sisteme de impozitare aplicabile in industria producatoare de petrol si gaze nov 2013

7/18/2019 Sisteme de Impozitare Aplicabile in Industria Producatoare de Petrol Si Gaze Nov 2013

http://slidepdf.com/reader/full/sisteme-de-impozitare-aplicabile-in-industria-producatoare-de-petrol-si-gaze 1/42

Sisteme de impozitare aplicabile

în industria producătoare depetrol şi gaze

6 decembrie 2013



6 decembrie 2013

Cuprins

PwC • Sisteme de impozitare aplicabile în industria producătoare de petrol şi gaze

Secţiune Pag.

Prezentarea sistemelor de impozitare aplicabile în industriaproducătoare de petrol şi gaze

1

Condiţii specifice industriei de petrol şi gaze din România 9

Analiză comparativă 18

Sumar şi concluzii 37



PwC

Strictly private and confidential6 decembrie 2013

Prezentare generală a sistemelor de

impozitare aplicabile în industria producătoare de petrol şi gaze

1




6 decembrie 2013

2

Impozitarea industriei de petrol şi gaze este influenţată de:


O etapă esenţială în construcţia unui sistem de impozitare echilibrat o reprezintă efectuarea uneianalize aprofundate care să identifice ţări comparabile cu România din punct de vedere al

profilului de producţie.

Maturitatea şifragmentareazăcămintelor

Producţia pesonda

Tipul deresurse

Tipul decontract

Calitateahidrocarburilor

Prospectivitate

Climatuleconomic,politic şilegislativ

Strategiaenergetică



6 decembrie 2013

3

Regimul fiscal implementat în statele OCDE este cel bazat pe contracte de concesiune


Contracte de concesiune(CC)

1

Contracte de împărţire aproducţiei (CIP)

2

Contracte de servicii (CS)

3

CC

CIP / CS

CS

CIP

CC / CIP

C C / C S

* Ţările indicate în gri nu au fost analizate



6 decembrie 2013

4

Tipologia sistemelor de concesiune

Baza deimpozitare

Sistem CaracteristiciFlexibilitate faţă de

profitabilitateaproiectelor

Venit

Cota unică

o Cota unică de redevenţăo Descurajează investiţiile în zăcămintele

marginale (cu producţie mică/condiţiidificile)

Minimă

Cote

diferenţiate

o În funcţie de:• nivelul productiei per zăcământ• preţul hidrocarburilor• alţi factori (e.g. calitatea hidrocarburilor,

condiţiile de producţie)

Medie -> Mare

Profit

Cota unicăsuplimentară

o Taxa suplimentară pe profit, în plus faţă deimpozitul pe profit cu eventuale deduceri petipuri de zăcăminte

Mare

R-Factoro Taxa suplimentară pe profit, care variază în

funcţie de raportul dintre veniturile şicosturile cumulate la nivel de proiect

Maxima

Mixtă

(venit şiprofit)

o Impozitarea veniturilor şi profiturilor,

într-o formă combinată a celor patru sistemede mai sus

Medie -> Maximă


Dincolo de raţiunile de ordin financiar, decizia de a implementa un anumit sistemfiscal trebuie să ţină cont şi de eforturile administrative de implementare

Sistem aplicabil în prezent în

România



6 decembrie 2013

Aspecte considerate Sistemul bazat pe venit Sistemul bazat pe profit

Impactul asupra veniturilorstatului

Certitudinea veniturilor

Veniturile statului nu sunt certe,deoarece depind de obţinerea deprofituri din activitatea deexploatare a zăcămintelor

Momentul înregistrării veniturilor Încă de la începutul producţiei Ulterior, după realizarea de profit

Complexitatea implementării Eforturi reduse de monitorizare

Eforturi administrative ridicatepentru monitorizare şi control,deoarece de obicei presupunedeterminarea profitabilităţii pentrufiecare zăcămant în parte, încă de la început

Sistemul de impozitare bazat pe venit versus cel bazat pe profit

5




6 decembrie 2013

6


Volatilitatea pieţei şi alte riscuri suntsuportate de către investitor

Sistem bazat pe venit Sistem bazat pe profit

Anul 1 Anul 2 Anul 3 Anul 4

Venituri (1) 500 1.000 800 1.200

Redevenţa (10%)(1)*10%

(2) 50 100 80 120

Cheltuieli operaţionale (3) 150 225 300 350

Investiţii (4) 250 225 200 200

Deduceri (5) - - - -

Profit impozabil [(1)-(2)-(3)-(4)] (6)

