Settori d’impresa
OIL & GAS
F Crovato 2013
Il settore economico
Aspetti economici
Il settore dell’oil & gas è di fatto suddiviso nelle seguenti macro-fasi:
– Esplorazione, Sviluppo e Produzione (Upstream)
– Trasporto, Stoccaggio, Distribuzione
– Vendita (Downstream)
Il settore dell’oill & gas è caratterizzato da:
• connotazione fortemente internazionale, soprattutto con riferimento al lato degli
approvvigionamenti (produzione e/o importazione da Asia, Africa, Medio Oriente)
• forte regolamentazione (AEEG) soprattutto con riferimento alle “tariffe” di vendita e di
trasporto / distribuzione
• presenza di pochi big players di mercato
Aspetti regolamentari
– Regolamentazione propria dello Stato di residenza della società che sfrutta le risorse
(Italia):
• D. Lgs n. 164/2000 (c.d ‘Decreto Letta’) riguardante la separazione delle attività
• Delibere dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG)
• Regime tariffario
Aspetti fiscali generali del settore
Anche se il settore dell’oil & gas non ha una regolamentazione tributaria ad hoc, esistono alcune
disposizioni normative specifiche che lo caratterizzano e lo distinguono da altri settori.
In particolare:
–
–
–
–
Addizionale IRES per il settore petrolifero e dell’energia elettrica (c.d. Robin Tax – D.L. 112/08)
Addizionale IRES per il settore idrocarburi (L. n. 7/2009)
Valutazione delle Rimanenze Finali (art. 92-bis TUIR)
Ammortamento dei beni strumentali per l’esercizio di attività regolate (art. 102 – bis TUIR)
Peraltro, ognuno dei segmenti nei quali il settore dell’oil & gas è suddiviso, presenta peculiarità
operative il cui trattamento (contabile e) fiscale ai fini delle imposte dirette deve essere
opportunamente presidiato e gestito.
Robin Tax
La Robin Tax è stata introdotta dal D.L. 25/6/2008 n. 112 ma gli aspetti applicativi sono stati
affrontati in diversi documenti dell’Agenzia delle Entrate e dell’Assonime, purtroppo in modo
sparso e non molto coordinato.
Riferimenti
– D.L. 112/08 art. 81 c. 16-18, modificato dai seguenti principali provvedimenti:
•
•
D.L. n. 138/2011 art 7 (aggiunta nuovi settori, abbassamento soglia ricavi e aggiunta parametro reddito
imponibile, aumento addizionale al 10,5% fino al 2013)
D.L. n. 69/2013 art. 5 c. 1 (abbassamento soglia ricavi parametri e reddito imponibile)
–
–
Circolare Agenzia Entrate n. 35/E del 18/6/2010
Risoluzione Agenzia Entrate n. 87/E del 14/9/2012
–
Circolari Assonime: n. 50/2008 (par. 1)
n. 25/2009 (par. 1.4)
n. 20/2010 (par. 2.2)
n. 27/2010 (par. 6)
n. 18/2012 (par. 2.5)
n. 32/2013 (par. 2.2)
Robin Tax - segue
La Robin Tax è un’addizionale all’aliquota IRES, pari al
• dal 2008 al 2009: 5,5%
• nel 2010: 6,5% (a regime)
• dal 2011 al 2013: 10.5%
Dato che la RT è una mera maggiorazione dell’aliquota ordinaria IRES, i contribuenti destinatari
della RT sono i soggetti passivi IRES, cioè le società ed enti di cui all’art. 73 TUIR lett. a), b), c), d).
I requisiti per l’applicazione della RT al soggetto passivo IRES riguardano:
• il settore di attività in cui opera e
• la sua dimensione in termini di ricavi e reddito imponibile
Il primo periodo di applicazione è stato il 2008.
Robin Tax - segue
Settori di attività
–
oil & gas
•
ricerca e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi
•
raffinazione (petrolio)
•
produzione o commercializzazione di: benzine, petroli, gasoli per usi vari, oli
lubrificanti e residuati, gas di petrolio liquefatto, gas naturale
•
trasporto o distribuzione di gas naturale
–
energia elettrica (rinvio)
•
produzione, trasmissione e dispacciamento, distribuzione o commercializzazione
Per la corretta individuazione dei settori di attività dell’oil & gas, occorre far riferimento al Decreto Letta.
Fino al 2010 erano espressamente esclusi i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili: biomasse,
fotovoltaico, eolico (rinvio).
