Documente de poziție publică

Opinia ARCOMN ref varianta finala a legii offshore oct 2018

În ultimii 2 ani, industria offshore, reprezentată de ARCOMN, a participat la consultările cu instituții ale statului roman, adică toate ministerele relevante, agențiile și autoritățile naționale competente precum și de comisiile parlamentare implicate in elaborarea cadrului de reglementare offshore.

Contributia ARCOMN s-a limitat la evidentierea aspectelor cheie și a riscurilor specifice industriei , precum și a practicilor la nivel international, in acest domeniu. De asemenea, ARCOMN a prezentat și evaluărea impactului legislației propuse asupra industriei și asupra potentialelor noi investiții offshore, in zona romaneasca a Marii Negre.

Importanța unui cadru fiscal stabil si competitiv, stabilirea unui cadru de reglementare clar precum și respectarea dreptului de a comercializa liber productia proprie de gaze au reprezentat mesajele principale pe care ARCOMN le-a promovat constant, in aceasta perioada.

Votul din Camera Deputaților, din 24 octombrie 2018, marchează încheierea procesului parlamentar de reexaminare cu o nouă variantă a legii, care afectează principiul stabilitatii, introduce noi taxe și stipulează condiții specifice privind modul de comercializare a producției.

ARCOMN se așteapta ca, dupa publicarea variantei finale, fiecare investitor din industria offshore să evaluezeimpactul legii asupra businessului propriuși asupra viabilitatii oricaror oportunitati de investiții offshore.


Asociaţia Română a Concesionarilor Offshore din Marea Neagră (ARCOMN) este singura asociaţie dedicată explorării şi dezvoltării resurselor de hidrocarburi ale României din Marea Neagră. ARCOMN este formată din titulari de concesiuni offshore din România. Actualii titulari de concesiuni (ȋn ordine alfabetică) din sectorul românesc al Mării Negre reprezentaţi în ARCOMN sunt: Black Sea Oil & Gas S.R.L.; ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited; Gas Plus International B.V.; Lukoil Overseas Atash B.V.; OMV Petrom S.A.; Petro Ventures Europe B.V.; S.N.G.N. Romgaz S.A.

În ultimii 10 ani s-au investit peste 2 miliarde de dolari doar pentru activitățile de explorare: Dezvoltarea facilităților de producție pentru proiectele noi implică investiții suplimentare de câteva miliarde de dolari.

Separarea cadrului fiscal onshore vs offshore – practică internațională

Practica europeană şi internaţională diferenţiere între sistemele fiscale pentru offshore şi onshore upstream ţiţei şi gaze naturale

Prezentul sumar include o prezentare detaliată a următoarelor puncte:

  1. Diferenţierea impozitării sectorului offshore de cel onshore este comună în practica internaţională, inclusiv în statele membre ale Uniunii Europene;

  2. Sistemul de redevențe din România generează cote efective mai ridicate ale redevențelor pentru offshore în comparație cu cele pentru onshore, deoarece pragurile de producție pentru redevențe nu reflectă natura specifică a producției offshore.

 

  1. Diferențierea impozitării între sectorul onshore și cel offshore – perspectiva UE și internațională

Sistemele fiscale internaționale pentru sectorul upstream de petrol şi gaze naturale sunt adaptate pentru a reflecta aspectele economice și provocările specifice fiecărui tip de resursă.

Statele care dețin sectoare upstream de ţiţei și gaze naturale atât onshore, cât şi offshore, oferă adesea condiții fiscale diferite (de exemplu, diferențierea între cotele de redevențe, termeni diferiţi pentru impozite specifice pentru upstream, aranjamente de împărțire a producției cu prevederi specifice).

Următoarele state membre ale UE, care au activități upstream de ţiţei și gaze naturale atât offshore, cât și onshore, diferențiază regimurile fiscale offshore și onshore:

 

Regatul Unit al Marii Britanii şi al Irlandei de Nord

  • Nu se aplică impozite pe proprietate pentru activele offshore în timp ce se aplică impozite pe proprietate pentru industria onshore de ţiţei şi gaze naturale.

 

Olanda

  • Nu se aplică redevențe pentru zăcămintele offshore, în timp ce pentru zăcămintele onshore se datorează redevențe (până la 7% și mai mult în anumite condiții) pentru partea din producție care depăşeşte pragurile definite;

  • Se aplică o cotă de deducere pentru investiții de 25% pentru zăcămintele offshore marginale, ce reprezintă o deducere suplimentară;

  • Nu se aplică impozite pe proprietate pentru activele offshore.

 

Germania

  • Cotele majorate ale redevențelor din landul Schleswig Holstein nu se aplică singurului zăcământ de producție offshore („Deutsche Nordsee A6 / B4”), pentru care există stabilitatea redevențelor.