50 450 220 530

Impozit pe profit (25%)[(6)*25%]

(7) 13 113 55 133

Profit net[(6)-(7)] 37 337 165 397

Anul 1 Anul 2 Anul 3 Anul 4

Venituri (1) 500 1.000 800 1.200

Taxare suplimentară* (52%)[(6)-(5)-(7)]*52%

(2) - 85 13 98

Cheltuieli operaţionale (3) 150 225 300 350

Investiţii (4) 250 225 200 200

Deduceri** (5) 125 250 200 300

Profit impozabil [(1)-(3)-(4)] (6) 100 550 300 650

Impozit pe profit (25%)[(6)*25%] (7)

25 138 75 163

Profit net[(6)-(7)-(2)] 75 327 212 389

* Taxa suplimentară pe profit, excluzând regimul normal de impozit pe profit aplicabil tuturor companiilor** Deduceri fiscale pentru investiţii, care diminuează baza de impozitare pentru taxarea suplimentară a profiturilor

Majoritatea riscurilor sunt suportate atât deinvestitor, cât şi de către stat

Exemplu de comparaţie numerică între sistemul bazat pe venit şi cel bazat pe profit



6 decembrie 2013

7


Simpla comparaţie a ratelor nominale de impozitare poate genera concluzii eronate

Impozit peprofit - 25%

Taxasuplimentară

pe profit - 52%

US D

Ve ni t (1 ) 10 0

Cheltuieli o peraţionale (2) 12

Cheltuieli c u investiţii (3) 20 Al te ch el tu ie li (e .g .finanţare)

(4) 11

Deduceri (5) 9

P ro fit im po zabi l ( 1-2-3-4 ) (6 ) 57

Impozit pe profit25%* (6)

(7) 14

Taxa suplimentară52%* ((6)-(5)-(7))

(8 ) 18

Profit net ((6)-(7)-(8)) (9) 25

Cont de profit şi pierdere (ilustrativ)

Rata efectivă de impozitaresuplimentară a profitului estede 32%, respectiv de 18%raportată la venituri

Prin aplicarea deducerilorpentru investiţii şi deducereacheltuielii cu impozitul peprofit, taxa suplimentară este

în realitate mult mai scăzutădecât nivelul nominal

Ratele de impozitare trebuiecomparate numai prinaplicarea la baze deimpozitare similare



6 decembrie 2013

Sistemul fiscal şi nivelul de impozitare trebuie corelatecu caracteristicile industriei şi profilul de risc

8

• Prospectivitate

• Tipul de resurse

• Acces fizic

Bogăţia resurselor

• Acces la piaţă

• Infrastructura

• Cerere de produse

Factori comerciali

• Cerinţe tehnologice

• Condiţii specifice /Experienţă pe proiecte

Complexitatea producţiei

• Stabilitate fiscală

• Transparenţa legislativă

• Cadrul de reglementare

Factori politici / fiscali


RidicatRedus

N i v e

l d e i m p o z i t a r e

Risc

Risc reduse.g. ţările arabe, MareaNordului – Norvegia,Olanda

Risc ridicate.g. zăcăminteconvenţionale cu omaturitate ridicată –

România, Franţa, Italia,zone offshore neexplorate

Ridicat



PwC


Condițiile specifice industriei de

petrol și gaze din România

9




6 decembrie 2013

În România zăcămintele convenţionale au o maturitateridicată şi un declin natural accentuat


o Declinul natural al producţiei

de hidrocarburi este deaproximativ 10% pe an

o Pentru a compensa declinulnatural sunt necesareinvestiţii majore încapacităţile de producţie

10

020

40

60

80

100

120

Evoluţia producţiei de petrol(Mbbl / an)

0

50

100

150

200

250

300

Evoluţia producţiei de gaze naturale(Mbep / an)

153

104 114

53

31

229

160

71

Sursa: BP Energy Statistical Yearbook 2013



6 decembrie 2013

Criterii de comparabilitate

Cu scopul de a identifica ţări comparabile cu România, am utilizat o serie de indicatori relevanţipentru sectorul de petrol şi gaze:

o Volumul anual al producţiei

o Mix de hidrocarburi – tipul principal de hidrocarbură produsă (i.e. petrol sau gaze naturale)