Robin Tax - segue
Dimensione
•
•
•
dal 2008 al 2011: ricavi > 25 milioni
dal 2011 al 2013: ricavi > 10 milioni e reddito imponibile > 1 milione
dal 2014: ricavi > 3 milioni e reddito imponibile > 300 mila
La verifica dei requisiti oggettivi deve avvenire rispetto al periodo di imposta precedente a quello
di applicazione della Robin Tax → quindi potrei avere alternanza !
Robin Tax - segue
Operazioni straordinarie
Ai fini della RT le operazioni straordinarie non hanno una disciplina autonoma.
L’unica particolarità è che le società neo costituite, risultanti da operazioni di fusione, scissione e
conferimento, devono verificare il requisito dimensionale con riferimento ai ricavi conseguiti dal
dante causa nell’esercizio precedente.
Ne consegue che:
SOGGETTO
PERIODO
RICAVI
FUSIONE – incorporante o risultante
precedente alla fusione
società incorporate o fuse
SCISSIONE – beneficiaria
precedente alla scissione
società scissa
CONFERIMENTO - conferitaria
precedente al conferimento
società conferente
Robin Tax - segue
Base imponibile
L’AGE, nella Circolare n. 35/E del 2010, ha affermato che la RT può essere considerata alla stregua
di una mera maggiorazione dell’aliquota IRES e che, conseguentemente:
a) colpisce la medesima base imponibile IRES
b) sono applicabili tutte le disposizioni che riguardano l’IRES in materia di liquidazione,
accertamento, riscossione, contenzioso e sanzioni previste ai fini delle imposte sui redditi.
Quindi il reddito imponibile da assoggettare a RT è determinato secondo le ordinarie regole del
TUIR; da ciò consegue che:
• esso può essere un utile fiscale o una perdita fiscale
• la perdita fiscale può essere riportata in avanti (art. 84 TUIR)
• gli interessi passivi indeducibili possono essere riportati in avanti (art. 96 TUIR)
• il ROL eccedente può essere riportato in avanti (dal 2010, ex art. 96 TUIR)
Robin Tax – segue
Determinazione Robin Tax
Robin Tax - segue
Curiosità
• Società di comodo
Se una società è di comodo deve scontare una maggiorazione IRES del 10,5%.
Se tale società è anche in regime di RT, e non riesce a dimostrare la sussistenza di cause di esclusione o di
disapplicazione, deve pagare un’IRES complessiva del 48,5% (27,5 + 10,5 + 10,5)
1.
2.
Quando si può verificare?
Cosa fare? Fare interpello società di comodo (rinvio a lezioni e materiale interpello)
• Profili di incostituzionalità
• Riflessi generali e linee di tendenza del sistema tributario
Rimanenze finali art. 92-bis TUIR
Il D.L. 112/08 ha introdotto, a decorre dal 2008, l’art. 92-bis del TUIR, il quale prevede due metodi
di valutazione obbligatori per le rimanenze finali di idrocarburi liquidi o gassosi, che di fatto
aboliscono il criterio del LIFO, anche se non adottati nel bilancio (ITA GAAP o IAS):
• il costo medio ponderato oppure
• il FIFO
Requisiti soggettivi
» ricavi superiori alla soglia prevista per l’applicazione degli studi di settore
» attività di ricerca e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi, raffinazione,
produzione o commercializzazione di: benzine, petroli, gasoli per usi vari, oli
lubrificanti e residuati, gas di petrolio liquefatto, gas naturale (è escluso il settore
dell’energia elettrica)
Per il primo anno di applicazione il maggior valore delle rimanenze è stato escluso da tassazione ordinaria ed
assoggettato ad imposta sostitutiva del 16%. Tale maggior valore ha avuto riconoscimento fiscale a partire dal
2009.
Fino al 2011 vigeva un regime transitorio riguardante la valutazione delle rimanenze finali (svalutazioni e
determinazione del valore fiscale delle quantità vendute) e le operazioni di conferimento e vendita di aziende
comprensive di rimanenze ex art. 92-bis TUIR.
Addizionale IRES per il settore
idrocarburi
L’addizionale IRES del 4% settore idrocarburi (art. 3 L. 7/2009) si applica alle società residenti:
• che operano nel settore della ricerca e della coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi,
con partecipazione di controllo e di collegamento e con immobilizzazioni materiali e
immateriali nette dedicate a tale attività con un valore di libro superiore al 33% della
corrispondente voce del bilancio di esercizio
• emittenti azioni o titoli equivalenti ammessi alla negoziazione in un mercato
regolamentato
• con capitalizzazione superiore a 20 miliardi di Euro determinata sulla base della media
delle capitalizzazioni rilevate nell’ultimo mese di esercizio nel mercato regolamentato
con i maggiori valori negoziati
• con un’incidenza fiscale risultante dal conto economico inferiore al 19%
L’addizionale IRES del 4% si applica sull’utile prima delle imposte risultante dal conto economico
ed il relativo importo non deve eccedere una determinata % secondo le regole dettate dalla
norma.
