Vasile Iuga, PwC: Care este relaţia dintre guverne şi companii, la 30 de dolari pe baril

3 mar 2016 Autor: Vasile Iuga

Prăbuşirea preţului ţiţeiului (care va fi urmată cu o anumită întârziere de cea a gazului natural) a generat un tsunami ale cărui consecinţe vor fi resimţite pe termen lung şi vor reconfigura în mod brutal sectorul producţiei de hidrocarburi.

Articolul îşi propune să analizeze câteva din consecinţele actualei situaţii asupra companiilor, dar şi a politicilor guvernamentale în domeniu, inclusiv regimul de taxare.

 

Drama producătorilor

Un preţ redus al barilului reduce veniturile din activitatea de producţie, cu impact asupra profitabilităţii acestui segment. Spre exemplu, în trimestrul III din 2014, cu barilul la peste 100 USD, Supermajors au înregistrat un profit de 22,9 mld. USD. Un an mai târziu, în trimestrul III din 2015, profitul acestora dispărea complet. Multe companii de dimensiuni mai reduse au trecut pe pierdere, confruntându-se cu spectrul falimentului. În acelaşi timp, un preţ scăzut al barilului înseamnă profituri mai mari pentru segmentul de rafinare, ceea ce oferă protecţie crescută şi volatilitate redusă companiilor integrate vertical.

Companiile care au un grad de îndatorare ridicat şi care trebuie să ramburseze din împrumuturi sunt mai vulnerabile, ca şi cele mai puţin diversificate.

În condiţiile unui preţ scăzut, principala prioritate a companiilor din sectorul de producţie o reprezintă conservarea poziţiei financiare, respectiv a lichidităţilor care asigură supravieţuirea chiar în condiţiile înregistrării de pierderi. Pericolul cel mai mare pe termen scurt nu îl reprezintă pierderile (sub condiţia menţinerii unor capitaluri proprii pozitive), ci lipsa lichidităţilor. În acest scop, producătorii urmăresc creşterea veniturilor şi scăderea cheltuielilor pentru a păstra un bilanţ contabil puternic.

O perioadă prelungită cu un preţ redus al barilului este un test extrem de dur şi va curăţa piaţa de jucătorii vulnerabili prin preluări şi fuziuni sau falimente, rezultând în final companii mai puternice.

Se constată că, pe măsură ce preţul scade, se pompează din ce în ce mai mult ţiţei (Graficul 1) din zăcămintele existente, atât pentru generarea de venituri, cât şi pentru conservarea sau chiar creşterea cotei de piaţă, ajungându-se în situaţia ca în medie în 2016 producţia zilnică să depăşească consumul cu cca 1,8 mil. barili, excedentul trebuind stocat în tancuri petroliere aflate în apropierea marilor terminale maritime de export.

 

Graficul 1

O altă sursă de venituri pentru producători o poate reprezenta vânzarea de active sau de segmente de business care sunt „non core“ sau nu sunt aliniate cu strategia.Spre exemplu, Occidental Petroleum şi-a separat activităţile convenţionale din California într-o altă companie, ceea ce îi permite să se concentreze pe proiecte de creştere a gradului de recuperare pentru clienţi prin tehnici de foraj sofisticate.

În ceea ce priveşte reducerea cheltuielilor, se practică:

a) amânarea investiţiilor neîncepute (380 mld. USD blocate în 2016 la nivel global, cu reducerea cu 50% a comenzilor de utilaje şi echipamente în SUA);

b) exercitarea de presiuni asupra furnizorilor (discounturi de până la 30%) de echipamente şi de servicii (companii precum Hughes Baker, Schlumberger şi Haliburton concediind fiecare zeci de mii de angajaţi şi confruntându-se cu o reducere a cursului acţiunilor de 30-40%) şi, în sfârşit;

c) restructurarea operaţiunilor şi personalului (cca 200.000 de locuri de muncă fiind în pericol iminent).

O întrebare care se pune în mod frecvent, şi nu întotdeauna în cunoştinţă de cauză, este până la ce nivel al preţului barilului rezistă producătorii? Evident, pentru fiecare producător există un preţ de la care se înregistrează profit. Acesta este determinat de costul complet care include costul operaţional direct (sau „cash cost“), la care se adaugă elemente nemonetare semnificative (cheltuieli generale, amortizări, cheltuieli de exploatare etc.). Costul operaţional direct este însă semnificativ mai mic decât cel complet (Graficul 2).

 

Graficul 2

În situaţie de criză, dacă preţul barilului este mai mare decât costul operaţional direct, pentru supravieţuire se pompează cât mai mult ţiţei.

