STUDIU FPPG: Marea Neagră - o nouă Mare a Nordului, din punct de vedere energetic

Marea Neagră este considerată de numeroşi analişti ca fiind, potenţial, o nouă Mare a Nordului, regiunea cea mai importantă din punct de vedere energetic din Europa, arată un studiu realizat de Radu Dudău şi Vasile Iuga, la solicitarea Federaţiei Patronale de Petrol şi Gaze (FPPG).

Potrivit studiului, acest potenţial este încă unul predominant teoretic, explorarea geologică aflându-se încă într-o fază incipientă (circa 100 de sonde forate). Descoperiri importante au fost făcute până în prezent doar în zona românească.

Toate statele riverane Mării Negre au proiecte de explorare, mai avansate fiind România, Turcia şi, într-o oarecare măsură, Bulgaria, după cum arată informaţiile analizate.

Pentru exploatarea rezervelor de petrol şi gaze este nevoie de cadrul fis-cal, care trebuie să fie echilibrat, astfel încât să câştige şi statul, şi societatea, şi companiile, după cum mai arată sursa citată.

Studiul precizează că discuţiile pe tema potenţialului gazelor naturale din perimetrele româneşti offshore din apele Mării Negre se concentrează îndeosebi pe împărţirea profiturilor între stat şi investitori, neglijând însă o evaluare realistă şi cuprinzătoare a ris-curilor cu care se confruntă proiectele petroliere offshore de mare adâncime şi care determină, în ultimă instanţă, deciziile de investiţii.

Datele transmise arată: "Dezvoltarea sectorului offshore de gaze naturale este o oportunitate istorică pentru ţara noastră, putând aduce beneficii de securitate energetică, economice şi sociale. Adoptarea unui cadru echitabil şi stabil de reglementare offshore, care să permită demararea lucrărilor de dezvoltare şi producţie, reprezintă un imperativ strategic. De deciziile politice luate în următoarele luni depinde viitorul acestui sector de importanţă fundamentală pentru România".

În plus, studiul precizează că exploatarea resurselor de la Marea Neagră se înscrie într-un trend internaţional caracterizat de creşterea ponderii ţiţeiului şi gazelor naturale din zăcăminte offshore de mare adâncime în totalul producţiei de hidrocarburi, pentru satis-facerea cererii globale în creştere - rată anuală de creştere până în 2040 de circa 1,6% pentru gaze naturale şi 0,5% pentru ţiţei, potrivit IEA (2017).

Producţia de hidrocarburi din apele de adâncime a fost stimulată de cererea tot mai mare, de preţurile ridicate ale petrolului, de declinul producţiei din zăcămintele convenţionale şi de progresele tehnologiei, conform sursei citate.

De asemenea, studiul precizează că exploatarea acestor zăcăminte, cu câteva excepţii, este apanajul câtorva mari companii petroliere internaţionale, numite şi supermajors, care acţionează ca o combinaţie de bănci de investiţii, capabile să mobilizeze enorme resurse financiare pentru investiţiile în asemenea proiecte şi companii de tehnologie, respectiv management de proiect, şi care îşi menţin avantajul competitiv prin inovaţie continuă.

Datele analizate arată că doar circa 30% din resursele din offshore au fost explorate până în prezent, iar necesarul de investiţii pe zăcământ este, în medie, de aproximativ 10 miliarde de dolari, dar poate ajunge la 30-50 miliarde dolari, ca în cazul câmpului Kashagan-Faza 1 (Kazahstan). Business-plan-ul companiei Petrobras pentru dezvoltarea Bazinului Campos din Atlanticul de Sud prevede investiţii de 225 miliarde dolari.

Studiul mai precizează că în ultima vreme costurile proiectelor offshore de mare adâncime au crescut. Forarea unei sonde de explorare offshore cos-tă, în medie, 100-180 milioane de dolari, faţă de 5-10 milioane de dolari onshore, dar poate ajunge şi la 250 milioa-ne de dolari.

Analiştii precizează că aceste costuri sunt pentru că sunt necesare utilaje, platforme, echipamente şi nave foarte scumpe, care trebuie să opereze în condiţii de siguranţă la 2.000 de metri sub nivelul mării, la presiuni de 200 de atmosfere, în medii anoxice, în zone bântuite de furtuni violente sau cu temperaturi scăzute.

Totodată, investiţiile în sector se caracterizează prin durata lungă (30-40 ani), valoarea foarte ridicată (10-40 miliarde de dolari), în condiţii de risc semnificative. Unele companii îşi riscă viabilitatea sau chiar existenţa cu un singur proiect. Înţelegerea şi controlul riscurilor sunt esenţiale pentru investitori şi pentru finanţatori, mai transmite sursa citată.

Studiul informează că proiectele din Marea Neagră prezintă aproape toa-te riscurile generale ale offshore-ului de mare adâncime, respectiv rate de succes ale sondelor de explorare de 20-25%, în cazul României, dar de 0% în cazul Turciei şi Bulgariei; costurile forării unei astfel de sonde sunt între 150 şi 250 milioane de dolari; risc comercial şi de infrastructură/logistică ridicate, pe fondul slabei conectări la pieţele regionale; experienţa redusă de management de proiect; risc geopolitic în creştere, în contextul situaţiei politico-militare din Crimeea şi din estul Ucrainei, precum şi al atmosferei antagonice dintre NATO şi Rusia, cu Turcia într-o relaţie tensionată cu aliaţii săi occidentali.

Pe lângă toate acestea, mai sunt ris-cul fiscal şi de reglementare mare şi în creştere, lipsa stabilităţii şi a predictibilităţii reglementărilor.