L’addizionale si applica a decorrere dal 2009 e fino al 2028.
Esplorazione e Produzione
Titoli minerari
Costi sostenuti per l’acquisizione di permessi di ricerca o di concessioni di coltivazione già in
sviluppo/produzione
Aspetti contabili
• Permessi di ricerca: iscritti nei beni immateriali e ammortizzati in base alla durata del contratto
• Concessioni di coltivazione già in sviluppo/produzione: iscritti nei beni immateriali e ammortizzati con
il metodo UOP (Unit of Production)
Il metodo UOP prevede che i costi residui al termine di ciascun periodo sono ammortizzati applicando l’aliquota
ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel periodo e le riserve certe esistenti alla fine del periodo, incrementate dei
volumi estratti nel periodo stesso
Stato Patrimoniale
Permessi di ricerca
Fondo Ammortamento (durata licenza)
Concessioni di coltivazione
Fondo Ammortamento (UOP)
Aspetti fiscali
Ai fini IRES l’ammortamento è deducibile in base all’art. 103 c. 2 del TUIR, cioè in funzione della durata di
utilizzazione prevista dal contratto o dalla legge. Quindi la quota di ammortamento deducibile annualmente è
costante e, nel caso di concessioni di coltivazione, può esservi forte discrepanza tra ammortamento civilistico e
fiscale:
Esplorazione e Produzione
Costi di ricerca esplorativa
Costi sostenuti per accertare l’esistenza di un nuovo giacimento (sondaggi esplorativi, rilievi geologici e geofisici,
perforazione di pozzi esplorativi).
Nella prassi E&P detti costi hanno un trattamento contabile, e conseguentemente fiscale, che può mutare a
mano a mano che la fase di ricerca esplorativa si evolve.
Aspetti contabili
In particolare, nelle prime fasi dell’attività, i costi sostenuti vengono considerati di natura ricorrente e:
• interamente spesati o, in alternativa
• capitalizzati tra le immobilizzazioni immateriali (se trattasi di studi, rilievi geologici, etc.) o materiali (se
trattasi di attività afferenti la realizzazione del pozzo esplorativo); in tal caso vengono interamente
ammortizzati nel medesimo esercizio in cui sono sostenuti.
Nella fase successiva, quando cioè esiste un piano di sviluppo del sito, i costi di ricerca esplorativa vengono
iscritti nell’attivo patrimoniale come immobilizzazioni materiali in corso fino all’esito dell’attività di ricerca. Al
termine della ricerca esplorativa:
• se la ricerca dà esito positivo, i costi capitalizzati vengono classificati tra le immobilizzazioni materiali e
ammortizzate con metodo UOP
• se la ricerca dà esito negativo, i costi capitalizzati vengono interamente imputati a conto economico.
Esplorazione e Produzione
Costi di ricerca esplorativa - segue
Aspetti fiscali
Ai fini fiscali i costi di ricerca esplorativa hanno un trattamento fiscale coerente con la qualificazione ad essi
attribuita in bilancio.
In particolare detti costi possono essere considerati, nelle diverse fasi:
•
•
•
costi di esercizio sostenuti per acquistare beni o servizi, deducibili ex art. 109 del TUIR;
quote di ammortamento di spese per studi e ricerche, deducibili anche interamente nell’esercizio ai sensi
dell’art. 108 c. 1 del TUIR, a partire dall’esercizio in cui sono conseguiti i primi ricavi
quote di ammortamento di beni materiali (deducibili secondo i criteri di cui all’art. 102 del TUIR)
Esplorazione e Produzione
Costi di sviluppo
Costi sostenuti per la costruzione e l’installazione degli impianti necessari all’estrazione, trattamento, raccolta e
stoccaggio degli idrocarburi.
Detti costi sono di fatto quelli sostenuti al termine della fase di ricerca esplorativa, quando la ricerca è andata a
buon fine e si inizia a costruire l’impianto di produzione
Aspetti contabili
I costi di sviluppo sono iscritti nell’attivo patrimoniale come immobilizzazioni materiali e ammortizzati con il
metodo UOP
Stato Patrimoniale
Impianto (estrazione, etc.)
