Ustawa węglowodorowa a gaz łupkowy

Nowe regulacje mogą spowolnić tempo poszukiwań gazu łupkowego – zauważa partner Ernst & Young

Zaproponowane przez rząd założenia nowej ustawy węglowodorowej nie spełniają w pełni oczekiwań branży poszukiwawczo-wydobywczej. System fiskalny regulujący wydobycie gazu łupkowego powinien uwzględniać warunki geologiczne, koszty wydobycia oraz cenę sprzedaży gazu.

Kluczowe parametry

Polskie i zagraniczne firmy z sektora wydobywczego długo oczekiwały na rządowe założenia projektu tzw. ustawy węglowodorowej mającej wprowadzić nowe regulacje w zakresie poszukiwań i wydobycia gazu łupkowego oraz zasady jego opodatkowania. W ubiegłym tygodniu rząd przedstawił wreszcie kierunkowe założenia nowych regulacji.

Dotychczas pojawiały się różne spekulacje dotyczące kształtu projektowanego systemu regulacyjno-fiskalnego. Z jednej strony branża wydobywcza pozytywnie odbierała sygnały rządu, który wskazywał, iż opodatkowanie wydobycia gazu łupkowego nie będzie nadmiernie wysokie oraz będzie wspierało szybki rozwój sektora. Z drugiej strony, atmosferę wokół łupków pogarszały rozbieżne informacje dotyczące kształtu planowanego systemu. Sprawie zaczęła się przyglądać Komisja Europejska, która na fali dyskusji zwolenników i przeciwników wydobycia gazu z łupków zleciła opracowanie kolejnych raportów środowiskowych.

Mimo pozytywnych wiadomości z Brukseli nadal nie jest pewne, czy kwestia wydobycia gazu łupkowego nie stanie się w jakimś obszarze przedmiotem regulacji europejskich. W tym kontekście pozytywnie należy ocenić fakt, iż rząd przedstawił przynajmniej zarys kształtu planowanych rozwiązań oraz zapowiedział, że już w listopadzie opublikuje projekt ustawy. Dotychczasowa niepewność i brak jakichkolwiek decyzji w tym zakresie są czynnikami wpływającymi na tempo i liczbę dokonywanych w Polsce odwiertów poszukiwawczych. Znane są przypadki, w których inwestorzy ograniczali inwestycje, nie będąc w stanie przygotować modelu finansowego inwestycji oraz określić potencjalnej rentowności odwiertów. Stworzenie komfortowych warunków dla planowania inwestycji w Polsce wymaga przede wszystkim dopracowania otoczenia regulacyjnego.

Istnieje wiele wątpliwości dotyczących zasad koncesjonowania i wydawania pozwoleń. Inwestorzy podkreślają, iż przejrzyste i dostosowane do specyfiki biznesu wydobywczego regulacje są kluczowe, wskazując jednocześnie na problemy w zakresie możliwości podziału koncesji, jak też braku kontroli nad długością procesu pomiędzy uzyskaniem koncesji produkcyjnej a faktyczną możliwością rozpoczęcia prac wydobywczych. Rząd zapowiedział doprecyzowanie obecnego systemu koncesyjnego, w tym także uregulowanie wtórnego obrotu koncesjami, deregulację etapu poszukiwań w zakresie prac powierzchniowych, połączenie koncesji rozpoznawczej i wydobywczej oraz uproszczenie przepisów środowiskowych.

Zmiany mają na celu przyspieszenie poszukiwań i rozpoznania złóż oraz stworzenie najbardziej atrakcyjnych warunków dla inwestorów, przy jednoczesnym zabezpieczeniu interesów państwa. Realizacja tak sformułowanego celu, w ocenie rządu, poza istotnym podniesieniem opłat eksploatacyjnych, wymaga także wdrożenia nowego systemu opodatkowania, który będzie się składał z dwóch nowych podatków: o charakterze royalty od wartości wydobycia gazu ziemnego (5 proc. wartości) i ropy naftowej (10 proc. wartości) oraz podatku węglowodorowego od dodatnich skumulowanych przepływów finansowych (25 proc.). Dodatkowo Skarb Państwa powoła Narodowego Operatora Kopalin Energetycznych, który będzie uczestniczył w przedsięwzięciach poszukiwawczo-wydobywczych w formie konsorcjum zawartego z nowymi inwestorami.

Elastyczny mechanizm

Koncepcja planowanych rozwiązań, co do zasady, spełnia podstawowe wytyczne dotyczące systemu podatkowego dla sektora wydobycia węglowodorów. System oparty na połączeniu podatku typu royalty i dodatkowego podatku od dodatnich przepływów finansowych może stanowić elastyczny mechanizm, który będzie akceptowalny z punktu widzenia inwestorów.

Istotne jest, aby system fiskalny promował decyzje o reinwestowaniu środków w celu maksymalizacji odwiertów poszukiwawczych oraz wydobycia gazu łupkowego

Należy jednak podkreślić, że krytyczne są jego parametry i ich odpowiednie dostrojenie, w szczególności w zakresie stawek podatku i momentu opodatkowania. Wprowadzenie stałego 5-proc. royalty dla wszystkich odwiertów, także tych o większym stopniu trudności geologicznej i mniejszym poziomie rentowności oraz dodatkowo 25 proc. podatku od dodatnich przepływów (nawet tych minimalnych), może skutkować zaprzestaniem eksploatacji złóż o średnim czy małym potencjale.