şi sursa (i.e. zăcăminte onshore / offshore)o Maturitate – gradul de epuizare a resurselor din zăcămintele de hidrocarburi exploatate în

prezent

o Cost de operare – cheltuiala înregistrată de o companie pentru a produce o unitate (bep) dehidrocarbură (combinat pentru petrol şi gaze naturale)

o Fragmentare (i.e. producţie medie per sondă per zi, producţie medie per zăcământ per zi) –cu impact asupra costului de operare

o Prospectivitate – important din perspectiva atractivităţii pentru investitori

11




6 decembrie 2013

722

258

508

40 71 77 54 39 4 12 16 11 3

588

325

12

74 31 21 37 5 16 6 0 5 6

12

La nivel european România este un producător de taliemică

* Producţia este exprimată în Mbep şi este aferentă anului2012. Pentru Israel şi Croația producţia aferentă 2011. Surse: EIA, Autorităţile naţionale de reglementare, Rapoartele anuale ale companiilor

1.310

583

520

114 102 98 91 44 20 18 16 16 9

Petrol

Gazenaturale



6 decembrie 2013

6

50 67 75 77 82 87

94

50 33 25 23 18 13

3

7

10 11 12 12 12

1517

21,5**

13

România are un grad de epuizare a zăcămintelor şi costde operare ridicate

100%

Maturitate(%)

România are una dintre cele mai ridicate maturităţi a zăcămintelor

România are unul dintre cele mai mari costuri de operare / bep din Europa

* Informaţii din surse publice

Nota: Maturitate (%) = Producţia cumulată / Rezervele certe ale zăcămintele aflate în producţie

Cost deoperare*

(USD / bep)

Gradulde

epuizare azăcămintelor

Rezerverămăseînzăcăminte

Ridicată Ridicată Ridicată

** Estimat pentru Marea Britanie pentru 2013: 23 USD/bep



6 decembrie 2013

2,866

1,765 1,731 1,626 1,6171,419

1,097901 759

582187 159

14PwC • Sisteme de impozitare aplicabile în industria producătoare de petrol şi gaze

România are cea mai mică producţie per sondă din Europa şi una dintre cele mai mici din lume

Producţiemedie per

sondă (bep/ zi) înţările

OPEC*

Producţiemedie persondă (bep

/ zi) înEuropa

Producţia medie de 21 bep / sondă/ zi înregistrată în România este cea mai scăzutădintre ţările analizate

Ţările din Europa au în general o producţie per sondă mai mică decât ţările OPEC

* Raportul OPEC 2013

* Informaţii din surse publice; pentruFranţa este reprezentată doar producţia pentrusonde de petrol.

4,8044,225

1,124409 267 55 32 20 31 17



6 decembrie 2013

România are o prospectivitate moderată cu provocăritehnice însemnate

Risc redus

Risc ridicat

Prospectivitate

Costuri şi provocări deordin tehnic

– +

+

–

Zăcăminte convenţionale Prospectivitate sub medie; risc ridicat -

provocări tehnice pentru zăcămintele cumaturitate ridicată (e.g. tehnici deîmbunătăţire a producţiei, zăcăminte demare adâncime)

Zăcăminte neconvenţionale Nedezvoltate; provocări tehniceşi de reglementare

Perimetre marine Prospectivitate pestemedie, provocări tehnicesemnificative

15




6 decembrie 2013

16

o Caracteristicile industriei de petrol şi gazesunt unice la nivel european şi necesităinvestiţii semnificative datorită: Maturităţii ridicate a zăcămintelor Fragmentării zăcămintelor Nivelului scăzut al producţiei per

sondă Calităţii scăzute a petrolului Complexităţii geologice

Riscului ridicat în cazul explorăriizăcămintelor de mare adâncime şiutilizării tehnicilor de îmbunătăţire aproducţiei

Provocări tehnice

o Costuri ridicate de dezvoltare şiproducţie pentru implementarea de noitehnologii

o Costuri de operare mari generate denivelul scăzut al producţiei per sonda şialte aspecte tehnice

o Costuri de finanţare semnificativeo Oferta locală limitată pentru instalaţiile

de forajo Acces limitat sau lipsa infrastructurii în

cazul noilor perimetre de explorare

o Riscuri investiţionale ridicateo Lipsa infrastructurii şi acces limitat

pentru echipamente prin StrâmtoareaBosfor

o

Costuri logistice însemnateo Număr redus de prestatori locali de

servicii de foraj având competenţepentru proiecte în ape de mareadâncime

Onshore

Provocări specifice pentru România

o Riscuri geologiceo Coroziune ridicată în apele de mare

adâncime din cauza lipsei de oxigeno Structura topografică a Mării Negre

Offshore

Alte provocări




6 decembrie 2013

Sistemul de redevenţe din România

• Sistem de impozitare bazat pe venit

• Impozitarea are loc în funcţie de producţie

• Cotele de redevenţe variază între 3.5% şi 13%, respectiv 13.5%

17


Redevenţe(perzăcământ)

