Royalties e fiscalità

Poche cifre circolano con tanta disinvoltura quanto l'aliquota di royalty sugli idrocarburi. "In Italia si paga il 4 per cento" è una frase corretta e allo stesso tempo profondamente ingannevole, perché la royalty è solo una delle quattro componenti del prelievo statale. Questa pagina ricostruisce come è composto il prelievo complessivo e perché il confronto internazionale va fatto sul totale, non sulla singola aliquota.

Che cosa è una royalty

Con il termine royalty si indica il pagamento di un compenso per poter sfruttare a fini commerciali un bene di cui non si è titolari. È uno strumento generale — si usa per brevetti, marchi, diritti d'autore — che in campo industriale, applicato alla ricerca e coltivazione di idrocarburi, assume una forma specifica: una percentuale calcolata sul valore della produzione, non sull'utile.

Questa differenza è decisiva. Una royalty si paga anche quando l'attività è in perdita, perché colpisce il ricavo lordo. Un'imposta sul reddito si paga solo se c'è reddito. Confrontare direttamente una royalty del 10 per cento con un'aliquota d'imposta del 10 per cento significa quindi confrontare due grandezze che non sono omogenee, ed è l'errore ricorrente in quasi tutto il dibattito divulgativo sul tema.

Le aliquote italiane

Nel regime consolidato dopo l'incremento di tre punti introdotto nel 2009, le aliquote di royalty sulla produzione di idrocarburi in Italia erano le seguenti:

• terraferma: 10 per cento, applicato al valore di vendita delle quantità prodotte;
• mare: 7 per cento per il gas;
• mare: 4 per cento per il petrolio.

A queste si affiancano i canoni di esplorazione e di produzione, dovuti in ragione della superficie del titolo minerario e indipendenti dal fatto che si produca o no. Sono importi modesti rispetto al resto, ma hanno una funzione precisa: rendono costoso trattenere un permesso senza lavorarlo.

Il sistema prevede inoltre soglie di esenzione al di sotto di determinati livelli di produzione, pensate per non rendere antieconomici i giacimenti marginali. È una scelta comune a molti regimi concessori e spiega perché il gettito effettivo da royalties non si ottenga moltiplicando l'aliquota per la produzione totale.

Dalla royalty al prelievo complessivo

Per rendere la royalty confrontabile con le imposte sugli utili occorre ipotizzare una struttura di costo. Nell'esercizio di riferimento — una "situazione ideale" costruita su ipotesi di costo tipiche dell'upstream italiano — una royalty del 10 per cento sui ricavi risultava equivalente a un'imposta sugli utili di circa il 22 per cento.

A questa componente si sommavano, nell'assetto in vigore all'inizio degli anni Dieci:

• IRES, imposta sul reddito delle società, con aliquota al 27,5 per cento;
• IRAP, imposta regionale sulle attività produttive, al 3,9 per cento;
• la cosiddetta "Robin tax", addizionale IRES introdotta nel 2008, aumentata nel 2009 e soprattutto nell'agosto 2011, arrivata al 10,5 per cento.

Sommando le componenti, il prelievo complessivo medio sulle attività petrolifere in Italia si collocava attorno al 63,9 per cento dell'utile. Tenendo conto anche dell'ulteriore addizionale IRES del 4 per cento introdotta con la legge 7/2009, il prelievo poteva salire fino a circa il 68 per cento.

Il punto da trattenere: l'aliquota di royalty che compare nei titoli di giornale rappresenta meno di un terzo del prelievo effettivo. Discutere di "royalties troppo basse" senza il resto della catena descrive una parte del quadro come se fosse il quadro intero.

Il confronto internazionale, e i suoi limiti

Il paragone è tecnicamente possibile solo con paesi che adottano lo stesso modello contrattuale, cioè il regime concessorio tipico delle nazioni non OPEC. I paesi dell'area OPEC operano prevalentemente con contratti di produzione condivisa o di servizio, in cui lo Stato resta proprietario del greggio e remunera l'operatore: le percentuali che ne derivano non sono comparabili con un'aliquota concessoria.

Nell'ambito OCSE i termini di confronto europei sono Danimarca, Francia, Irlanda, Norvegia e Regno Unito, ma anche fra questi le differenze sono ampie: cambiano gli strumenti di prelievo, i livelli di produzione e la redditività degli investimenti. Dal raffronto emerge una regolarità: gli Stati con il prelievo più alto sono in genere quelli con la produzione maggiore, dove le imprese ottengono economie di scala che rendono sostenibile un'imposizione superiore.

È il motivo per cui un prelievo attorno al 64 per cento pesa in Italia diversamente da quanto peserebbe in Norvegia: a parità di aliquota, cambia la base su cui si applica. Nel 2010 l'Italia produceva 11,6 Mtep a fronte di 128 Mtep importati su un consumo di circa 140 Mtep, cioè con una dipendenza dall'estero pari a circa il 91 per cento.

Dove finisce il gettito

Una parte delle royalties resta allo Stato, una parte è attribuita alle Regioni e ai Comuni sede di estrazione, una parte alimenta strumenti di compensazione territoriale. La ripartizione è cambiata più volte e ha effetti locali molto concentrati: in alcune aree a produzione elevata il gettito da royalties rappresenta una voce significativa dei bilanci comunali. Le ricadute regionali del prelievo sono state oggetto di analisi dedicate, in particolare per la Sicilia e per la Basilicata.

Come aggiornare questi numeri

Le aliquote, le soglie di esenzione e le addizionali sono state modificate più volte dopo l'annata qui descritta, e la "Robin tax" è stata dichiarata costituzionalmente illegittima nel 2015 con effetti dalla data della decisione. Chi ha bisogno del quadro vigente deve quindi partire dalle fonti primarie: il portale dati UNMIG per volumi, titoli e versamenti di settore, e il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica per il quadro amministrativo. Sul versante tariffario ed energetico più ampio, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente pubblica le serie che permettono di collocare il prelievo upstream nel costo finale.

Per il quadro fisico a cui questo prelievo si applica — produzione, pozzi, riserve — si veda attività e mappe e esplorazione e produzione di idrocarburi.