Totodată, mai sunt şi alte riscuri specifice Mării Negre, care includ faptul că este o mare cvasi-închisă, cu acces dificil prin Bosfor, cu dificultăţi majore de transport al utilajelor şi echipamentelor; topografie insuficient cunoscută a reliefului submarin, care este şi instabil; mediu anoxic la adâncimi mai mari de 200 metri, cu prezenţa hidrogenului sulfurat, ceea ce necesită echipamente speciale, costisitoare; prezenţa hidraţilor de metan pe fundul mării, ceea ce prezintă un risc de incendiu şi un pericol pentru flotabilitatea navelor, în caz că ajung la suprafaţă, conform sursei citate.

Studiul precizează: "Tabloul riscurilor Mării Negre este direct aplicabil şi României. Unul dintre cele mai importante este riscul fiscal. Recenta propunere legislativă privind activitatea petrolieră offshore (Legea Offshore) a crescut semnificativ gradul de impredictibilitate şi a diminuat competitivitatea cadrului de reglementare. Din punct de vedere al fiscalităţii, propunerea legislativă introduce, pe lângă redevenţe, un impozit progresiv pe venit, în funcţie de preţul gazelor naturale. Totodată, prevede o limită a deductibilităţii investiţiilor de 60% din venitul "suplimentar' rezultat din vânzarea gazelor între diferite intervale de preţ. Mecanismul de deduceri şi de stabilire a bazei impozabile descurajează investiţiile, întrucât nu prevede deductibilitatea cheltuielilor făcute predominant înainte de începerea producţiei, ci se limitează la investiţiile din luna în care se realizează veniturile suplimentare, fără o modalitate de reportare. De asemenea, din baza impozabilă nu sunt scăzute redevenţele, aşa cum este cazul în practica internaţională".

Analiza transmisă arată că cu o astfel de modificare a cadrului fiscal offshore, România ar fi propulsată pe poziţia a doua, după nivelul de taxare, între ţările regiunii extinse a Mării Negre, după Azerbaidjan (care însă beneficiază de condiţii superioare de exploatare) şi înaintea Kazahstanului, Turciei, Ucrainei şi Bulgariei.

Această potenţială creştere a fiscalităţii are loc în contextul în care ţările vecine (Kazahstan, Ucraina) îşi măresc competitivitatea prin reduceri de taxe şi impozite pentru sectorul offshore. Mai mult, această propunere vine pe fundalul unei fiscalităţi petroliere deja crescute în România, ca urmare a prevederilor OG 7/2013 şi OG 6/2013, prin care ţara noastră s-a situat pe un sens contrar tendinţelor europene ale fiscalităţii petroliere, caracterizate prin reducerea ratelor medii ale redevenţelor şi ale celorlalte impozite asupra sectorului petrolier upstream, pe fondul scăderii puternice a preţului ţiţeiului şi gazelor naturale în intervalul 2014-2017, arată sursa citată.

Pentru a menţine competitivitatea sectorului offshore, este necesar ca o eventuală impozitare suplimentară pentru sectorul offshore să aibă o structură şi un nivel echilibrate, iar formula de calcul a redevenţelor să fie adaptată specificului acestui sector. Clarificarea şi îmbunătăţirea cadrului fiscal poate duce la diminuarea riscului total şi, astfel, la obţinerea unor venituri mai mari pentru guvern, cu asigurarea unui câştig suficient pentru investitori, menţionează studiul.

Este relevantă şi o analiză diferenţiată onshore - offshore a nivelului efectiv de impozitare din cele 25 de jurisdicţii europene evaluate în acest studiu. Astfel, nivelul impozitării onshore din România este ridicat faţă de media europeană, existând totuşi două jurisdicţii cu o cotă efectivă de impozitare mai mare atât în anul 2015, cât şi în anul 2016, mai precizează sursa citată.

Pe de altă parte, chiar neluând în calcul o impozitare suplimentară aplicabilă sectorului offshore din Româ-nia, nivelul maxim de redevenţă, de 13%, care se aplică în România la cea mai mare parte din producţia offshore de gaze naturale, datorită pragurilor de producţie neadaptate specificului offshore, reprezintă cea mai ridicată cotă de impozitare efectivă în anul 2016 faţă de jurisdicţiile offshore europene (respectiv al doilea cel mai mare nivel de impozitare în anul 2015, foarte aproape de cota efectivă de impozitare din Norvegia, de 13,9%), mai arată documentul.

În aceste condiţii, pentru a menţine competitivitatea sistemului de impozitare, este necesar ca o eventuală impozitare suplimentară pentru sectorul offshore să aibă o structură şi un nivel echilibrat, iar formula de calcul a redevenţelor să fie adaptată specificului acestui sector.

Autorii studiului mai susţin că pentru a se ajunge la mult discutata situaţie win-win-win, din care să aibă de câştigat atât societatea, cât şi statul şi investitorii, este nevoie de înlănţuirea fericită a multor factori. Materializarea unui singur risc major poate rupe lanţul proiectului, pentru că tăria unui lanţ este dată de cea mai slabă verigă. De aceea, este nevoie de optimism rezonabil, dar şi de realism, în privinţa proiectelor offshore de mare adâncime din Marea Neagră.

La data scrierii acestui studiu, Senatul României a aprobat un amendament prin care este introdusă în proiectul Legii Offshore o clauză de stabilitate cu prevederi stricte: "Regimul de redevenţe şi regimul fiscal (...) nu se vor modifica, indiferent sub ce formă, în favoarea sau în defavoarea titularilor de acorduri, pe toată durata acordurilor şi a prelungirilor subsecvente."

De asemenea, este prevăzută posibilitatea deducerii integrale, din impozitele datorate de operatori, a "valorii cumulate a investiţiilor în sectorul upstream, înregistrate în evidenţa contabilă potrivit reglementărilor legale în vigoare (...)".