Fiscalità e royalties petrolifere

SU FISCALITA' E ROYALTIES PETROLIFERE STOP ALLE MISTIFICAZIONI

Non si mischiano e non si sommano le mele con le pere. Bisognerebbe fare

altrettanto con royalties e tributi.

Procediamo con ordine, partendo dalle definizioni.

Con il termine ROYALTIES si indica il pagamento di un corrispettivo allo Stato per

poter sfruttare un dato bene ai fini commerciali; esse sono quindi la remunerazione

di diritti ceduti a terzi.

Il loro ammontare viene calcolato applicando sul valore della produzione calcolato

su prezzi medi del mercato un'aliquota che varia in funzione del tipo di minerale

estratto (gas o petrolio) e dell'ubicazione della concessione (terra o mare): per

idrocarburi estratti sulla terra ferma il 10%; per il gas in mare il 7% e, infine, per il

petrolio off shore il 4%.

Sono inoltre previste quote annuali di produzione esenti da royalties.

Minerale Prodotto	Ubicazione concessione	Quota annuale di produzione esente da royalties	Aliquota royalty
Olio	Terra	20.000 tonnellate	10%
Olio	Mare	50.000 tonnellate	4%
Gas	Terra	25 milioni di metri cubi	10%
Gas	Mare	80 milioni di metri cubi	7%

I TRIBUTI, invece, possono consistere in imposte, tasse o contributi.

L' imposta è costituita dal versamento che l'ente pubblico esige dal contribuente per

far fronte ai costi finanziari della prestazione di servizi a favore della collettività.

La tassa viene pagata dal contribuente come controprestazione di un determinato

servizio reso da un ente pubblico (es.: tassa universitaria, ticket sanitario, ecc.).

Si hanno infine contributi allorché l'ente pubblico, nel prestare un servizio a favore

della collettività, arreca congiuntamente un vantaggio economico particolare,

obiettivamente determinabile, a un determinato individuo che si trova in una

particolare situazione rispetto al servizio pubblico reso operante (P. Armani, F.

Bulckaen, Scienza delle Finanze, Roma, Le Monnier, 1982).

Imposte, tasse e contributi hanno in comune l'elemento caratteristico della coattività

e non costituiscono un prezzo pagato dall'individuo o dalle imprese.

LE ROYALTIES, essendo un corrispettivo che le compagnie pagano allo Stato,

NON APPARTENGONO AD ALCUNA DELLE TRE CATEGORIE. Sono pertanto

estranee al concetto di pressione fiscale.

Cerchiamo di capire perché.

Gli idrocarburi fanno parte del patrimonio indisponibile dello Stato (art. 826 c.c.). E'

lo Stato ad autorizzarne la ricerca ed è sempre lo Stato a concederne il diritto di

coltivazione dietro versamento di un corrispettivo che rappresenta per la

compagnia petrolifera un costo di produzione al pari di tutti gli altri costi legati, ad

esempio, alle attività di ricerca e di trivellazione, di depurazione, ecc..

In quanto costi le royalties sono deducibili fiscalmente, cosa che non sarebbe

consentito fare qualora venisse riconosciuta la loro natura di tributo.

Ad adiuvandum: che non siano inserite tra le voci nel Titolo I delle Entrate di

Bilancio di Previsione di Stato, Regioni e Comuni, e che siano calcolate sul valore

della produzione dovrebbe risultare sufficiente per fugare ogni residua perplessità

circa la loro natura extra-tributaria.

Le royalties, dunque, non rientrano nella misura del prelievo fiscale.

IL FISCO PRIVILEGIA LE IMPRESE OIL & GAS

Del resto, nel calcolo della pressione fiscale che grava su tutte le imprese che non

appartengono al settore Oil & Gas si considerano forse i costi di

approvvigionamento delle materie prime?

In Italia le royalties versate dalle imprese di estrazione varrebbero il 22% della

tassazione complessiva che si attesterebbe a sua volta nell'intorno del 65%

(Confindustria Chieti, Idrocarburi, Dati e Riflessioni su un Settore Strategico, Chieti,

2013).

Depurato di quel 22% delle royalties -che non hanno natura tributaria-, quel 65%

indicato da Confindustria Chieti scende drasticamente al 43%.

Si ricorda che in Italia il dato medio della pressione fiscale che grava sulle imprese

è del 68,3% (elaborazione de Il Sole 24 ORE su dati PwC, Kpmg, Ocse), 25,3 punti

percentuali in più rispetto ai "privilegiati" dell'Oil & Gas.

Questo vuol dire che in uno Stato rapace, che reclama tributi scandinavi in

cambio di servizi inefficienti, inadeguati e scadenti, esistono contribuenti

particolarmente tartassati che versano tasse, imposte e contributi in misura

maggiore rispetto alle imprese estrattive di gas e petrolio.

Inoltre, numerose amministrazioni locali (Pedaso, Porto Sant'Elpidio, Pineto, ecc.)

si sono viste costrette a percorrere i vari gradi di giudizio, con alterne fortune, per

reclamare il versamento delle somme dovute dalle compagnie petrolifere a titolo di

ICI per gli impianti off shore, malgrado la Corte di Cassazione abbia stabilito con

sentenza n. 13794 del 21 febbraio 2005 che "sull'intero territorio dello Stato, ivi

compreso il mare territoriale, convivono e si esercitano i poteri dello Stato

contestualmente ai poteri dell'ente regione e degli enti locali", riconoscendo

pertanto la capacità impositiva dell'ente locale anche sul mare territoriale.

Pochi eletti vorrebbero dunque far valere il principio del "pagare meno noi per far

pagare di più gli altri".