Impozitare în funcţie deproducţie

(petrol în mii tone / trimestru;gaze naturale în mln m3/

trimestru)

Impozitare în funcţie de producţiaanualizată

(petrol în mii tone / an;gaze naturale în mln m3/ an)

Petrol3.5% - 13.5%

Prag 1: Mici <10 – 3.5%Prag 2: Mici 10-20 – 5.0%

Prag 3: Medii 20-100 – 7.0%Prag 4: Mari >100 – 13.5%

<40 – 3.5%40-80 – 5.0%

80-400 – 7.0%>400 – 13.5%

Gaze naturale3.5% - 13.0%

Prag 1: <10 – 3.5%Prag 2: 10-50 – 7.5%

Prag 3: 50-200 – 9.0%Prag 4:>200 – 13.0%

<40 – 3.5%40-200 – 7.5%

200-800 – 9.0%>800 – 13.0%



PwC


Analiză comparativă

18




6 decembrie 2013

19

România

Producţie totală (mln bep) (2012) 102

Tipul principal de hidrocarbură în producţia totală Gaze naturale 70%

Tipul principal de producţie Onshore 88%

Fragmentare(producţie medie / zăcământ)(producţie medie / sondă)

618 bep/zi17 / 31 bep / zi*

Maturitate medie 87%

Cost de operare (USD / bep) ~ 17**

Numărul de angajaţi direcţi în industrie (2011) 28.056


* OMV Petrom / Romgaz ** OMV Petrom



6 decembrie 2013

20

România

Potenţialul de resurse şi alte considerente

Potenţialul de resurse: offshore – perspective pozitive, riscuri ridicate, necesită investiţii majore, onshore – investiţii întehnologie pentru creşterea gradului de recuperare din zăcămintele existente, investiţii pentru explorare pentru zăcămintele demare adâncime, gaze de şist – potenţial necunoscut. Potenţial moderat pentru România

Alte considerente:• Liberalizarea pieţei gazelor naturale programată a fi finalizată în anul 2018• Taxa adiţională pentru vânzările de petrol din producţia internă 4 EUR / tonă• Suprataxarea cu 60% a profiturilor rezultate din liberalizarea preţurilor pentru gaze naturale (i.e. > 495 RON / ’000 m3),

concomitent cu acordarea unei deduceri pentru investiţii de maxim 30% (măsuri temporare aplicabile în perioada 01.02.2013 –31.12.2014); Suplimentar, se aplică o taxă de 0,5% din veniturile rezultate din extracţia petrolului brut


Redevenţe(perzăcământ)

Impozitare în funcţie de producţie(petrol în mii tone / trimestru;

gaze naturale în mln m3/ trimestru)

Impozitare în funcţie de producţiaanualizată

(petrol în mii tone / an;gaze naturale în mln m3/ an)

Petrol3.5% - 13.5%

Prag 1: Mici <10 – 3.5%Prag 2: Mici 10-20 – 5.0%

Prag 3: Medii 20-100 – 7.0%

Prag 4: Mari >100 – 13.5%

<40 – 3.5%40-80 – 5.0%

80-400 – 7.0%

>400 – 13.5%

Gaze naturale3.5% - 13.0%

Prag 1: <10 – 3.5%Prag 2: 10-50 – 7.5%

Prag 3: 50-200 – 9.0%Prag 4:>200 – 13.0%

<40 – 3.5%40-200 – 7.5%

200-800 – 9.0%>800 – 13.0%

Sistem de impozitare bazat pe venit



6 decembrie 2013

21

Concluzie

Comparabilă din punct de vedere al criteriilor şi aplică rate ale redevenţei similare

Producţie totală (mln bep) (2012) 91 102

Tipul principal de hidrocarbură înproducţia totală

Gaze naturale ~ 59% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Onshore - 54% Onshore - 88%

Fragmentare(producţie medie / zăcământ)

(producţie medie / sondă)

1,250 bep / zi

267 bep / zi

618 bep / zi

17 / 31 / bep / zi

Maturitate medie Ridicată 87%

Cost de operare (USD / bep) 10 ~ 17

Numărul de angajaţi direcţi înindustrie (2011)

12.115 28.056


Comparabilă

Italia



6 decembrie 2013

22

Italia


Potenţialul de resurse: Strategia energetică a Italiei urmăreşte încurajarea activităţii de explorare şi producţie de hidrocarburipentru a valorifica rezervele potenţiale de ~5 miliarde bep (cumulat onshore şi offshore). Astfel se doreşte creşterea producţieianuale până în 2020 cu 24 mln bep pentru gaze naturale şi cu 57 mln barili pentru petrol, faţă de nivelul înregistrat în 2011.