Fondo Ammortamento (UOP)
Aspetti fiscali
Ai fini fiscali viene dedotto l’ammortamento dell’impianto, in base alle ordinarie regole di cui all’art. 102 del
TUIR.
Esplorazione e Produzione
Costi di smantellamento
Costi che si prevede di sostenere al termine dell’attività di produzione per l’abbandono dell’area, lo
smantellamento, la rimozione delle strutture ed il ripristino del sito.
Aspetti contabili
Secondo i principi IAS sono iscritti nell’attivo patrimoniale ad incremento del cespite cui si riferiscono, in
contropartita all’iscrizione di una passività, e ammortizzati con il metodo UOP.
Secondo i principi contabili nazionali sono iscritti in un fondo del passivo patrimoniale attraverso un processo di
accantonamento annuale.
Stato Patrimoniale
Asset (il cui valore include i costi stimati
attualizzati da sostenere al momento
dell’abbandono delle strutture)
Fondo Smantellamento
Aspetti fiscali
In caso di adozione degli IAS il valore attuale dei costi di smantellamento concorre a formare il valore
fiscalmente riconosciuto del cespite, sul quale viene calcolato l’ammortamento, da dedurre in base alle regole
ordinarie.
In caso di adozione dei principi nazionali i costi di smantellamento sono un accantonamento ad un fondo non
fiscalmente riconosciuto in quanto non rientra nelle fattispecie di cui all’art. 105 e 107 del TUIR; ne consegue
che i relativi utilizzi non sono tassati.
Esplorazione e Produzione
Possibili problema di inerenza
La connotazione fortemente internazionale del settore E&P e la presenza sul mercato di pochi operatori di
rilevanti dimensione può dare origine, in determinate situazioni, a fenomeni da cui originano costi di dubbia
inerenza.
Detti costi sono spesso di difficili individuazione e di solito allocati in alcune fattispecie tipiche: costi di
consulenza, provvigioni, costi di intermediazione e simili.
Certificati Co2
CO2 o quote di immissione
•
Sono essenziali per il funzionamento dell’intero meccanismo di monitoraggio delle emissioni
nocive.
•
sono poi obbligati a restituire alle autorità competenti un numero di certificati corrispondenti alle
emissioni di CO2 rilasciate durante l’anno
•
In questa prospettiva, i gestori di impianti autorizzati a produrre biossido di carbonio ricevono
dall’autorità competente, entro il 28 febbraio di ogni anno, un certo numero di quote di
emissione, ognuna delle quali conferisce al detentore il diritto di emettere una tonnellata di
emissioni con gas a effetto serra
•
Tali quote rappresentano il diritto ad emettere biossido di carbonio.
•
Sono cedibili in tutto il territorio dell’Unione Europea e possono essere acquistati sia da
imprese industriali, che li utilizzeranno al fine di bilanciare le proprie immissioni inquinanti
nell’atmosfera, sia da semplici intermediari che li destineranno a successive cessioni a favore
di terzi
•
•
Le imprese virtuose ne avranno da cedere
Quelle che inquinano di più li dovranno acquistare
20
il ruolo delle quote di emissione
(certificati Co2)
•
Infatti, entro il 30 aprile di ciascun anno, i gestori degli impianti autorizzati devono
restituire all’autorità competente quote in numero pari alle emissioni effettive prodotte
dall’impianto durante l’anno precedente.
•
Se le emissioni prodotte saranno inferiori alle quote assegnate, il surplus potrà
essere “risparmiato” per eventuali emissioni in eccesso degli anni successivi o
venduto alle imprese che non riusciranno a rispettare i limiti di inquinamento imposti;
•
l’eventuale deficit dovrà invece essere coperto mediante acquisto sul mercato o altri
sistemi (partecipazioni a progetti che danno diritto all’acquisizione di quote,
compensazioni con eccedenze di altri anni rientranti nel periodo di riferimento
quinquennale, attualmente 2013-2017).
21
L’assegnazione delle quote
La prima fase, ovvero l’assegnazione a titolo gratuito ai gestori di impianti autorizzati
da parte dell’autorità, non si traduce assume autonomia sul piano fiscale in espressione
di capacità contributiva
Insomma non emergono all’assegnazione gratuita proventi tassabili
Solo all’atto della vendita delle quote eccedenti emergerà un reddito da tassare, come
segue
22
LA FASE DELL’UTILIZZO TRA VENDITA DEI DIRITTI DI
EMISSIONE NON UTILIZZATI E ACQUISTO DI QUELLI MANCANTI
• Può verificarsi sia il caso di minori emissioni
rispetto a quelle autorizzate, il che libererà
diritti per la cessione delle quote sul mercato,
e quindi reddito tassabile
• sia una gestione che comporta un surplus di
emissioni inquinanti e costringerà l’impresa a
sostenere un costo.
