Modificación de la Ley offshore 256/2018: tributación progresiva de los ingresos suplementarios del gas del mar Negro y venta en los mercados centralizados.

La exposición de motivos: Exposición de motivos — La Ley de Solidaridad

Lo que prevé el proyecto

Modificación de la Ley Offshore 256/2018: restablecimiento de los instrumentos fiscales del Estado sobre los hidrocarburos del Mar Negro, supresión de la cláusula de estabilidad fiscal congelada en favor de los concesionarios y cánones alineados con los niveles europeos.

A continuación, el texto íntegro del proyecto, traducido en su totalidad. El texto rumano sigue siendo el que da fe.

La justificación de este proyecto se encuentra en la exposición de motivos de la ley matriz — véase aquí. Las notas de Facebook sobre este proyecto (sección «Las fuentes de la idea de la Tercera República»): n.º 2; n.º 3; n.º 22; n.º 119; n.º 153; n.º 223; n.º 226; n.º 228; entre otras.

PROYECTO LEGISLATIVO DE MODIFICACIÓN

DE LA «LEY OFFSHORE» n.º 256 de 12 de noviembre de 2018

relativa a determinadas medidas necesarias para la ejecución de las operaciones petrolíferas por los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore

El artículo 1 se modifica y completa y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«(1) La presente ley establece determinadas medidas necesarias para la ejecución de las operaciones petrolíferas de exploración, desarrollo y explotación de los yacimientos de petróleo y de abandono, así como de los trabajos y trabajos en pozos correspondientes a las operaciones petrolíferas, realizados por los titulares de acuerdos petrolíferos respecto de los perímetros petrolíferos offshore, conforme a lo dispuesto en los acuerdos petrolíferos celebrados entre los titulares y la Agencia Nacional de Recursos Minerales, en lo sucesivo ANRM.

(2) Cuando un titular sea parte en un acuerdo petrolífero que se refiera tanto a perímetros petrolíferos situados en tierra como a perímetros petrolíferos offshore, o sea titular tanto de uno o varios acuerdos petrolíferos referentes a perímetros situados en tierra como de otros referentes a perímetros offshore, las disposiciones de la presente ley se aplicarán únicamente a las operaciones petrolíferas realizadas respecto de los perímetros petrolíferos offshore.»

En el artículo 2 se derogan las letras m), n), o), p) y r). → los motivos

El artículo 18 se modifica y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 18. – A los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore en curso de ejecución en la fecha de entrada en vigor de la presente ley se les aplicarán, durante toda la duración de dichos acuerdos, el nivel del canon, los tipos porcentuales del canon petrolífero, los umbrales de producción bruta correspondientes a dichos tipos y el régimen fiscal específico aplicable a las actividades de exploración, desarrollo, explotación y abandono realizadas con arreglo a las leyes vigentes en la fecha de entrada en vigor de la presente ley.»

En el artículo 19, después del apartado 11 se introduce el apartado (12): → los motivos

«(12) Las inversiones tenidas en cuenta para la deducción del impuesto sobre los ingresos adicionales no se tomarán en consideración en el cálculo del resultado fiscal de los periodos de pago del impuesto sobre sociedades, en el sentido de que no se admitirán respecto de ellas reducciones o exenciones de impuestos ni deducciones de costes, considerándose no deducibles en el cálculo del impuesto sobre sociedades.»

El artículo 19 se modifica y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 19. – (1) Los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore, incluidas sus filiales y las entidades pertenecientes a la misma agrupación de interés económico que realicen efectivamente tanto actividades de extracción como actividades de venta del gas natural extraído de dichos perímetros, están obligados a calcular, declarar y pagar el impuesto sobre los ingresos adicionales offshore.

(2) Se entiende por ingreso adicional la diferencia entre el precio medio ponderado del gas natural vendido procedente de la producción interna propia de los perímetros offshore y el precio de compra del gas natural de producción interna para clientes domésticos y no domésticos en 2012, esto es, 45,71 lei/MWh, multiplicada por los volúmenes de gas vendidos procedentes de la producción interna de los perímetros offshore.