IL PAYOUT TIME DI UN PROGETTO DI ESTRAZIONE DI GAS NATURALE

Non solo. Quale altro settore della nostra acciaccata economia può vantare un

"payout time" (nelle attività di estrazione è il tempo necessario affinché il valore

della produzione di un pozzo copra per intero i costi perforazione, di

funzionamento, le tasse, ecc..) pari agli 8 mesi dichiarati da JKX Italia e cristallizzati

nel Decreto Ministeriale di concessione del titolo per la coltivazione di gas naturale

"Aglavizza"?

Restando nel campo delle attività lecite e, in particolare, nel settore "Energy" (es.:

impianti per la produzione di energia elettrica da fonte solare), si ragiona invece

nell'ordine di 6/7 anni contro gli 8 mesi di "Aglavizza", che nel frattempo potrebbero

essere diventati 10 a causa della diminuzione del prezzo del gas naturale.

Per una centrale a biomasse come quella ipotizzata a Bazzano, ben nota al think

tank aquilano di Confindustria Abruzzo, si viaggia su tempi ancora più lunghi. Forse

perché, tra le altre cose, i costi di approvvigionamento della biomassa

sopravanzano in valore le royalties petrolifere?

IL LIVELLO DELLE ROYALTIES

Difatti, l'altra nota dolens per le compagnie del petrolio e del gas è costituita dal

livello delle royalties in Italia, ritenute alte rispetto allo standard internazionale.

Il benchmark lo si fa, neanche a dirlo, sempre la Norvegia dove, in verità, a fronte

di royalties nulle, il prelievo da tassazione locale per le imprese estrattive è del

78% (Nomisma Energia, Tassazione della Produzione di Gas e Petrolio in Italia: un

confronto), contro il 43% dell'Italia.

Il dato relativo alla tassazione norvegese merita di essere contestualizzato: nel

Paese scandinavo il settore dell'energia è largamente presidiato dallo Stato

ed i proventi del petrolio confluiscono in un Fondo Pensioni Sovrano.

In Italia, invece, le compagnie versano allo Stato corrispettivi (royalties)

risibili soprattutto se rapportati ai quantitativi, limitati e definiti, che è

possibile estrarre dal sottosuolo con metodi convenzionali: sempre JKX Italia

stima la durata del ciclo di vita della concessione "Aglavizza" in massimo 15 anni.

A dare atto dell'esiguità delle royalties sono sia le stesse imprese del settore sia la

loro associazione più rappresentativa; in tempi non remoti, ad esempio, la stessa

Assomineraria (Gianni Bonati, Conferenza OMC, Ravenna, 2 aprile 2004):

"- i canoni superficiali uniformati e sicuramente modesti contribuiscono ad

incentivare gli operatori soprattutto nelle prime e più rischiose fasi della

prospezione e della ricerca (art. 18, D.lgs. 625/96);

- le royalties sulla produzione sono disciplinate in maniera armonizzata e

risultano certamente contenute in rapporto ad altre legislazioni ... omissis ...

- in varie circostanze l’Assomineraria ha prodotto risultati di studi dai quali

risulterebbe che in Italia i costi “industriali” di produzione degli idrocarburi a

testa pozzo, e cioè al netto delle royalties, si pongono nella parte inferiore del

“range” europeo e sono quindi abbastanza competitivi. Tale panorama non

viene sostanzialmente modificato se si tiene conto della fiscalità e, in

particolare, delle royalties".

Più recentemente si è espressa anche la canadese Cygam Energy Inc. che in

Italia controlla Vega Oil S.p.a. e che, con Petroceltic, può fregiarsi di Elsa nell'off-

shore abruzzese oltre che di numerosi titoli nella Po Valley (Italia Oggi, Italia

paradiso fiscale del petrolio, 1 luglio 2010):

"Italia paradiso fiscale del petrolio ... Mini royalty del 4%, franchigia sulla

produzione dei primi 300 mila barili all'anno (per singolo giacimento) ... una

produzione libera da royalties sui primi 822 al giorno, per singolo giacimento ... e

non ci sono restrizioni al rimpatrio dei profitti".

A riprova del fatto che nulla è cambiato nel corso degli anni, Giuseppe Rigo,

Interim Presidente and Chief Executive Officer di Cygam Energy Inc., ha

ribadito i medesimi concetti il 17 luglio 2012, in occasione dell'Annual Information

Form fot the Year Ended, December 31, 2011:

"In Italy, for offshore exploration permits, the state royalty on oil production is

4% (which is at the low end of international oil and gas taxation and less than

Canada and the United States), with a provision that no royalties are paid on the

first 300,000 bbls of oil production per year, per field. This represents a royalty-free

production on the first 822 bbls of oil per day, per field. Offshore gas production is

subject to a 7% royalty, but the first 1,750 MMcf per year, per field (or

approximately 4.8 MMcf per day) are also royalty-free. Under the June 26, 2012,

Decree DL83/2012, which is subject to ratification by the Italian Government within

60 days, the current offshore royalty regime will be increased by an additional 3%.

For onshore permits, the state royalty on production of both oil and gas is a

maximum of 10%, with a provision that no royalties are paid on yearly production

less than 125,000 bbls of oil and 700 MMcf of gas, per field (or approximately 340

bbls/d and 1.9MMcf/d) .... and there are no restrictions on repatriation of

profits".

Quanto basta per chiudere un capitolo penosissimo e imbarazzante che,

considerate le serie difficoltà in cui versano famiglie ed imprese, non ha ragione di

esistere.

Enrico Gagliano - Coordinamento Nazionale No Triv