23
L’IMPUTAZIONE FISCALE DELL’ONERE STANZIATO IN BILANCIO PER
FAR FRONTE ALL’OBBLIGO DI RESTITUZIONE
• Se l’impresa, nell’esercizio di competenza, si trova ad aver
consumato più quote di quelle ricevute in dotazione per il
periodo o comunque risparmiate e messe da parte in
precedenza: situazione questa in cui versano in Italia una
buona parte delle società del settore
• deve acquistare quote al fine di poterle “restituire” all’Ente
preposto; in base ai principi di competenza economica
provvederà quindi a stanziare i relativi oneri in bilancio e
dovrà valutare sul piano fiscale il rispetto dei principi di
inerenza (mi riferisco all’eventuale ammenda sulla cui
deducibilità fiscale si veda una delle prossime slide), certezza
ed oggettiva determinabilità
24
(segue)
•
Sotto il profilo della “certezza dell’esistenza”, l’obbligo annuale di restituzione non
comporta di per sé il sostenimento di un costo certo, posto che l’impresa può
decidere di non rivolgersi al mercato per far fronte all’obbligo di restituzione.
•
Infatti, va sottolineato che le quote dell’anno sono assegnate dall’autorità competente
prima della scadenza stabilita per la restituzione delle quote emesse in eccesso
nell’anno precedente. L’impresa può così far fronte alla restituzione anche
usufruendo delle quote di emissione dell’anno successivo. Il sistema permette, infatti,
di compensare durante il periodo di validità dei diritti assegnati, le quantità di biossido
rilasciate in eccesso durante un anno con un’eventuale riduzione di emissioni
ottenuta in uno o più anni successivi, rientranti nel medesimo periodo di riferimento
contemplato dal piano.
L’acquisto potrebbe quindi divenire necessario solo in un secondo momento, al limite
al termine del periodo di riferimento delle quote (ora quinquennale) o addirittura mai.
•
25
(segue)
•
Anche sotto il profilo dell’oggettiva determinabilità, la componente reddituale
negativa iscritta in bilancio potrebbe difettare dei necessari requisiti.
Nell’anno di riferimento, infatti, essa non sarebbe quantificabile in modo
oggettivo, se frutto di una stima effettuata considerando il valore di mercato
dei titoli ambientali alla chiusura dell’esercizio.
•
Tale valore potrebbe divergere dal costo che verrà effettivamente sostenuto
e potrebbe divergere tanto più quanto l’impresa rinviasse il momento
dell’acquisto.
L'effettivo valore dei titoli dipenderà, infatti, da quante quote o certificati
saranno effettivamente disponibili sul mercato: una quantità superiore ne
deprimerebbe il valore; nel caso opposto, i possessori avrebbero buone
opportunità di negoziare i propri certificati ai massimi livelli. Il valore del
certificato sarà dunque, di fatto, determinato dall'equilibrio tra domanda ed
offerta di certificati.
•
26
(segue)
• Conclusivamente, la deduzione fiscale dell’onere stanziato in
bilancio può essere riconosciuta nell’ipotesi in cui l’impresa a
chiusura dell’esercizio abbia acquistato sul mercato le quote
necessarie a coprire le emissioni eccedenti di gas nocivi
effettuate.
•
Nelle diverse ipotesi in cui decida di acquistarle in prossimità
della scadenza prevista per la restituzione (ricordo è nel
nuovo anno) o ancora opti per la soluzione di attingere le
quote mancanti dagli “stock” di quote che le vengono
assegnate nei primi mesi dell’anno successivo, il relativo
onere non appare certo e oggettivamente determinato
nell’esercizio di competenza e la deducibilità fiscale dovrà
esser rinviata.
27
I DUBBI SULLA POSSIBILITÀ DI DEDURRE LE SANZIONI PREVISTE IN
CASO DI MANCATO ADEMPIMENTO
• Un aspetto rilevante della disciplina dei diritti di
emissione riguarda le sanzioni pecuniarie
comminate nei confronti dei gestori di impianti che,
alla data del 30 aprile di ogni anno, abbiano
riconsegnato quote in misura inferiore alle
emissioni di gas inquinanti rilasciate
• Sono deducibili fiscalmente?