În acest sens, Wood Mackenzie sugerează că, chiar şi la un cost al barilului de 30 USD, doar 6% din producţia globală este obţinută la un cost mai mare decât costul operaţional direct. Se poate deci rezista o vreme la un preţ scăzut al barilului, dar nu pe termen nedefinit, căci pierderile cumulate pot eroda complet capitalurile proprii şi conduce la insolvenţă.

 

Dilemele guvernelor

Preţul barilului joacă un rol esenţial în relaţia dintre state (care sunt în majoritatea ţărilor proprietarii resurselor) şi companiile producătoare (deţinătorii tehnologiei şi ai capitalului).

În condiţiile unui preţ ridicat, statele au o influenţă mai mare pe care o exercită în scopul capturării unei părţi cât mai mari din renta semnificativă pe care sectorul o generează prin majorări sau introducerea unor taxe noi, renegocierea aranjamentelor contractuale sau, în cazuri extreme, prin naţionalizare, implicând adesea acţiuni arbitrale sau litigii, după cum se poate vedea în Graficul 3 (în perioada 2002 - 2008, circa 30 de ţări şi-au revizuit sistemele de impozitare pentru a obţine o parte mai mare a profiturilor).

 

Graficul 3

Situaţia se schimbă în mod fundamental când preţul barilului este scăzut. Guvernele sunt mai flexibile şi mai deschise la schimbări. Reapar privatizările sau modificările cadrului legal care guvernează exploatarea resurselor, spre exemplu, de la contracte de împărţire a producţiei la contracte de concesiune (recent în Egipt, Iran, Mexic). Se modifică taxarea sectorului pentru a încuraja investiţiile, în vederea asigurării securităţii energetice, a păstrării locurilor de muncă şi a minimizării impactului negativ asupra industriei orizontale şi a bugetelor de asigurări sociale în cazul în care ar avea loc concedieri masive.

Un caz ilustrativ este cel al Marii Britanii, mare producător european (4,5 mln. barili echivalenţi petrol (bep)/zi în 2000), din perimetre aflate în Marea Nordului, cu condiţii dificile de exploatare. Autorităţile britanice au introdus un impozit suplimentar pe profit, începând cu anul 2000, iniţial la o cotă de 20%, care a crescut ulterior până la 32%, ducând la o rată marginală de impozit pe profit de 80% pe anumite zăcăminte.

În acest fel, veniturile la buget din impozite şi taxe au crescut de la 2,5 mld. GBP în 1999 - 2000 la un maxim de 12,3 mld. GBP în 2008 – 2009. Impozitarea agresivă a descurajat însă investiţiile, iar producţia a scăzut în 2008 la 2,6 mln. bep/zi (Graficul 4). Autorităţile au implementat măsuri de stimulare a investiţiilor în principal prin intermediul deductibilităţilor fiscale, însă producţia a continuat să scadă până la 1,5 mln. bep/zi, chiar în condiţiile unui preţ crescut al ţiţeiului.

 

Graficul 4

De fapt, în Marea Britanie, începând cu 2008, urmare a crizei financiare, s-a produs o decuplare între preţul ţiţeiului şi numărul de sonde noi forate, aşa cum se vede în Graficul 5. Pieţele de capital şi-au pierdut apetitul pentru finanţarea sectorului. În consecinţă, veniturile la buget au scăzut la 2,1 mld. GBP în 2014.

 

Graficul 5

În acest context, strategia adoptată de guvernul britanic a fost de a încuraja investiţiile pentru asigurarea securităţii în aprovizionare şi păstrarea locurilor de muncă (14.300 de salariaţi direcţi în sector). Strategia a determinat modificări în regimul de taxare prin uşurarea poverii fiscale. Mecanismul de implementare l-au reprezentat deductibilităţile foarte generoase (ex. 62,5% sau 75% deducere suplimentară din valoarea investiţiilor), care fac ca în pofida unor rate nominale relativ ridicate, să se ajungă la rate medii efective totale de impozitare de 6% faţă de valoarea producţiei în 2014. În ce priveşte veniturile de la buget din impozitarea sectorului, acestea sunt prognozate la un nivel foarte scăzut (cca 0,7 mld. GBP/an) pentru perioada 2016 - 2020.

Şi alte ţări europene au implementat măsuri relativ similare, de ajustare a impozitării sectorului ca răspuns la preţul scăzut al ţiţeiului. În Polonia, spre exemplu, noile redevenţe variază între 0 şi 6%, impozitul suplimentar pe profit între 0 şi 25%, aplicabil numai după recuperarea investiţiilor şi realizarea unei rentabilităţi rezonabile, iar sondele cu productivitate redusă (ex. sub 20 barili ţiţei/zi) sunt scutite de redevenţe. În Italia, impozitul suplimentar pe profit de 6,5% (redus oricum) a fost declarat neconstituţional, aşa încât se aplică în continuare redevenţe de 7% - 10% pentru ţiţei, respectiv 10% pentru gaze, cu o cotă de 0% pentru niveluri de producţie reduse de ţiţei şi gaze (în condiţiile în care numărul de angajaţi direcţi în sectoarele de producţie de hidrocarburi din Italia este de cca 13.000).

