Guvernul a finalizat proiectul noilor redevențe în energie, prin care introduce un nou sistem de redevențe (cu o cotă fixă și o cotă variabilă) în cazul hidrocarburilor din Marea Neagră. Neplata redevențelor pe o perioadă mai mare de 6 luni atrage rezilierea de îndată a contractelor de concesiune.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată pe Profit Insider
Este introdusă și posibilitatea de actualizare a cotelor de redevență la prelungirea duratei contractelor de concesiune, prin aplicarea cotelor aflate în vigoare la data semnării actelor adiționale.
Kasparov vine în premieră în România. Detalii AICI
Titularii concesiunilor/licențelor/acordurilor aflate în vigoare la data legii care urmează să fie aprobată și să intre n vigoare la 3 luni de la data publicării în Monitor rămân supuși plății redevențelor astfel cum sunt reglementate prin contractele încheiate, pe toată durata acestora, cu excepția adoptării unor reglementări mai favorabile titularilor sau obligatorii Uniunii Europene.
REDEVENȚE ONSHORE
Cotele vor rămâne în continuare aceleași (cuprinse între 3,5 și 13,5%), sunt modificate însă prețul de referință luat în calcul în formula redevențelor și modalitatea de calcul.
REDEVENȚE OFFSHORE
Producătorii de petrol și gaze în segmentul offshore vor plăti redevențe similare celor din onshore, în pofida faptului că investițiile în explorare și producție din zăcămintele de la Marea Neagră sunt mult mai ridicate decât cele de pe continent.
Astfel, dacă în cazul petrolului onshore, la o producție trimestrială de peste 100 mii de tone, este plătită o redevență de 13,5%, în cazul țițeiului offshore aceasta va fi cuprinsă între 12,5 și 13,5%. Proiectul prevede, în cazul petrolului, o cotă fixă de 8% și cote variabile cuprinse între 4,5 și 5,5% în funcție de nivelul producției trimestriale.
Similar, în cazul gazelor naturale, dacă în cazul celor din segmentul onshore, cota este de 13%, în offshore va fi aplicată o cotă fixă de 10% și cote variabile cuprinse între 2 și 3% în funcție de nivelul producției trimestriale.
Anul viitor este așteptată decizia de investiție finală a Exxon Mobil și OMV Petrom de investiție cu privire la perimetrul Neptum Deep. Unul dintre cele mai imprtante elemente, alături de infrastructura de transport, este nivelul redevențelor și predictibilitatea acestora.
Iar nivelul stabilit poate fi considerat dezamăgitor de cele două companii, fiind similar celui din onshore, în pofida investițiilor mult mai ridicate realizate. Până în prezent, cele două companii au investit în cele 8 sonde săpate în Neptun Deep (cu rezerve estimate la 42-84 miliarde metri cubi de gaz) aproximativ 1,5 miliarde de euro. Proiectul legislativ nu face nicio trimitere la deductibilitatea sau amortizarea investițiilor.
Însă cele două companii ar putea fi nemulțumite și în ceea ce privește aspectul predictibilității. Potrivit proiectului legislativ, cotele de redevență pot fi “actualizate prin hotărâre a Guvernului, la solicitarea autorității competente, pe baza unor analize economice de oportunitate respectiv prin aplicarea cursului de schimb oficial lei/euro stabilit în prima zi lucrătoare a lunii octombrie din anul precedent, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, după caz”.
În cazul în care același zăcământ offshore este exploatat în două sau mai multe zone din cadrul aceluiași perimetru petrolier, în scopul determinării cotei procentuale aplicabile în vederea stabilirii redevenței petroliere din segmentul upstream offshore se va lua în considerare producția brută extrasă din cadrul întregului zăcământ offshore, indiferent dacă a fost sau nu comercializată total sau parțial. Producția brută include și toate cantitățile necesare desfășurării activităților asimilate celor de exploatare.
În plus, ca și în cazul producției onshore, noul preț de referință nu va mai fi cel fixat de ANRM încă din 2008 și nemodificat până în prezent, de 495 lei/mia de metri cubi, adică 45,71 lei/MWh, ci va fi reprezentat de cotația gazelor naturale pe piața angro centralizată - OPCOM. În prezent, prețul gazelor se situează, potrivit ANRE, la 66-67 de lei/MWh pe perioada de vară și la 71-72 lei/MWh pe cea de iarnă.