• Problema di inerenza: prassi italiana e prassi
internazionale sul punto
28
Esplorazione e Produzione
Possibili modelli di business
Un modello efficiente:
A
•
•
•
•
A e B sono soggetti a RT
B opera solo all’estero, tramite C
C è una stabile organizzazione di B
C è in perdita per molti anni
B
C
Trasporto e Distribuzione
Bene versus Concessione
Il bene principale che caratterizza il segmento T&D è rappresentato dalla rete di trasporto del gas (gasdotto).
Detto bene può assumere una connotazione differente a seconda del segmento che si analizza:
• Trasporto: l’operatore è proprietario della rete e ammortizza il bene in base alla sua vita utile.
• Distribuzione: l’operatore non è proprietario della rete ma la detiene in concessione (concessione di
distribuzione). il diritto di concessione è ammortizzato sulla base della durata della stessa (scadenza).
Aspetti contabili
Le attività sono iscritte secondo il criterio del costo di acquisto o di produzione.
Stato Patrimoniale
Cespite
Concessione
Fondo Ammortamento
Aspetti fiscali
L’ammortamento della concessione è deducibile in base all’art. 103 c. 2 del TUIR, cioè in funzione della durata di
utilizzazione prevista dal contratto o dalla legge.
L’ammortamento dei cespiti, non solo della rete ma di determinati beni materiali strumentali impiegati nelle
attività di distribuzione e trasporto di gas naturale, è deducibile secondo i criteri previsti dall’art. 102-bis del
TUIR.
Trasporto e Distribuzione
Ammortamento beni attività regolate art. 102-bis TUIR
L’art. 102-bis del TUIR prevede un apposito limite di deducibilità per l’ammortamento dei beni materiali
strumentali per l’esercizio delle seguenti attività regolate:
•
distribuzione e trasporto di gas naturale
•
distribuzione di energia elettrica e gestione della rete di trasmissione nazionale dell’energia elettrica
(rinvio)
La quota di ammortamento è deducibile in misura non superiore alla percentuale determinata come costo/vita
utile, ridotta del 20%.
La vita utile è determinata facendo riferimento, per il trasporto e la distribuzione di gas naturale, alle tabelle 1
e 2 allegate alle delibere emanate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas n. 166 29/7/2005, n. 170
29/9/2004. Le eventuali modifiche delle vite utili deliberate dall’AEEG rilevano anche ai fini dell’art. 102-bis del
TUIR.
La vita utile decorre dall’esercizio di entrata in funzione, anche se avvenuta presso precedenti utilizzatori, e non
si modifica per effetto di trasferimenti successivi.
L’art. 102-bis TUR si applica solo ai beni classificabili nelle categorie omogenee individuate dall’AEEG. Per tutti
gli altri si applica l’art. 102.
Vendita
Stazioni di servizio – ammortamento- Cassaz. 2008 e 2013
•
Nella tabella delle aliquote di ammortamento, le stazioni di servizio sono oggetto di una aliquota speciale
del 12,5 percento, più elevata di quella prevista per i fabbricati in genere.
•
Sembra esistere un rapporto di specialità tra la disposizione sulle stazioni di servizio, e quella sui fabbricati,
dove la prima dovrebbe prevalere, ove si ammetta che di una stazione di servizio può far parte anche un
fabbricato (si pensi in particolare al ricovero per l’addetto al servizio).
•
Una rettifica fiscale secondo cui il fabbricato avrebbe dovuto essere scorporato da quello della stazione di
servizio, ed assoggettato all’aliquota propria dei fabbricati è stata confermata dalla Corte di Cassazione
(sentenza n. 12924 del 24 maggio 2013 Cassazione Civile, Sez. V ).
•
Un’altra sentenza della Cassazione (sentenza n.9497 del 2008) aveva raggiunto in precedenza le medesime
conclusioni escludendo da ammortamento i terreni su cui sono costruite le stazioni di servizio e i
fabbricati, mentre aveva consentito l’ammortamento degli erogatori di riserva, destinati a garantire la
continuità degli impianti.
Vendita
Stazioni di servizio – ammortamento- Cassaz. 2008 e 2013
•
La sentenza costituisce un’occasione per riflettere sul concetto di bene ammortizzabile e sulla attitudine
di concetti economico-funzionali, come quello di “stazione di servizio”, di aggregare elementi materiali
autonomi, come i terreni, le colonnine, i serbatoi, le tettoie, le apparecchiature per l’aria compressa e
l’acqua, le insegne e simili.