În Alberta, statul din Canada cu cea mai mare producţie de ţiţei şi gaze naturale, care are atât un sector petrolier onshore matur cu peste 100 de ani de activitate, dar şi exploatări de nisipuri petrolifere şi neconvenţionale, schimbările propuse recent pentru sistemul de redevenţe se aplică începând cu 2017 numai pentru sondele noi forate. Pentru sondele existente, sistemul actual de redevenţe rămâne neschimbat în următorii 10 ani, având în vedere nevoia de stabilitate şi predictibilitate pentru continuarea investiţiilor în sector. Noul sistem recunoaşte importanţa sectorului, mai ales prin numărul mare de locuri de muncă generate de zăcămintele mature şi propune cote reduse de redevenţe pentru sondele cu productivitate mai mică de 20 de barili de ţiţei pe zi. În sistemul actual, aceste sonde au o cotă de 0% redevenţe atunci când preţurile sunt scăzute (de ex., o sondă cu producţie de 9 barili/zi are 0% redevenţe când preţul petrolului este mai mic de cca 60$). În plus, pentru a stimula realizarea de investiţii este propusă pentru sondele noi forate o cotă moderată de 5% a redevenţelor până la recuperarea investiţiei şi cote crescute ulterior. De asemenea, noul sistem propune programe speciale de facilităţi fiscale pentru proiectele de creştere a gradului de recuperare a rezervelor din zăcămintele mature.

În fapt, investitorii îşi doresc în primul rând sisteme fiscale care sunt stabile, predictibile, dar care sunt şi flexibile şi nu necesită modificări legislative la schimbarea preţului hidrocarburilor, bazate fie pe profit, fie pe redevenţe variabile.

Asemenea sisteme cresc mult încasările la buget în condiţii de preţ ridicat (situaţie win-win), dar le ajustează chiar semnificativ în condiţii de preţ scăzut al ţiţeiului.

Ar putea fi exemplele de mai sus relevante pentru România? Probabil că da, pe de o parte pentru că România are nevoie de investiţii pentru asigurarea securităţii energetice, având în vedere faptul că producţia este în declin, zăcămintele sunt în fază avansată de epuizare (cca 87%), productivitatea sondelor de ţiţei este între cele mai mici din lume (9 barili/zi în medie), cca. 25% din producţia de ţiţei se obţine prin tehnici de recuperare avansată a rezervelor, iar costurile de operare ridicate (13 USD/bep). Pe de altă parte, ţara noastră are cel mai mare număr de salariaţi direcţi în sectorul de producţie de hidrocarburi dintre toate ţările Uniunii Europene (25.600 salariaţi direcţi în 2013), aproape dublu faţă de Marea Britanie, plus un număr mare de angajaţi în industria orizontală care deserveşte sectorul petrolier. Numărul mare de angajaţi este explicabil prin numărul de sonde (cca 13.000) şi răspândirea geografică a zăcămintelor, situate în toate provinciile istorice ale României. Mulţi angajaţi sunt în zone monoindustriale (ex. Suplacu de Barcău, Moineşti) şi păstrarea locurilor de muncă are şi o puternică dimensiune socială. Şi, nu în cele din urmă, în timp ce rata efectivă de impozitare specifică a sectorului ca procent din valoare producţiei era în 2014 de 6% în Marea Britanie, respectiv 7% în Alberta, aceasta se ridica în România la 15,7% în primul semestru din 2015, respectiv 15% în 2014.

Din informaţiile făcute publice recent rezultă că cel mai mare producător român de hidrocarburi cu business integrat vertical, OMV Petrom, a fost afectat şi el de scăderea preţului ţiţeiului, a trecut pe pierdere, şi-a redus în mod semnificativ investiţiile şi a luat măsuri de reducere a costurilor operaţionale, similar cu ceilalţi producători europeni. Simptomele care afectează sectorul sunt prezente şi la noi. Va fi interesant de urmărit care va fi în perioada următoare reacţia autorităţilor române la aceste evoluţii.

Articol publicat în ediţia tipărită a Ziarului Financiar din data de 03.03.2016

 
Cuvinte cheie:
opinie
, Vasile Iuga
, PwC
, petrool
, pret
, baril
, guvern
, productie
, investitii
, petrol
, venituri
, cheltuieli
Vizualizari:
Printeaza
zf.ro
Închide