 

Italia

  • Praguri de producție mai mari pentru redevențelor / impozitele de producție aplicabile zăcămintelor offshore, după cum urmează:

    • 0% redevență pentru o producție anuală de gaze naturale pe zăcământ offshore de până la 80 mil. m3 comparativ cu 25 mil. m3 pentru onshore;

    • 0% redevență pentru o producție anuală de ţiţei pe zăcământ offshore de până la 50 mii tone comparativ cu 20 mii tone pentru onshore;

  • O cotă a redevenţei de 7% pentru producţia de ţiţei offshore, comparativ cu 10% pentru producţia de ţiţei onshore;

  • Nu se aplică niciun impozit local asupra profiturilor din activități offshore desfăşurate dincolo de limita mării teritoriale, spre deosebire de cota de 3,9% din profitul obţinut de industria petrolieră onshore;

  • Nu se aplică impozite pe proprietate pentru activele offshore localizate dincolo de limita mării teritoriale.

 

Polonia

Cotele de impozitare a producției aplicabile zăcămintelor offshore sunt mai mici comparativ cu cele aplicabile zăcămintelor convenționale onshore, după cum urmează:

Gaze naturale: 1,5% din valoarea producției în offshore, comparativ cu 3% pentru onshore (pentru zăcămintele de gaze naturale cu permeabilitate si porozitate ridicată);

Ţiţei: 3% din valoarea producției în offshore, comparativ cu 6% pentru onshore (pentru zăcămintele de ţiţei cu permeabilitate si porozitate medie mai ridicată).

 

Spania

  • Cotă mai redusă a taxei aferente productiei pentru zăcămintele offshore în comparație cu zăcămintele onshore.

 

  1. Sistemul de redevențe din România generează cote de redevență mai mari pentru offshore comparativ cu onshore

Spre deosebire de practica internațională din jurisdicţiile cu cote de redevenţe determinate în funcţie de praguri de producţie, unde, în general, cotele de redevenţe offshore sunt mai reduse decât cele pentru onshore pentru o cantitate determinată de producţie sau pragurile de producţie pentru offshore sunt mai ridicate decât cele onshore pentru o cotă de redevenţă definită (de exemplu Spania, Italia, Algeria, Vietnam, Thailanda, Columbia), având în vedere că proiectele offshore necesită de regulă volume mai mari pentru exploatare economică în comparație cu proiectele onshore, pragurile de producție şi cotele de redevenţă utilizate în România pentru calculul redevențelor din sectorul petrolului și gazelor naturale nu sunt totuşi diferențiate între offshore și onshore.

 

Datorită nivelurilor ridicate de producție pentru dezvoltările offshore, acest aspect al sistemului de redevențe din România duce la aplicarea aproape fără excepție a unei cote maxime de redevență de 13% din valoarea producţiei offshore de gaze naturale curente şi estimate pentru viitor, pe când industria onshore, datorită nivelurilor medii de producție semnificativ mai mici, generează o cotă medie efectivă a redevenţei de 7% din valoarea producţiei, conform informaţiilor publice furnizate de cei mai mari producători onshore din România,Romgaz și OMV Petrom.

Pozitia ARCOMN referitoare la obligația de a tranzacționa, exclusiv pe o platformă centralizata de tranzacționare

Obligația de a tranzacționa într-o manieră prestabilită, exclusiv pe platformă OPCOM de tranzacționare de gaze naturale, constituie o politică restrictivă din punct de vedere comercial și introduce un regim discriminatoriu între regulile de comercializare a gazelor naturale pentru producția internă și regulile aplicabile importurilor de gaze naturale, întrucât producătorii străini vor avea dreptul de a încheia contracte bilaterale negociate direct cu consumatori mari din România, în vreme ce producătorii autohtoni de gaze naturale nu vor avea voie să încheie asemenea contracte.

 

Mai mult, proiectele de dezvoltare de resurse de gaze naturale care implică angajamente financiare inițiale semnificative se bazează și pe posibilitatea de a încheia contracte de vânzare bilaterale, pe termen lung. Astfel de contracte sunt încheiate înainte de a se efectua investiția de dezvoltare și angajează, deseori, producătorii să furnizeze gaze naturale către cumpărător(i) la momentul începerii producției. Acest tip de contracte nu pot fi tranzacționate prin platforme centralizate.

 

În concluzie, ARCOMN consideră că intervențiile administrative, precum obligația de a tranzacționa într-o manieră prescrisă doar pe platforme centralizate, vor avea consecințe neintenționate și dăunătoare pentru potențialele investiții noi în offshore-ul Mării Negre.

 

În plus, ARCOMN se asteaptă ca extinderea obligației existențe de a tranzacționa pe o piată centrală să fie în continuare o măsură ineficientă pentru a răspunde obiectivelor stabilite, și anume obținerea unei mai mari eficiențe economice și a transparenței prețurilor pe piața gazelor naturale.

 

În mod specific pentru piața gazelor naturale, este necesară crearea unui punct virtual de tranzacționare care să ofere produse comercializabile adecvate, pentru a dezvolta în continuare lichiditatea pieței și pentru imbunătătirea interconexiunilor transfrontaliere între centrele regionale, precum și pentru a crește numărul potențialilor cumpărători și vanzători din România. Astfel va fi facilitată dezvoltarea concurenței și a pieței, precum și creșterea diversitătii de aprovizionare. În acest fel se va reduce dependența de furnizorii individuali.