Producătorii de energie regenerabilă așteaptă săptămâna viitoare normele de aplicare a Legii 259/2021, care supraimpozitează veniturile, însă este greu de crezut că acestea vor fi gata în termenul de 15 zile prevăzut în legea ce a intrat în vigoare la 1 noiembrie, au declarat surse din piață pentru Energynomics.
Producătorii au semnalat azi, printr-un comunicat de presă comun, semnat de principalele asociații reprezentative pentru sectorul energiilor regenerabile – RWEA, PATRES și RPIA – că “supraimpozitarea veniturilor va crea pierderi imediate pentru producătorii din surse regenerabile care pot ajunge în incapacitate de plată”.
Dat fiind specificul pieței energetice, în care energia se tranzacționează prin mai multe tipuri de contracte, este posibil ca ANAF să nu găsească în termenul cerut soluții satisfăcătoare pentru piață, întrucât nu este clar ce anume va fi supraimpozitat, dată fiind complexitatea contractelor, susțin sursele.
”Producătorii de energie nu sunt producători de legume. Energia e o marfă care se tranzacționează pe burse. Tu nu tranzacționezi ce produci. Tranzacțiile pe OPCOM pe piața forward se fac pe profile fixe cu cantitate orară constantă. Ai ore când bate vântul, și când nu bate vântul. Atunci când bate vântul, dacă ai un contract bilateral, o să vinzi către partenerul tău contractual parte din producție proprie și ce e excedentar o să vinzi pe PZU, iar atunci când nu bate vântul, ca să respecți contractul, o să te duci să cumperi din piață. Ce anume supraimpozitezi? Care venit? Venitul total? Nu e normal să scazi din el cheltuielile de profilare, nu mai vorbim de cheltuielile cu dezechilibrele? Eu profilarea o fac la prețul pieței, adică la 1.000 de lei/MWh…
În funcție de cum sunt făcute calculele (n.r. de către ANAF), poți intra în faliment într-o săptămână. Încă nu știm cum se aplică legea, dar dacă normele de aplicare ale ANAF sunt făcute prost, se vor închide o grămadă de producători”, au spus sursele.
”Apoi, datorită faptului că tranzacțiile pe termen lung cu cantitate fizică nu se pot face în România, unde nu există conceptul de contract pe termen lung, unii producători au făcut contracte de tip hedging financiar, de tip ISDA (agreat de Asociația Internațională pentru Schimburi și Derivative-n.r.) – un contract reglementat în afară, care se și raportează financiar prin Mifid, prin care practic se stabilește un preț al unui indice public, spre exemplu PZU, versus un preț fix, stabilit de cele două părți contractuale. Astfel, să zicem că un producător și un trader stabilesc un preț format din referința PZU și un preț de 300 de lei – într-un contract pe zece ani. Atunci când PZU va fi sub acei 300 de lei/MWh, eu ca producător voi încasa din PZU cât o să încasez, să zicem 250 de lei, și traderul va plăti diferența până la 300 de lei. Dacă PZU este 350 de lei, producătorul va încasa 350, și va da traderului înapoi 50 de lei. E un mecanism prin care amândoi am realizat un hedging la un anume preț. Iar acum intervine supraimpozitatea. Producătorul român, dacă are un astfel de contract de hedging, va încasa prețul actual de pe PZU, să zicem 1.000 de lei, dar având contractul de hedging cu 300 de lei, va trebui să dea înapoi 700 partenerului contractual, conform contractului. În relația cu statul, el încasează 1.000 de lei/MWh din PZU, contractul financiar nu se ia în considerare, și diferența se impozitează cu 80%. Asta înseamnă că trebuie să mai dai și statului 450 de lei/MWh. În piață sunt multe astfel de contracte, perfect legale, de tip financial PPA. Sunt contracte ISDA. Astfel, producătorul va avea un venit net negativ și cu fiecare MW produs pierde și mai mult”, a explicat sursa citată.
”În plus, mai există și producători care fac trading, pentru că nu există licență separată. Energia se vinde și se cumpără permanent. La aceste aspecte nu s-a gândit reglementatorul…piața de energie nu este piață agroalimentară, iar legea a fost făcută ‘pe genunchi’. Așteptăm să vedem normele de aplicare”, a adăugat sursa citată.