Alte considerente:• Producţia anuală pentru zăcămintele onshore de până la 20.000 tone pentru petrol şi 25 mln m3 pentru gaze naturale,

respectiv pentru zăcămintele offshore pana la 50.000 tone şi 80 mln m3 pentru gaze naturale este exceptată de la plataredevenţelor

• Producţia care depăşeşte nivelurile de mai sus este taxată la rate ale redevenţei de 7% (pentru producţia offshore de petrol) şi10% (pentru producţia onshore de petrol, respectiv onshore / offshore pentru gazele naturale)

• Producţia de hidrocarburi utilizată pentru consum tehnologic este exceptată de la plata redevenţei


Redevenţe 0 – 10%1

1 Pentru zăcămintele din Sicilia se aplică un regim diferit

Comparabilitate cu România

• Pentru un zăcământ onshore cu o producţie anuală de până la 30,000 tone de petrol / an, rata medie de redevenţă este deaproximativ 3,3%, similară cu cea aplicabilă în momentul de faţă în România pentru un câmp de mărime similară (3,5%)

• ENI – cel mai mare jucător de pe piaţa italiană a plătit în anul 2012 o redevenţă de 8%, în timp ce în România media a fost deaproximativ 7 – 8%




6 decembrie 2013

23


* Pentru producţia onshore

Comparabilă*

Concluzie

Comparabilă din punct de vedere al criteriilor (exceptând producţia totală) şi aplică rateale redevenţei similare

Franţa


Tipul principal de hidrocarbură în producţia totală

Petrol – 65% Gaza naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Onshore Onshore - 88%


~ 540 bep / zi~ 20** bep / zi

618 bep / zi17 / 31 / bep / zi



** Producţie pentru sondele de petrol



6 decembrie 2013

24

1 Redevenţa se aplică progresiv. Adiţional, o redevenţă regională este aplicabilă2 Pentru sondele a căror producţie a început înainte de anul 1980, redevenţele sunt îmtre 8 şi 30%

Franţa


Potenţialul de resurse: implementarea de tehnici de imbunătăţire a producţiei Alte considerente:Redevenţa regională se aplică suplimentar cotelor nationale şi reprezintă o sumă fixă pe unitate de producţie: pentru gaze naturale ~654 EUR /160 EUR / 100.000 m3 (pentru zăcăminte a căror exploatare a început înainte de 1992 / după 1992), respectiv pentru petrol~ 1.810 EUR / 553 EUR / 100 tone

Redevenţe1

Impozitare în funcţie de producţia anuală(petrol in ‘000 tone;

gaze naturale în mln m3)

Petrol: 0 – 12%2

< 50 – 0%50 – 100 – 6%

100 – 300 – 9%> 300 – 12%

Gaze naturale:0 – 5%

< 300 – 0%> 300 – 5%


• Producţia din zăcămintele de petrol / gaze naturale care în România este taxată la o rata de 3,5%, în Franţa exte exceptată• O parte din producţia aferentă zăcămintelor care se încadrează în Romania la pragul 2 de taxare (5% pentru petrol / 7% pentru

gazele naturale), în Franţa ar fi de asemenea exceptată• Rata medie de redevenţă înregistrată de cel mai mare producator francez de petrol (Vermillon) în 2012 a fost de aproximativ 5%• In anul 2012, redevenţele încasate de statul francez au reprezentat aproximativ 3% din valoarea hidrocarburilor produse la nivel

naţional.





6 decembrie 2013

25

Concluzie

Comparabilă în cazul producţiei onshore de petrol. Rata de redevenţă este mai ridicatădecât în cazul României, justificată într-o mare măsură de preţurile mai mari practicate pepiaţa turcă de hidrocarburi.