(3) El impuesto sobre los ingresos adicionales offshore previsto en el apartado (1) se calculará aplicando uno o varios porcentajes de cálculo, según el caso, a los ingresos adicionales obtenidos de la venta del gas natural extraído de los perímetros offshore, tal como se determinen conforme al anexo n.º 2, impuesto del que se deducirá el valor de las inversiones en el segmento upstream. El impuesto sobre los ingresos adicionales offshore tendrá en cuenta el precio de referencia fijado por la ANRM para el cálculo de los cánones. Las operaciones realizadas por debajo del precio de referencia se gravarán al precio de referencia. Los porcentajes de cálculo del impuesto se determinarán sobre la base de los precios de venta del gas natural practicados por los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore conforme a la escala de precios siguiente, ajustada anualmente a partir del 1 de enero de 2019 con el índice anual de precios de consumo, como sigue:

el 50 % del ingreso adicional para precios de hasta 85 lei/MWh inclusive;

b) el 15 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 85 lei/MWh e inferiores o iguales a 100 lei/MWh;

c) el 30 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 100 lei/MWh e inferiores o iguales a 115 lei/MWh;

d) el 35 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 115 lei/MWh e inferiores o iguales a 130 lei/MWh;

e) el 40 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 130 lei/MWh e inferiores o iguales a 145 lei/MWh;

f) el 50 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 145 lei/MWh e inferiores o iguales a 160 lei/MWh;

g) el 55 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 160 lei/MWh e inferiores o iguales a 175 lei/MWh;

h) el 60 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 175 lei/MWh e inferiores o iguales a 190 lei/MWh;

1. el 70 % de los ingresos adicionales obtenidos por la práctica de precios superiores a 190 lei/MWh.

(4) El límite máximo de la deducción de las inversiones en el segmento upstream no podrá exceder del 30 % del total del impuesto sobre los ingresos adicionales offshore.

(5) Los operadores económicos previstos en el apartado (1) calcularán, declararán y pagarán mensualmente el impuesto adicional offshore, hasta el día 25 del mes siguiente a aquel por el que se debe el impuesto.

(6) El modelo y el contenido de la declaración relativa al impuesto sobre los ingresos adicionales offshore se establecerán por orden del presidente de la Agencia Nacional de Administración Fiscal, en el plazo de 30 días desde la fecha de entrada en vigor de la presente ley.

(7) En la medida en que la aplicación de las presentes disposiciones exija la emisión de instrucciones relativas al impuesto sobre los ingresos adicionales offshore, éstas se emitirán por orden conjunta del ministro de Hacienda Pública y del ministro de Energía, previo dictamen de la ANRM.

(8) Las sumas debidas por los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros offshore en concepto de impuesto sobre los ingresos adicionales se recaudarán en una cuenta especial destinada a financiar la creación y ampliación de las redes de distribución de gas natural y de las conexiones al sistema nacional de transporte de gas natural, así como otras inversiones establecidas por decisión del Gobierno. El reparto de las sumas recaudadas se hará por decisión del Gobierno. La recaudación del impuesto sobre los ingresos adicionales será gestionada por la Agencia Nacional de Administración Fiscal, conforme a la Ley n.º 207/2015, con las modificaciones y adiciones posteriores.

(9) El valor acumulado de las inversiones en el segmento upstream, registradas en la contabilidad conforme a la normativa legal vigente, desde la entrada en vigor de la presente ley hasta el mes por el que se calcula el impuesto sobre los ingresos adicionales offshore, así como el valor de las inversiones de los programas de trabajos realizados y aprobados por la ANRM en virtud de los acuerdos petrolíferos, registrados en la contabilidad antes de la fecha de entrada en vigor de la presente ley, se reducirán mensualmente en el valor de las inversiones en el segmento upstream deducidas del impuesto sobre los ingresos adicionales offshore. Las deducciones se aplicarán hasta alcanzar el valor acumulado de las inversiones en el segmento upstream aprobadas por la ANRM y registradas en la contabilidad conforme a las leyes vigentes.

(10) En caso de enajenación de las inversiones por las que se haya disfrutado de la deducción prevista en los apartados (3) y (4), la deducción concedida se restará del valor acumulado de las inversiones en el segmento upstream en proporción a la relación entre el valor de las inversiones cedidas y el valor de las inversiones registradas en el segmento upstream durante el periodo de referencia en que fue concedida.

(11) Las inversiones tenidas en cuenta para la deducción del impuesto sobre los ingresos adicionales no podrán ser objeto de otras deducciones.»

