Rata efectivă de impozitare a veniturilor obținute din vânzarea producției de gaze naturale din zăcămintele offshore aflate în exploatare în sectorul românesc al Mării Negre a fost per total de 51% anul trecut și a urcat la 78% în ultimul trimestru din 2021, ca urmare a majorării galopante a prețurilor la gaze pe piețele angro, se arată într-un studiu realizat de PwC România la comanda Federației Patronale Petrol și Gaze (FPPG).
În prezent, din Marea Neagră românească sunt extrase gaze naturale numai în perimetrul Istria, operat de OMV Petrom, care include mai multe zăcăminte.
"În contextul creșterii prețului gazelor naturale, rata efectivă de impozitare specifică a producției offshore din România a ajuns la 51% în anul 2021, reprezentând mai mult decât dublarea acesteia și de 10 ori mai mult decât media europeană din anul 2020", se menționează în studiu.
În România, pe veniturile obținute din vânzarea producției de gaze naturale din Marea Neagră se datorează redevență și impozit pe veniturile suplimentare offshore.
"Rata efectivă de taxare ridicată din România derivă, cu precădere, din valoarea impozitului pe veniturile suplimentare, a cărei formulă de calcul ia în considerare un prag de impozitare a gazului natural necorelat cu contextul actual, respectiv 45,71 lei/MWh - valoare specifică anului 2012. În plus, impozitarea excesivă rezultă și din folosirea la calculul bazei de impunere a prețului de referință CEGH Day Ahead (de la bursa austriacă de la Baumgarten – n.r.), mult peste realitatea pietei românești", relevă studiul.
Legea offshore prevede în prezent o cotă de impozit de 30% pe veniturile suplimentare obținute de producători pentru vânzări la prețuri sub 85 lei/MWh, precum și cote de la 15% la 70% pentru cele aferente unor prețuri de vânzare a gazelor între 85 și peste 190 lei/MWh. Prin venit suplimentar se înțelege diferența dintre prețul mediu ponderat al gazelor naturale vândute din producția internă proprie din perimetrele offshore și prețul reglementat de achiziție a gazelor naturale din producția internă pentru clienții casnici și noncasnici în anul 2012, de dinainte de liberalizare, respectiv 45,71 lei/MWh, înmulțită cu volumele de gaze vândute din producția internă din perimetrele offshore.
De asemenea, Legea petrolului prevede cote de redevență între 3,5% și 13%, în funcție de cantitatea de producție brută pe trimestru realizată în fiecare zăcământ. Pentru cea mai mare parte din producția offshore de gaze naturale din România este aplicabilă cota de 13%. Prețul de referință la care se aplică cotele de redevență este stabilit tot în funcție de cotațiile medii angro ale gazelor de la bursa de profil din Viena.
"Evoluția prețului de referință al gazelor naturale pentru taxarea producției offshore (legat de Central European Gas Hub – CEGH Day Ahead), necorelată cu evoluția prețului realizat pe piața din România, a determinat creșterea semnificativă a poverii fiscale aplicate producției de gaze naturale offshore din România. În lipsa modificării Legii offshore, în vederea asigurării stabilității și competitivității regimului fiscal, decizia de investiție în resursele din Marea Neagră va continua să fie amânată, cu impact major asupra sectorului energetic din România și implicit asupra economiei. Mai mult, în baza proiectelor din Marea Neagră, România poate ajunge primul producător de gaze naturale din Uniunea Europeană, odată cu închiderea zăcământului Groningen din Olanda", se mai spune în studiu.
Potrivit sursei citate, amânarea investițiilor în resursele de gaze naturale din Marea Neagră va conduce la o serie de provocări pentru România, respectiv creșterea dependenței de importurile de gaze naturale (până la 53% în anul 2030), cu implicații asupra securității energetice și a deficitului de cont curent, pierderea încasărilor bugetare din taxele și impozitele asociate acestor investiții, estimate la aproximativ 5 miliarde lei în medie annual, precum și pierderea oportunității de a utiliza această resursă în procesul tranziției la surse regenerabile de energie, în contextul în care gazele naturale vor fi considerate combustibil de tranziție.
Guvernul a aprobat în ultima parte a lunii trecut solicitarea titularilor acordului petrolier privind concesiunea offshore de gaze naturale Neptun Deep, cea mai importantă din Marea Neagră românească, titulari care în prezent sunt ExxonMobil și OMV Petrom, de amânare a termenului până la care companiile trebuie să declare oficial că zăcămintele descoperite în Neptun Deep au valoare comercială și pot fi exploatate în condiții de rentabilitate economică. Asta în contextul în care autoritățile de la București nu s-au ținut deocamdată de promisiunea de a modifica Legea offshore, iar OMV Petrom a anunțat că, din această cauză, decizia finală de investiție în proiectul Neptun Deep va fi amânată pentru 2023.
