Mircea Coşea Переважна більшість країн запровадили додаткові податки на видобуток нафти
Відкладення остаточного інвестиційного рішення у великому офшорному проекті Чорного моря може мати незліченні наслідки.
Офшорний закон не передбачає відрахування роялті з бази розрахунку додаткового податку на прибуток.
Проф. д-р Мірча Коша пише у дослідженні «Про ситуацію з видобутком та споживанням газу в Румунії/Безпека та прибутковість сектору»: «Слід нагадати, що це було передбачено урядовим розпорядженням 7/2013. Тільки в цьому випадку можна говорити про "подвійне оподаткування", оскільки румунська держава отримує, з одного боку, роялті (розрахована за котируваннями ЄСПЛ), а з іншого боку отримує частку застосування податку на додатковий офшорний дохід від роялті, його невідрахування контрактує основний принцип уникнення подвійного оподаткування. Крім того, переважна більшість країн, які запровадили додаткові податки на видобуток сирої нафти та газу, практикують відрахування роялті, де вони досі діють, з тенденцією до відмови від роялті перед широким використанням корпоративних податків.
Іншим надзвичайно проблематичним положенням закону про офшори є стаття 20, яка вимагає, щоб, починаючи з 1 січня 2019 року, протягом календарного року торгувалося щонайменше 50% кількості газу від виробництва власного виробництва нафтопродуктів., на централізованих ринках. З одного боку, це торгове обмеження різко обмежує можливість виробників отримувати фінансування для інвестицій, гарантованих довгостроковими договорами купівлі-продажу; з іншого боку, обмеження створює диференційований та дискримінаційний режим торгівлі для внутрішнього видобутку морського природного газу з імпортованого газу ".
У грудні 2018 року уряд видав GEO No. 114/2018 про "встановлення заходів у сфері державних інвестицій та фіскальних заходів, внесення змін до нормативних актів та продовження термінів", нормативний акт із широким і різким впливом на всю економіку: банківський сектор, енергетичний сектор, будівництво, телекомунікації, ІТ, азартні ігри.
Згідно з дослідженням, енергетичний сектор особливо сильно постраждав:
«Стаття 61 ГЕО 114/2018 вносить ряд змін та доповнень до Закону № 123 електроенергії та природного газу.
Таким чином, абзац 12 у ст. 61 передбачає обмеження 68 леїв/МВт-год ціни продажу виробниками природного газу, видобутих в Румунії: „У період з 1 квітня 2019 р. По 28 лютого 2022 р. Виробники…, які здійснюють видобуток та реалізацію газу природний газ, видобутий з румунської території, зобов'язаний продавати за ціною 68 леїв/МВт-год ті кількості природного газу, що є результатом поточної внутрішньої виробничої діяльності, відповідним постачальникам та кінцевим споживачам. Протягом цього періоду виробник зобов’язаний продавати з пріоритетом постачальникам на умовах, регламентованих ANRE, щоб забезпечити всі потреби споживачів побутових споживачів, починаючи від поточного виробництва та/або зі складських приміщень ”.
Для постачальників природного газу надається можливість відшкодувати "різницю у вартості придбання з 2018 та 2019 років постачальників, не відшкодовану за цінами, що практикуються ... до 30 червня 2022 року, згідно з правилами ANRE".
Стаття 13 передбачає, що "побутові споживачі, які скористались своїм правом на отримання права, мають право повернутися до регульованого постачання", а ст. 14 передбачає, що «на період 01.04.2019-28.02.2022, відповідно до власних нормативних актів, ANRE встановить конкретну структуру імпорту/внутрішньої суміші для кількості природного газу, призначеного для забезпечення споживання нежитлових кінцевих споживачів.
Нарешті, мистецтво. 78 встановлює обов'язок сплачувати грошовий внесок, отриманий "від власників ліцензій у галузі електроенергетики, електроенергії та тепла в когенерації, за компонент електроенергії, природного газу, що дорівнює 2% від обороту, досягнутого ними в діяльності, яка робить об'єкт ліцензій, наданих ANRE, оборот, розрахований згідно з положеннями ANRE, затвердженими розпорядженням президента ANRE з затвердженням Комісії з національної стратегії та прогнозування ». Для діяльності з торгівлі, транспорту, розподілу та постачання природного газу ANRE тим часом встановила, що цей внесок у розмірі 2% сплачується з операційної націнки. Загалом ці зобов'язання мають далекосяжні наслідки, які докорінно змінюють структуру ринку та спричиняють серйозні викривлення в його роботі ".