El artículo 20 se modifica y completa y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 20. – No obstante lo dispuesto en el artículo 177 de la Ley de la energía eléctrica y del gas natural n.º 123/2012, con las modificaciones y adiciones posteriores, los titulares de acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore, incluidas sus filiales y las entidades pertenecientes a la misma agrupación de interés económico, a partir de la fecha de entrada en vigor de la presente ley, en la medida en que contraten la venta de gas natural en el mercado mayorista durante un año natural, estarán obligados a celebrar, en el año natural en que entreguen el gas natural, contratos en los mercados centralizados, de forma transparente, pública y no discriminatoria, conforme a las normas dictadas por la Autoridad Nacional de Regulación en el ámbito de la Energía, en lo sucesivo ANRE, para la venta de una cantidad mínima de gas natural que no podrá ser inferior a la representada por una cuota porcentual del 90 % de la cantidad de gas natural de producción propia contratada con entrega en dicho año natural, en calidad de vendedores. La cantidad de gas natural contratada en los mercados centralizados, de forma transparente, pública y no discriminatoria, se venderá con arreglo a un procedimiento aprobado por la ANRE, de modo que los compradores de gas natural no puedan quedar condicionados a la compra de una cantidad mínima impuesta por el vendedor.»

El artículo 21 se modifica y completa y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 21. – La cuota porcentual prevista en el artículo 20 permanecerá invariable durante toda la duración de los acuerdos.»

En el artículo 25, después de la letra m) se añade la letra n) con el siguiente contenido: → los motivos

«n) el incumplimiento por los titulares de los acuerdos petrolíferos de lo dispuesto en los artículos 19 y 20 se sancionará con una multa correspondiente al 30 % de la cifra de negocios del año en que se constató la infracción.

El artículo 33 se modifica y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 33. – A partir de la fecha de entrada en vigor de la presente ley, a los acuerdos petrolíferos offshore no se les aplicarán las disposiciones de la Ordenanza del Gobierno n.º 7/2013 por la que se instituye el impuesto sobre los ingresos adicionales obtenidos como consecuencia de la desregulación de los precios en el sector del gas natural, aprobada con modificaciones por la Ley n.º 73/2018, con las modificaciones y adiciones posteriores, ni las de la Ordenanza del Gobierno n.º 6/2013 por la que se instituyen medidas especiales para la tributación de la explotación de recursos naturales distintos del gas natural, aprobada con modificaciones y adiciones por la Ley n.º 261/2013, con las modificaciones posteriores.»

El artículo 34 se modifica y tendrá el siguiente contenido: → los motivos

«Art. 34. – A efectos de la aplicación de lo dispuesto en los artículos 18, 19 y 21, la ANRM y los titulares de acuerdos petrolíferos podrán celebrar adendas a los acuerdos petrolíferos referentes a perímetros petrolíferos offshore concedidos en la fecha de entrada en vigor de la presente ley.»

Anexo n.º 1

Fórmula de cálculo del impuesto sobre los ingresos adicionales offshore

En función del nivel del precio medio ponderado del gas natural vendido procedente de la producción interna propia de los perímetros offshore, en lo sucesivo PMPC, se aplicarán las siguientes fórmulas de cálculo:

1. si el PMPC es inferior o igual a 85 lei/MWh, ajustado con el IPC en su caso, el impuesto total debido sobre los ingresos adicionales offshore se calculará con la fórmula:

IVST = IVSC - VID

IVSC = ISO_85 = 0,50 × VS_85 VS_85 = (PMPC – PRC) × VGC VID = mín (VI; 0,3 × IVSC)

donde:

IVST – el impuesto total debido sobre los ingresos adicionales offshore; IVSC – el impuesto total calculado sobre los ingresos adicionales offshore;

ISO_85 – el impuesto debido sobre los ingresos adicionales offshore, calculado con un PMPC inferior o igual a 85 lei/MWh;

VS_85 – el ingreso adicional de los perímetros offshore, calculado con un PMPC inferior o igual a 85 lei/MWh;

PMPC – el precio medio ponderado del gas natural vendido procedente de la producción interna propia de los perímetros offshore o el precio de referencia, según el caso;

PRC – el precio de compra del gas natural de producción interna para clientes domésticos y no domésticos en 2012, esto es, 45,71 lei/MWh, ajustado anualmente con la tasa del IPC a partir del 1 de enero de 2019;