•
I singoli elementi che concorrono a formare la stazione di servizio nella sentenza vengono considerati
isolatamente, svuotando fortemente il concetto “normativo” di “stazione di servizio” per una questione
che alla fine è solo di imputazione a periodo.
•
Sui possibili utilizzi da parte del fisco di simili conclusioni: i riflessi sulle verifiche fiscali in tema di
ammortamento anche in altri settori d’impresa
Vendita
Perdite su crediti
Il settore in oggetto è caratterizzato dal rischio di perdite o di svalutazione crediti per insolvenza del cliente.
La natura del debitore può condurre a criteri di svalutazione differenti (cliente business: svalutazione specifica –
cliente retail: svalutazione generica per “fasce di anzianità del credito”).
La svalutazione dà luogo all’iscrizione di un fondo che rappresenta la miglior stima dell’onere che verrà
sostenuto, mentre la perdita viene iscritta a conto economico.
Da un punto di vista fiscale il comparto delle svalutazioni/perdite su crediti di tipo “retail” può presentare
qualche criticità data dalle caratteristiche proprie del settore di riferimento e quindi dei crediti:
• crediti di basso valore economico unitario
• contratti di somministrazione
• procedure per la sospensione della fornitura del gas regolate dall’AEEG
L’art. 101, c. 5 del TUIR, recentemente modificato dal D.L. 83/2012, ha introdotto la nuova disciplina delle
“perdite su crediti di modesta entità” che aiuta a delineare meglio e anche ad ampliare le fattispecie di
deducibilità fiscale, come segue.
Difficoltà della gestione personalizzata dei
crediti di massa e di modesto importo
• Rigidità dell’accantonamento per rischi su crediti
(art. 71, TUIR) e sua frequente insufficienza
• Possibilità di una documentazione personalizzata
dei tentativi di recupero (relazioni del settore
commerciale, lettere dei legali)
• Difficoltà di questa gestione individuale per
vendite molto parcellizzate come nel settore
retail.
Perdite su crediti: la norma
Articolo 101, comma 5, T.U.I.R.:
Le perdite su crediti sono
deducibili se risultano da
elementi certi e precisi
e in ogni caso se il debitore
è assoggettato a
procedure concorsuali
Elementi certi e precisi: i crediti di modesta entità
<
Quando il credito risulta di modesta entità ed è
decorso un periodo di sei mesi dalla scadenza di
pagamento del credito stesso
Gli elementi certi e precisi
sussistono in ogni caso
<
Il credito si considera di modesta entità quando
ammonta ad un importo non superiore a 5.000 euro
per le grandi imprese, e non superiore a 2.500 euro
per le altre imprese.
37
Approfondimenti
Distinti crediti nei confronti dello stesso
cliente
• Far riferimento alla complessiva posizione
debitoria di ciascun cliente? No si guarda
al singolo credito
• In caso di prestazioni continuative come
quelle di questo settore? Sembra
ragionevole far riferimento alle condizioni
contrattuali (normalmente gli importi dovuti
sono su base periodica)
Vendita
Clausole di revisione del prezzo
I contratti di acquisto / vendita consentono la revisione del prezzo ad intervalli regolari (generalmente ogni tre
anni). I processi di ri-negoziazione del prezzo sono molto lunghi e sfociano frequentemente in arbitrati dall’esito
incerto. L’onere legato alla revisione del prezzo (maggior prezzo di acquisto / minor prezzo di vendita) viene
stanziato a bilancio in apposito fondo.
Aspetti contabili
Iscrizione nel passivo patrimoniale di un fondo che rappresenta la miglior stima dell’onere che verrà sostenuto
nell’ambito della ri-negoziazione del prezzo.
Stato Patrimoniale
Fondo Revisione Prezzi
Aspetti fiscali
Il fondo non è fiscalmente riconosciuto in quanto non rientra nelle fattispecie di cui all’art. 105 e 107 del TUIR,
quindi l’accantonamento non è dedotto e l’utilizzo non è tassato.
Accise
Argomenti in trattazione
• Che cosa sono le accise
• Riferimenti normativi
• Quali sono i presupposti impositivi
• Quali prodotti colpisce
► 1. Che cosa sono le accise
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Che cosa sono le accise
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Il vocabolo “accisa” deriva dal termine latino "accisus" participio passato di “accido-accidere:
cadere sopra”.
Lo Stato, con le accise, "cade sopra" un determinato prodotto prelevando una quota del bene
considerato al momento di fabbricazione e al momento di consumo.
