jucători din domeniu.
Astfel, impozitul special pe veniturile din liberalizarea prețului gazelor nu se va mai aplica decât de la un preț de 100 de lei pe MWh.
Totodată, deductibilitățile recunoscute pentru investiții în formula de calcul a impozitului suplimentar au fost majorate de la 30% la 60%. În plus, proiectul menționează că e necesară limitarea deducerii investițiilor pentru calculul impozitului pe profit.
În plus, producătorii de gaze din Marea Neagră vor putea vinde gazele și prin contracte directe, nu doar pe piețele centralizate.
Totodată, a fost eliminată din formula de calcul a redevențelor și impozitului special prețul de referință de pe bursa austriacă.
Îmbunătățirea cadrului legislativ prin aceste măsuri ar putea fi insuficientă, însă, pentru a convinge operatorii să adopte deciziile finale de investiție în Matrea Neagră, la actualul preț al gazului de pe bursele europene de 12 euro pe MWh, care ar putea să nu acopere cheltuielile exploatării comerciale a gazelor. Vara trecută, în momentul adoptării actualei variante a legii offshore, situația pe piețele internaționale era cu totul alta: 1 MWh de gaz se tranzacționa la un preț de 20-21 euro, care ar fi făcutu atractivă exploatarea gazelor din Marea Neagră, în special cele de mare adâncime, cu costuri mai mari de exploatare. cum e cazul Neptun Deep, operat de Exxon în parteneriat cu OMV Petrom.
În expunerea de motive redactată pentru proiectul de lege, Ministerul Energiei arată că se impune clarificarea și completarea prevederilor privind stabilitatea regimului fiscal și de redevențe petroliere incluse în Legea Offshore, deoarece asigurarea și reconfirmarea stabilității e o condiție esențiala nu numai din punct de vedere legal, dar și din punct de vedere economic, pentru a face posibilă continuarea investițiilor în proiecte offshore, având în vedere: costurile semnificative ale investițiilor offshore, durata îndelungată a realizării proiectelor și riscurile specifice ridicate ale investițiilor offshore.
"Având în vedere nevoia de a avea un sistem fiscal competitiv care sa atragă investiții, costurile ridicate și termenul lung de realizare si recuperare a investițiilor în sectorul offshore, 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 obținute în urma practicării unor prețuri mai mari de 100 lei/MWh, grila de impozitare de menține. Obținerea unei nivel normal al rentabilității așteptate pentru investitor la un preț de 100 Lei/MWh fundamentează introducerea impozitului pe venitul suplimentar începând cu acest prag, în timp ce prețuri inferioare acestui nivel nu generează profituri suplimentare", arat[ Ministerul.
Instituța precizează, de asemenea, că se impune eliminarea utilizării prețului de referință în determinarea bazei de calcul a impozitului asupra veniturilor suplimentare pentru a pune în acord Legea offshore cu principiile fiscalității din Romania prevăzute de Codul Fiscal și cu practica internațională referitoare la determinarea impozitelor upstream pe baza prețurilor realizate.
În plus, este necesară menționarea principiilor pentru determinarea prețului de referință în legislația primară pentru a asigura stabilitatea și predictibilitatea mediului legislativ, dar și mărirea nivelului maxim pentru deducerea investițiilor din segmentul upstream pentru determinarea impozitului suplimentar offshore de la 30% la 60%, pentru a menține competitivitatea sectorului offshore din Romania și a atrage investiții, având în vedere costurile și riscurile ridicate, respectiv termenul lung de realizare al investițiilor offshore din Marea Neagra.
Necesitatea eliminării limitării deducerii investițiilor pentru calculul impozitului pe profit este motivată de faptul că acest impozit are un caracter general și toate sectoarele de activitate trebuie tratate uniform, în conformitate cu prevederile Codului Fiscal. "Astfel, se elimină discriminarea la care sunt supuși operatorii din sectorul offshore comparativ cu restul agenților economici, aceștia datorând impozit pe profit la o bază impozabilă artificial mărită din care nu se scad cheltuielile cu amortizarea tuturor investițiilor efectuate de operatorii offshore.
Pentru a permite implementarea practică a deducerii la calculul impozitului pe veniturile suplimentare offshore a valorii investițiilor din segmentul upstream, se impune clarificare legislativă și eventual emiterea unui ordin pentru clarificarea aplicării articolului 19, în special cu privire la alineatele 9 și 10".
Minsterul Energiei semnalează că Agenția Națională pentru Resurse Minerale (ANRM) nu are în atribuții aprobarea tuturor investițiilor offshore efectuate de titulari (de ex. instalații tehnologice/facilități de tratare, prelucrare, transport; alte investiții cum sunt diverse infrastructuri, de ex. platforme maritime, etc), verificarea valorii contabile a investițiilor intrând în competența Agenției Naționale de Administrare Fiscală (ANAF).
Impozitul pe profit și impozitul pe veniturile suplimentare offshore sunt două impozite diferite și de aceea este necesar ca baza impozabilă să fie determinată în mod adecvat pentru ambele impozite, mai arată expunerea de motive. Astfel, în condițiile existenței 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 internaționale relevante.
Ministerul susține că se impune eliminarea obligațiilor de tranzacționare pe pietele centralizate din România pe termen mediu și lung pentru a avea asigurată piața de desfacere pentru gazele naturale din perimetrele offshore și, în consecință, veniturile necesare pentru recuperarea investițiilor majore pe care o presupun astfel de proiecte în conformitate cu practica internațională în domeniul resurselor naturale. De altfel, dreptul de a dispune liber de cantitatile de petrol și gaze naturale extrase, înscris in acordurile petroliere și prevazut de Legea Petrolului ca drept al oricarui titular de acord petrolier, a fost considerat de catre investitori ca fiind un element esențial al concesiunii și pe care aceștia l-au avut în vedere la încheierea acordului petrolier, respectiv la momentul efectuării investițiilor în România, mai arată instituția.