У дослідженні також зазначається: «Інвестиції в офшорний сектор Румунії до цього часу здійснювались на основі положень про стабільність, передбачених Законом про нафту №. 134/1995, Закон про нафту No. 238/2004, GEO No. 160/1999, затвердженого Законом No 399/2001, а також на основі положень про стабільність, включених в окремі нафтові угоди. Закон про офшор 256/2018 передбачає, з фіскальної точки зору, ст. 19, абз. (3), на додаток до роялті, встановленого Законом про нафту № 238/2004, запровадження прогресивного податку на додатковий дохід, починаючи з 1 січня 2019 р. Рівні цін повинні коригуватися щороку, починаючи з 1 січня 2019 р., З річним індексом споживчих цін. Додатковий дохід обчислюється множенням різниці між середньозваженою ціною на газ, що продається від власного вітчизняного виробництва в офшорних периметрах, та ціною закупівлі газу з вітчизняного виробництва для внутрішніх споживачів.
Закон про офшор передбачає ст. 19, абз. (4), максимальний ліміт відрахування інвестицій у сегмент вищої торгівлі становить 30% від загальної суми податків на додатковий дохід за референтною ціною 45,71 лей/МВт-год. Алін. (9) того самого мистецтва. 19 передбачає, що: «Сукупна вартість інвестицій у сегменті вище за течією, зафіксовано в бухгалтерському обліку відповідно до чинного законодавства з моменту набрання чинності цим законом до місяця, за який нараховується податок на додатковий офшорний дохід, а також вартість інвестицій з робочих програм, реалізованих та затверджених ANRM на основі нафтових угод, які були зареєстровані в бухгалтерському обліку до дати набрання чинності цим законом, зменшується щомісяця зі значенням інвестицій у сегмент вище за течією вираховується з офшорного додаткового податку на прибуток. Відрахування застосовуються до тих пір, поки не буде досягнута сукупна вартість інвестицій в сегменті вищого потоку, затверджена ANRM та зареєстрована в бухгалтерському обліку відповідно до чинного законодавства ". (С.Н.)
Текст, підкреслений у параграфі вище, дозволяє повністю відшкодувати всі інвестиції, здійснені та затверджені ANRM. Відрахування обчислюється щомісяця, аж до вартості накопичених інвестицій в офшори, але це дозволяється лише в межах 30% загальної суми податку на додатковий дохід, що виникає в результаті продажу офшорної продукції.
Алін. (3) статті 19 передбачає, що податок на додатковий офшорний дохід враховує референтну ціну, встановлену ANRM для розрахунку роялті, розраховану на основі котирувань "CEGH Day Ahead" у центрі природного газу у Відні.
У дослідженні згадується: «У середньому ці котирування були у 2018 році значно вищими за середні торгові ціни на румунському ринку природного газу.
Непризначеність інвестицій через амортизацію при розрахунку податку на прибуток призводить до вищої ефективної ставки податку на прибуток, дискримінує офшорний сектор порівняно з іншими економічними агентами та суперечить положенням Фіскального кодексу, ст. 3 абзацу (а), який передбачає нейтральність фіскальних навантажень щодо різних категорій інвестицій та капіталів, а також ст. 25, щодо зменшення витрат. Крім того, не вирахування інвестицій з податку на прибуток суперечить міжнародній практиці у секторі нафти та природного газу, внаслідок чого застосування додаткових податків не повинно впливати на право на відрахування з податку на прибуток, що застосовується до всіх економічних суб'єктів ".
У нещодавньому дослідженні щодо впливу GEO 114/2018 на енергетичний сектор загалом та газовий сектор зокрема, Deloitte (2019) визначає та аналізує такі наслідки нормативного акту:
(1) Скорочення надходжень до державного бюджету, отриманих енергетичним сектором. Обмеження внутрішньої ціни продажу газу перетворюється, згідно з підрахунками "Делойт", у збитки до державного бюджету доходів бюджету в розмірі 2,26 млрд. Леїв, що є наслідком зменшення надходжень додаткового податку на прибуток, зменшення роялті, збору зменшені суми податку на прибуток підприємств, а також зменшені ПДВ та виплати дивідендів. Цієї суми було б достатньо для виплати сум підтримки на захист вразливих споживачів.
(2) Вплив на безпеку постачання природного газу. Вітчизняні виробники природного газу скоротять інвестиції в нові розробки, а також в експлуатацію зрілих, граничних родовищ, експлуатація яких більше не може підтримуватися новою нормою прибутку.