REDEVENȚE MINIERE
a) o cotă procentuală de 5% din valoarea producției miniere, funcție de unitatea de produs minier și valoarea unitară aferentă acestuia, pentru minereuri feroase, neferoase, de aluminiu și roci aluminifere, radioactive, pământuri rare și disperse, pietre prețioase și semiprețioase, produse reziduale miniere, roci bituminoase, nămoluri și turbe terapeutice;
b) o cotă procentuală de 6% din valoarea producției miniere, funcție de unitatea de produs minier și valoarea unitară aferentă acestuia, pentru metale nobile;
c) echivalentul în lei a 0,5 euro/tonă de cărbuni inferiori (lignit, cărbune brun);
d) echivalentul în lei a 2,5 euro/tonă de cărbuni superiori (huila, antracit);
e) echivalentul în lei a 100 euro/tonă de turba;
f) echivalentul în lei a 1 euro, pe unitatea de producție rninieră, pentru substanțe nemetalifere;
g) echivalentul în lei a 0,5 euro/tonă pentru roci magmatice, roci metamorfice, calcare industriale si de construcții, dolomita, gresie si tufuri industriale, argile, marne, loess, nisip si pietriș, nisip si roci caolinoase;
h) echivalentul in lei a 1 euro/tonă, pentru alabastru industrial, piatră ponce, sienite nefelinice, gips, cretă, nisip silicios, bentonită, nisip caolinos, ardezie și diatomită
i) echivalentul in lei a 2,5 euro/m³ pentru bazalt ornamental, dacit ornamental, andezit ornamental, granit ornamental si granodiorit ornamental, conform standardelor de produs;
j) echivalentul in lei a 3,5 euro/m³ pentru alabastru ornamental, aragonit ornamental si siliconite ornamentale;
k) echivalentul in lei a 4 euro/m³ pentru marmură, calcar ornamental, gresie ornamentală, travertin și tufuri ornamentale, conform standardelor de produs;
l) echivalentul in lei a 1,0 euro/tonă, pentru săruri haloide.
Redevențele complete pot fi văzute AICI
Excepții de la obligația de plată a redevenței la bugetul de stat
Gazele naturale extrase din sonde concomitent cu țițeiul care sunt neutilizate și nevalorificate de către titularul acordului petrolier se pun la dispoziția autorității competente spre valorificare, fără plată și libere de sarcini, iar titularul este scutit de la plata redevenței petroliere pentru acestea.
Pentru cantitățile de gaze naturale destinate constituirii stocului minim de siguranță, provenite din import, care se regăsesc în depozite de înmagazinare și pentru gazele naturale reinjectate în zăcământ în scop tehnologic, titularul acordului petrolier nu datorează redevență petrolieră.
Pentru cantitățile de petrol destinate constituirii stocului minim de siguranță nu se datorează redevență petrolieră.
Redevențele actuale, prevăzute atât de Legea petrolului din 2004, cât și de acordurile petroliere semnate cu companiile de profil, reprezintă cote procentuale din valoarea producției brute extrase. La țiței, acestea sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 10.000 de tone/trimestru, 5% pentru zăcăminte care produc între 10.000 și 20.000 de tone/trimestru, 7% pentru zăcăminte care produc între 20.000 și 100.000 de tone/trimestru și 13,5% pentru zăcăminte care produc peste 100.000 de tone/trimestru.
La gaze naturale, redevențele sunt de 3,5% pentru zăcăminte care produc sub 1 milion de metri cubi/trimestru, 7,5% pentru zăcăminte care produc între 1 și 5 milioane de metri cubi/trimestru, 9% pentru zăcăminte care produc între 5 și 20 de milioane de metri cubi/trimestru și 13% pentru zăcăminte care produc peste 20 de milioane de metri cubi/trimestru.
Anul trecut, bugetul de stat a încasat din redevențe petroliere suma totală de 1,067 miliarde lei, cu peste 16% sub nivelul de încasări din 2015, din cauza scăderii prețurilor de vânzare pe piețele de țiței și gaze.