VGC – los volúmenes de gas de producción interna de los perímetros offshore vendidos;

IPC – el índice anual de precios de consumo del año anterior publicado por el Instituto Nacional de Estadística de Rumanía;

VID – el valor de las inversiones deducibles en el segmento upstream;

VI – el valor acumulado de las inversiones en el segmento upstream según lo previsto en el artículo 19, apartado (9), que se reduce mensualmente en el valor VID deducido;

2. Cuando el PMPC se sitúe entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive, ajustados con el IPC en su caso, el impuesto total debido sobre los ingresos adicionales offshore se calculará como sigue:

IVST = IVSC - VID

IVSC = 0,5 × (85 - PRC) × VGC + ISO ISO = CI × VS

VS = (PMPC - PB) × VGC

VID = mín (VI; 0,5 × IVSC) donde:

ISO – el impuesto adicional offshore calculado sobre los ingresos adicionales de la venta de gas natural derivada de la práctica de precios PMPC entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive, ajustados con el IPC en su caso;

CI – el tipo de gravamen de los ingresos adicionales de la venta de gas natural [15 % — conforme al artículo 19, apartado (3), letra b)], aplicable a raíz de la práctica de precios PMPC entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive;

PB – precio base mínimo del intervalo de cálculo correspondiente; para precios PMPC entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive es de 85 lei/MWh;

VS – el ingreso adicional de los perímetros offshore, calculado a partir de la venta de gas natural a precios PMPC entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive;

3. Cuando el PMPC supere los 100 lei/MWh, ajustado con el IPC en su caso, el impuesto total debido sobre los ingresos adicionales offshore se calculará como sigue:

IVST = IVSC - VID

IVSC = 0,5 × (85 - PRC) × VGC + ISO VID = mín (VI; 0,5 × IVSC)

ISO – la suma de los impuestos adicionales offshore, calculados para cada intervalo de precio conforme al artículo 19, apartado (3), letras b) a i), esto es:

ISO = ISO1 + ISO2 + ... + ISOi

ISOi – se calcula conforme a la fórmula del punto 2, donde los términos correspondientes tienen los siguientes significados:

CI – el tipo de gravamen de los ingresos adicionales de la venta de gas natural, para cada intervalo de precio correspondiente conforme al artículo 19, apartado (3), letras b) a i);

PB – precio base mínimo del intervalo de cálculo correspondiente, ajustado anualmente a partir del 1 de enero de 2019 con el IPC;

VS – el ingreso adicional de los perímetros offshore, calculado para cada intervalo de precio correspondiente.

Ejemplo de cálculo: para la venta de un volumen VGC de 1 MWh a un precio de venta de 110 lei/MWh, el impuesto total debido sobre los ingresos adicionales offshore se calcula aplicando las fórmulas anteriores como sigue:

IVST = IVSC – VID = 17,037 - 5,1111 = 11,9259 lei

IVSC = 0,5 × (85 - PRC) × VGC + ISO = 0,5 × (85 - 45,71) × 1 + 5,25 = 17,037 lei

ISO = CI1 × VS1 + CI2 × VS2 = 0,15 × 15 + 0,5 × 10 = 5,25 lei

VID = 0,5 × IVSC = 0,3 × 17,037 = 5,1111 lei donde:

CI1 = 0,15 – el tipo de gravamen (15 %) de los ingresos adicionales offshore de la venta de gas natural aplicable a raíz de la práctica de precios entre 85 lei/MWh y 100 lei/MWh inclusive, conforme al artículo 19, apartado (3), letra b);

CI2 = 0,3 – el tipo de gravamen (30 %) de los ingresos adicionales offshore de la venta de gas natural aplicable a raíz de la práctica de precios entre 100 lei/MWh y 115 lei/MWh inclusive, conforme al artículo 19, apartado (3), letra c);

VS1 = (100 - 85) × 1 = 15 lei — el ingreso adicional de los perímetros offshore, calculado como la diferencia entre 100 lei/MWh y 85 lei/MWh;

VS2 = (110 - 100) × 1 = 10 lei — el ingreso adicional de los perímetros offshore, calculado como la diferencia entre el PMPC (110 lei/MWh en el ejemplo dado) y 100 lei/MWh (precio base mínimo del intervalo);»