Petrol ~ 80% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Onshore Onshore - 88%

Fragmentare(producţie medie / sondă)

~ 32 bep / zi 17 / 31 / bep / zi

Maturitate medie 77% 87%



*

* Pentru producţ ia de petrol

Turcia

Comparabilă



6 decembrie 2013

26PwC • Sisteme de impozitare aplicabile în industria producătoare de petrol şi gaze

Redevenţă 12,5%


Rata de redevenţă aplicabilă în Turcia este mai mare decât rata medie din România (i.e. ~7-8%), cu o serie de considerente:• La nivelul lui 2012, preţul mediu realizat pentru:

gaze naturale a fost de aprox. 340 USD / 1.000 m 3 în Turcia, respectiv 145 USD / 1.000 m3 în România

petrol a fost de aprox. 103 USD / baril în Turcia, comparativ cu 94 USD / baril în România, situaţie generată de diferenţade calitate;• Condiţiile de producţie sunt mai favorabile în Turcia (producţia zilnică / sondă este cu 50% mai mare comparativ cu media din

ţara noastră)• Costul de operare este mai scăzut în Turcia – 11 USD / bep, comparativ cu 17 USD / bep în România

In anul 2012, redevenţele încasate de statul turc au reprezentat aproximativ 12,3% din valoarea hidrocarburilor produse la nivelnaţional.


Potenţialul de resurse:• Interes crescut pentru exploatarea Mării Negre şi a zonei din Marea Mediterană dintre Turcia şi coasta nordică a Ciprului.• Strategia energetică se axează pe diversificarea surselor de aprovizionare şi creşterea producţiei interne cu scopul de a reduce

dependenţa de importuri• Dezvoltarea relaţiilor comerciale pentru tranzitul hidrocarburilor între Asia şi Europa

Alte considerente:• Producţia de hidrocarburi utilizată pentru consum tehnologic este exceptată de la plata redevenţei• Potenţial ridicat pentru implementarea de tehnici de îmbunătăţire a producţiei• Investiţii în infrastructura de transport (e.g. TANAP)• Investiţii în infrastructura de depozitare (e.g. terminale pentru gazul natural lichefiat)

TurciaSistem de impozitare bazat pe venit



6 decembrie 2013

27



Gaze naturale – 71% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Onshore Onshore – 89%

Fragmentare(producţie medie / sondă)

~ 55 bep / zi 17 / 31 / bep / zi


Cost de operare (USD / bep) ~ 12 ~ 17


Concluzie

Comparabilă pentru producţia onshore, cu o rata de redevenţă similară cu România.

Croaţia

Comparabilă



6 decembrie 2013

28

1 Adiţional sistemului de concesiune, au fost încheiate contracte de împărţire a producţiei pentru un număr redus de zăcăminte offshore


Potenţialul de resurse: zona offshore – necesită explorare; zăcăminte onshore – proiecte de îmbunătăţire a producţiei

Anumite municipalităţi cu statut special (e.g. zone defavorizate) au dreptul să aplice o redevenţă suplimentară de 2,4%, pe lângăcea normală de 5% / 10%.


Redevenţe 1Zăcămintele autorizate până la 31.12.2009 – 5%Zăcămintele autorizate după 31.12.2009 – 10%


Rata de redevenţă de 5% aplicabilă în Croaţia pentru majoritatea zăcămintelor este comparabilă cu media de 7-8% din România(în anul 2012). O serie de factori mai trebuie luaţi în considerare:

• În anul 2012, preţul mediu realizat în Croaţia pentru gaze naturale a fost mai ridicat decât preţul reglementat din România;• Condiţiile de producţie sunt mai favorabile în Croaţia (i.e. producţia zilnică / sondă este de aproape trei ori mai ridicată

decât media înregistrată în România)

Croaţia




6 decembrie 2013

29

Israel

Producţie totală (mln bep)(2012)

16 102

Tipul principal dehidrocarbură în producţiatotală

Gaze naturale ~ 99% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Offshore – 99% Onshore - 88%

Fragmentare

(producţie medie / sondă) ~ 4.800 bep / zi 17 / 31 / bep / zi




Nu estecomparabilă



6 decembrie 2013

30

Israel

1 Se determină cumulat prin raportarea (veniturilor minuscheltuieli de operare, redevenţe şi taxa specială pe profit) /(investiţii plus costuri de explorare multiplicate cu 2 plusdobânda noţională – LIBOR + 3%)


Potenţialul de resurse:Două zăcăminte noi offshore de mare adâncime cu rezerve de gaz însemnate: Tamar (250 mld m3), respectiv, Leviathan (450 mld m3)Costuri de operare scăzute - aproximativ 3 USD / bepSistemul R-factor poate fi aplicat datorită resurselor semnificative din cadrul unor zăcăminte nou exploatate


Redevenţa(aplicată la venit)