Зокрема, відкладання рішень щодо інвестицій у Чорноморському регіоні ExxonMobil та OMV Petrom - і підготовка Чорноморською нафтою та газом (BSOG) остаточного інвестиційного рішення, що скасовує GEO 114/2018 - прямо ілюструє негативний вплив, який цей нормативний акт стосується вищого сегменту сирої нафти та природного газу. Наслідком буде збільшення імпорту російського природного газу в національній економіці, на який не впливають обмеження GEO 114/2018. З іншого боку, зменшення активності у висхідному сегменті впливає на інвестиційні плани транспортування та розподілу природного газу, а також на перспективи Румунії стати регіональним газовим хабом.
(3) Пропонування потенційної державної допомоги промисловим споживачам. Обмеження ціни на корінний природний газ на довільно встановленому рівні, значно нижчому від конкурентних ринкових цін, можна вважати формою державної допомоги для цілого ряду промислових споживачів природного газу, які експортують на міжнародні ринки. Наприклад, Регламент імплементації Європейської Комісії (ЄС) 2018/1722 від 14 листопада 2018 року про введення остаточного антидемпінгового мита на імпорт аміачної селітри, що походить з Росії, базувався на дослідженні умов виробництва відповідного продукту (добрив твердих речовин із вмістом амонію, що перевищує 80% за вагою), в результаті чого застосовується антидемпінгове мито, засноване на використанні природного газу як сировини за субсидованими місцевими антиконкурентними цінами. 7 березня цього року Європейська Комісія надіслала Румунії офіційний лист-повідомлення про "некоректне виконання деяких вимог газової директиви (Директива 2009/73/ЄС) та Положення про безпеку газопостачання (Регламент (ЄС) ) 2017/1938) ».
Зокрема, Комісія встановила, що „нова регульована система оптових цін, запроваджена на румунському газовому ринку, суперечить законодавчим вимогам ЄС. Комісія також вважає, що ці заходи не є належними для сталого досягнення мети захисту побутових споживачів від надмірного зростання цін ".
(5) Неможливість забезпечити стійку державну послугу з постачання природного газу. Положення зі ст. 13 GEO 114/2018, згідно з яким побутові клієнти, які скористались своїм правом на отримання права, можуть повернутися на регульований ринок, всупереч духу лібералізації ринку, завдає удару
постачальницькі компанії, які зробили значні інвестиції в
маркетинг та роздрібна торгівля природним газом. Крім того, запровадження грошового внеску в розмірі 2% на операційну націнку послуг транспорту, розподілу та постачання, а також можливість повернення постачальникам 30 червня 2022 року збитків, спричинених різницею у витратах на придбання у 2018 та 2019 роках, додатковий тиск на підвищення ціни до кінцевого споживача. Протидія цій тенденції адміністративним обмеженням ціни ANRE для кінцевого споживача неминуче призведе до накопичення торгової напруженості та збитків, які почнуть відновлюватися відразу після кінця лютого 2022 року, що призведе до значного передбачуваного збільшення ціна для кінцевого споживача навесні та влітку 2022 року.
Правильне функціональне визначення вразливого споживача та створення фонду солідарності на основі Закону 123/2012 є набагато кращими та ефективнішими механізмами соціального захисту домашніх споживачів, які постраждали від енергетичної бідності.
(6) Обмеження вільної транскордонної торгівлі природним газом румунського виробництва. Зобов'язання виробників продавати переважно румунським споживачам, вітчизняним та не побутовим, є дискримінацією споживачів з інших держав-членів і, таким чином, порушенням Договору про функціонування Європейського Союзу (ст. 35 та 36) та Директиви 2007 р./73/ЄС про загальні правила внутрішнього ринку природного газу (стаття 40 (с)), шляхом встановлення бар'єрів для вільного руху товарів та товарів на Єдиному ринку. Фактично, зобов’язання вітчизняних виробників природного газу надавати усім своїм видобутку газу доступ до румунських споживачів.
Хоча, здавалося б, обмежені в часі, несвоєчасні та обтяжливі положення цього надзвичайного розпорядження для енергетичного сектору в цілому та газового сектору зокрема є додатковим фактором, що стримує початок видобутку в Чорному морі до 1 березня 2022 року. Оскільки інвестиційні можливості мають обмежений часовий проміжок можливостей, відкладення остаточного інвестиційного рішення в основному офшорному проекті Чорного моря може мати незліченні наслідки. Гостре сприйняття непередбачуваності, спричинене нормативними актами, що трансформується настільки радикально, без консультацій із зацікавленими сторонами, функціонування всієї румунської енергетичної системи серйозно впливає на довіру інвесторів. Важко скласти інвестиційний план з припущенням, що після 1 березня 2022 р. Жодні інші такі нормативні акти не будуть прийняті, також спеціально, з наслідками широкомасштабного спотворення середовища ринкової економіки.