Obecnie, gdy nie są znane szczegółowe parametry nowych podatków, trudno jest ocenić ich realny wpływ na inwestycje w sektorze wydobycia gazu. Z punktu widzenia inwestorów proponowany system fiskalny przewiduje stosunkowo wysokie stawki podatku (jak na system hybrydowy), przy jednoczesnym braku zachęt inwestycyjnych np. w postaci odsunięcia w czasie momentu opodatkowania nowych inwestycji. Bardzo istotne jest, aby podatek od dodatnich przepływów finansowych dotyczył wyłącznie tych przedsięwzięć wydobywczych, które cechuje bardzo wysoka, ponadstandardowa rentowność. Analizy przeprowadzone przez Ernst & Young we współpracy z międzynarodowym ekspertem systemów fiskalnych w sektorze paliwowo-gazowym dr. Pedro van Meursem wskazują, że zapewnienie szybkiego rozwoju wydobycia gazu łupkowego w Polsce wymaga pełnego wykorzystania przepływów wygenerowanych z pierwszych odwiertów eksploatacyjnych na kolejne inwestycje. Zaspokojenie apetytów fiskusa może i powinno nastąpić, ale dopiero na późniejszym etapie, gdy projekt jest już w zaawansowanej fazie produkcyjnej.

Oczekiwania branży

Z punktu widzenia inwestorów istotne jest, aby system fiskalny promował decyzje o reinwestowaniu środków w celu maksymalizacji odwiertów poszukiwawczych oraz wydobycia gazu łupkowego. Opodatkowanie węglowodorów od samego początku ich eksploatacji, w szczególności w formie 25 proc. podatku od dodatnich przepływów finansowych wygenerowanych ze wszystkich przedsięwzięć, może spowodować zaprzestanie ich eksploatacji, a w konsekwencji spowolnienie bądź w skrajnych przypadkach wstrzymanie dalszych poszukiwań.

Dodatkowe opodatkowanie wydobycia gazu łupkowego powinno być na tyle elastyczne w stosunku do zewnętrznych czynników, takich jak cena gazu, koszty wydobycia czy też warunki geologiczne, aby zapewnić opłacalność możliwie szerokiego spektrum inwestycji, także tych o niższym wskaźniku rentowności. Przyjęcie jednego, arbitralnego poziomu opodatkowania, bez zapewnienia odpowiednich mechanizmów adaptacyjnych, będzie powodowało, iż gaz będzie wydobywany jedynie z najbardziej atrakcyjnych lokalizacji.

W obliczu charakterystyki produkcyjnej odwiertów niekonwencjonalnych system opodatkowania nieprzewidujący jakichkolwiek zachęt inwestycyjnych oznacza dla inwestorów większe obciążenia podatkowe w początkowych latach inwestycji. To dodatkowo ogranicza możliwości reinwestycji środków finansowych. Planowany system ma niewątpliwie charakter tzw. front-end loaded, w odróżnieniu od istniejących systemów back-end loaded, które przekładają właściwy poziom opodatkowania na moment po uzyskaniu przez inwestora oczekiwanej stopy zwrotu.

Oznacza to z kolei dużo wolniejsze tempo rozwoju poszukiwań, co w perspektywie długoterminowej przekłada się na niższe wpływy do budżetu. Warto przy tym wspomnieć, że obecny kształt podatku dochodowego od osób prawnych nie jest w pełni dostosowany do specyficznych, bardzo ryzykownych projektów inwestycyjnych w sektorze łupkowym. Zmiany w CIT powinny dotyczyć przede wszystkim zasad amortyzacji, które obecnie nie uwzględniają profilu produkcyjnego i kapitałochłonności inwestycji w jej początkowych latach oraz przepisów dotyczących rozliczenia straty podatkowej, które nie korespondują z profilem inwestycji w sektorze łupkowym.

System fiskalny regulujący wydobycie gazu łupkowego powinien przede wszystkim uwzględniać warunki geologiczne, koszty wydobycia oraz cenę sprzedaży gazu. Chodzi głównie o optymalizację wydobycia ze wszystkich złóż, w tym również o niepogarszanie rentowności projektów i odwiertów trudnych. Celem jest możliwie szybki rozwój poszukiwań, przy jednoczesnym zapewnieniu stałego procentu tzw. government take, czyli całkowitych wpłat do budżetu w okresie trwania projektu. Zapewni to maksymalizację liczby dokonywanych odwiertów w początkowych latach, rozwój technologii, a także wpłynie na obniżenie jednostkowych kosztów odwiertu. Proponowane przez rząd zmiany przewidujące opodatkowanie węglowodorów od początku wydobycia w formie royalty oraz wysokiego podatku od dodatnich przepływów finansowych, przy jednoczesnym braku jakichkolwiek mechanizmów dostosowujących poziom opodatkowania do warunków geologicznych i poziomu zyskowności odwiertu, nie spełnią oczekiwań inwestorów.

Rząd zapowiedział prezentację projektu ustawy oraz początek konsultacji społecznych i z sektorem wydobywczym. Branża przyjęła to z zadowoleniem i już dziś zachęca wszystkie strony do debaty podczas konferencji „Polski gaz ziemny 2020" organizowanej 21 listopada 2012 roku w Warszawie.