R-factor 1

12,5% <1,5: 0%

1,5 – 2,3: 20% - 45,5%

Sistem mixt


Nu este comparabilă din cauza diferenţelor pe criteriile de comparabilitate



6 decembrie 2013

31

Marea Britanie



Petrol 56% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Offshore 99% Onshore - 88%


~ 4.900 bep / zi409 bep / zi

618 bep / zi17 / 31 / bep / zi


Cost de operare (USD / bep) 21,5 ~ 17

Numărul de angajaţi direcţi înindustrie (2011)

13.025 28.056


Nu estecomparabilă



6 decembrie 2013

32

Marea Britanie


Potenţialul de resurse: perimetre marine de mare adâncime, gaze de şist; declin constant al producţiei (~ 60%) în ultimuldeceniu. Nivelul ridicat de taxare a descurajat investiţiile, dar după adoptarea sistemului de deduceri fiscale, investiţiile au crescutde aproximativ două ori în perioada 2009 – 2011.

Sistemul de deduceri fiscale (se aplică pe o perioadă de cel puţin 5 ani din viaţa zăcământului şi reduce baza de impozitarepentru taxa suplimentară asupra profiturilor) care permite deducerea unor sume între 150 milioane – 3 miliarde de lire sterline,urmăreste încurajarea investiţiilor pentru dezvoltarea de noi zăcăminte, cu un focus special pe resursele neconvenţionale.Deducerile se aplică diferenţiat în funcţie de tipul zăcământului: zăcăminte cu producţie mică, zăcăminte cu petrol foarte greu,zăcăminte cu condiţii dificile (presiune / temperatură mare), zăcăminte de mare adâncime pentru petrol / gaze naturale, zăcămintemature.



• Nu este comparabilă în cazul producţiei onshore, respectiv producţiei offshore din zăcămintele mici şi medii (pragurile deimpozitare 1-3 în cazul Romaniei)

• Parţial comparabilă cu România pentru zăcămintele mari exploatate offshore (pragul 4). Pentru acestea din urmă, taxareasuplimentară în Marea Britanie a fost de aproximativ 15%, comparativ cu cea din România de aproximativ 13%

Sistem bazat pe profit Rata de taxare raportată la venituri (estimare)

Taxa suplimentară pentruproducţia de hidrocarburi

• Taxa Suplimentară – 32%• Taxa pe veniturile din petrol aplicabilă

zăcămintelor aprobate până la 16 martie 1993 –50%

15%



6 decembrie 2013

33



Petrol - 65% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Exclusiv offshore Onshore - 88%

Fragmentare

(producţie medie / zăcământ)(producţie medie / sondă)

~ 16.500 bep / zi

1.124 bep / zi

618 bep / zi

17 / 31 / bep / zi




Danemarca

Nu estecomparabilă



6 decembrie 2013

34


Potenţialul de resurse: zăcăminte offshore de mică adâncime şi implementarea de tehnici pentru îmbunătăţirea producţiei

Deduceri fiscale:• Pentru concesiunile acordate după 01.01.2004 (cu taxare suplimentară la rata nominală de 52%) – deducere suplimentară de

5% / an pentru o perioadă de 6 ani a cheltuielilor de investiţii (total 30% din valoare);• Pentru concesiunile acordate înainte de 01.01.2004 (cu taxare suplimentară la rata nominală de 70%) – deducere suplimentară

de 25% / an pentru o perioadă de 10 ani a cheltuielilor de investiţii (total 250% din valoare)• Costurile de explorare pot fi capitalizate şi deduse prin amortizare pe o perioadă de cinci ani, începând cu cel în care se

înregistrează prima producţie, sau anulate în cazul în care activitatea de explorare încetează.• Pierderile fiscale în scopul impozitului pe profit normal, dar şi al taxării suplimentare pot fi reportate pe o perioadă nedefinită




• Rată nominală de 52%• Rată nominală de 70% pentru concesiunile

acordate înainte de 01.01.200418%


• Nu este comparabilă pentru exploatarea onshore, sau pentru zăcămintele onshore de mărime mică şi medie (i.e. pragurile detaxare 1-3 pentru România)

• Partial comparabilă în cazul zăcămintelor offshore cu un nivel ridicat de resurse (i.e. pragul 4 de taxare). In 2012, taxareasuplimentară în Danemarca a fost de ~18%, comparativ cu rata de ~13% aplicabilă unui astfel de zăcământ în România.

Danemarca



6 decembrie 2013

35

Producţie totală (mln bep)(2012)

1.310 102


Gaze naturale ~56% Gaze naturale ~ 70%

Tipul principal de producţie Exclusiv offshore Onshore - 88%


~ 46,600 bep / zi4.225 bep / zi

618 bep / zi17 / 31 / bep / zi




Nu este

comparabilă

Norvegia



6 decembrie 2013

36


Potenţialul de resurse: zăcăminte offshore de mică şi mare adâncime; explorare în zona Arctică

Deduceri şi alte avantaje fiscale:

• Deducerea investiţiilor prin amortizare pe o perioadă de şase ani;• Prin aplicarea mai multor categorii de deduceri, se ajunge la o rată efectivă de deducere de 93%• Pierderile generate de exploatările offshore de hidrocarburi pot fi reportate pe o perioadă nedefinită, valoare actualizatăcu o rată de dobândă modificată anual.• Pentru proiectele de explorare, statul rambursează până la 78% din valoarea cheltuielilor (directe şi indirecte) înregistrate în acest sens, în cazul în care compania nu are venituri din alte activităţi care să acopere în totalitaterespectivele cheltuieli.



Nu este comparabilă cu România nici pentru onshore, nici pentru offshore, în principal datorită zăcămintelor dedimensiuni mult mai mari decât ale României, precum şi a altor factori de producţie.



50%* 21%

Norvegia

*51% începând cu 2014



PwC


Concluzii

37




6 decembrie 2013

38

Sumarul analizei privind comparabilitatea la nivelul industriei producătoare de petrol şi gaze

Ţara

ProducţieMaturitate

medie

Producţia /sonda

(bep / zi )

Producţia /zăcământ(bep / zi)

Cost deoperare($/bep)

Comparabilă

Mbep Tip principal

de productie

România 102 Onshore 87% 17 / 31* 618 17

Italia 91 Onshore Ridicată 267 1.248 10 DA

Franţa 9 Onshore Ridicată 20** 536 15 DA

Turcia 20 Onshore 77% 22 n/a 11 DA

Croaţia 16 Onshore Ridicată 55 n/a 12 DA

Israel 16 Offshore 6% 4.804 n/a 3 NU

MareaBritanie

583 Offshore

82% 409 4.872 21,5 NU

Danemarca 114 Offshore 75% 1.124 16.489 12 NU

Norvegia 1.310 Offshore 67% 4.225 46.603 7 NU


* OMV Petrom / Romgaz ** Estimare



6 decembrie 2013

39

o Sistemul de impozitare bazat pe venit asigură venituri constante la bugetul de stat, comparativ cusistemul pe profit care prezintă o volatilitate mai mare

o Veniturile la bugetul de stat se înregistrează încă de la începutul producţiei, comparativ cu sistemul bazatpe profit în care statul înregistrează venituri mult mai târziu

o Sistemul de redevenţe pe venit, cu cote diferenţiate încurajează dezvoltarea producţiei din zăcămintelemarginale

Suplimentar, sistemul bazat pe profit nu se pretează pentru implementare în ţara noastră pentru zăcămintele

exploatate în prezent, deoarece profitabilitatea la nivel de zăcământ este greu de determinat din următoareleconsiderente:

o Existenţa instalaţiilor/echipamentelor comune de producţie şi servicii pentru mai multe zăcăminteo Dificultăţi legate de preţurile de transfer între unităţi operaţionale separate care apar în cazul companiilor

integrate vertical (e.g. Romgaz şi OMV Petrom)o Imposibilitatea determinării precise a costurilor înregistrate în trecut cu dezvoltarea şi operarea

zăcămintelor

Efortul administrativ de monitorizare din partea companiilor şi de control fiscal din parteaautorităţilor ar fi foarte ridicat, deoarece profitul ar trebui calculat pe fiecare zăcământ (e.g.aprox. 130 de zăcăminte în cazul Romgaz, respectiv 240 pentru OMV Petrom)

Sistemul adecvat pentru România (1)?




6 decembrie 2013

Sistemul adecvat pentru România (2)?

Având în vedere volumul scăzut al producţiei, gradul avansat de epuizare alzăcămintelor, costurile de operare ridicate, producţia mică per sondă,prospectivitatea moderată şi riscurile tehnice, geologice şi investiţionaleridicate, România ar trebui să practice politici care să stimuleze investiţiile în

producţia de petrol de gaze. Acest sector poate reprezenta un motor de creştere economică şi poatecontribui la menţinerea gradului de independenţă energetică la un nivelacceptabil.

40


sisteme de impozitare aplicabile in industria producatoare de petrol si gaze nov 2013

Documents