Le accise costituiscono un gruppo di imposte indirette erariali che incidono sulla fabbricazione
e sul consumo di determinati prodotti, nonché sulla loro importazione nel territorio dello
Stato.
Rappresentano una tipologia di tributo che, oltre a garantire agli erari nazionali un elevato
gettito permette altresì l’attuazione di politiche extra tributarie (politica del consumo
energetico, politica dei trasporti, politiche sociali, etc.),
Gravano sulla quantità dei beni prodotti, a differenza dell’IVA che incide sul valore. Infatti,
mentre l'IVA è espressa in aliquote applicate al valore del prodotto, l'accisa si esprime in
termini di aliquote rapportate all'unità di misura del prodotto.
L'accisa concorre a formare il valore dei prodotti; ciò vuol dire che l'IVA sui prodotti soggetti
ad accisa grava anche sulla stessa accisa.
► 2. Riferimenti normativi
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Riferimenti normativi
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L'armonizzazione delle accise è stato un elemento indispensabile alla corretta instaurazione
del mercato unico europeo. D'altra parte, il gettito fiscale legato alle accise è fondamentale
per la fiscalità interna dei singoli Stati membri in quanto costituisce una parte cospicua delle
entrate nel bilancio di ogni Paese.
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La normativa comunitaria di riferimento è contenuta:
- Direttiva n. 2003/96/CE del Consiglio del 27 ottobre 2003
- Direttiva n. 2008/118/CE del 16 dicembre 2008
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La normativa italiana di riferimento è contenuta essenzialmente:
- Decreto legislativo 26 ottobre 1995, n.504 – Testo Unico delle disposizioni legislative
concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e
amministrative (TUA).
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► 4. Quali prodotti colpisce
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Quali prodotti colpisce
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In Italia i prodotti più importanti assoggettati ad accise sono i prodotti energetici (ossia
derivati del petrolio in precedenza chiamati oli minerali), l’energia elettrica, il gas naturale,
l’alcole etilico e le bevande alcoliche ed i tabacchi.
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Quali prodotti colpisce
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Su tutto il territorio italiano grava una accisa sull'acquisto dei carburanti, il cui ammontare è stato incrementato nel tempo
allo scopo di fronteggiare finanziariamente diverse emergenze provocate da eventi naturali e non. Quando sono cadute le
giustificazioni di esse, tali incrementi non sono mai stati aboliti!
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1,90 lire (0,000981 euro) per il finanziamento della guerra d'Etiopia del 1935-1936;
14 lire (0,00723 euro) per il finanziamento della crisi di Suez del 1956;
10 lire (0,00516 euro) per la ricostruzione dopo il disastro del Vajont del 1963;
10 lire (0,00516 euro) per la ricostruzione dopo l'alluvione di Firenze del 1966;
10 lire (0,00516 euro) per la ricostruzione dopo il terremoto del Belice del 1968;
99 lire (0,0511 euro) per la ricostruzione dopo il terremoto del Friuli del 1976;
75 lire (0,0387 euro) per la ricostruzione dopo il terremoto dell'Irpinia del 1980;
205 lire (0,106 euro) per il finanziamento della guerra del Libano del 1983;
22 lire (0,0114 euro) per il finanziamento della missione in Bosnia del 1996;
0,02 euro per il rinnovo del contratto degli autoferrotranvieri del 2004.
0,005 euro per l’acquisto di autobus ecologici nel 2005;
0,0051 euro per far fronte al terremoto dell'Aquila del 2009;
da 0,0071 a 0,0055 euro per il finanziamento alla cultura nel 2011;
0,04 euro per far fronte all'arrivo di immigrati dopo la crisi libica del 2011;
0,0089 euro per far fronte all'alluvione che ha colpito la Liguria e la Toscana nel novembre 2011;
0,082 euro (0,113 sul diesel) per il decreto "Salva Italia" nel dicembre 2011;
0,02 euro per far fronte ai terremoti dell'Emilia del 2012.
Il totale di suddetti incrementi dell'accisa, stabiliti prima dal Regno d’Italia e poi dalla Repubblica Italiana, ammonta a circa 0,41 euro (0,50 euro IVA
inclusa). A partire dal 1999 un decreto legislativo permette alle varie Regioni di imporre una accisa autonoma sulla benzina.
A tutto questo si somma la cosiddetta imposta di fabbricazione sui carburanti, che porta il totale finale a 72,42 cent per litro per la benzina verde e
61,32 cent per il gasolio IVA esclusa. Aggiunta anche questa, al 22%, si ottengono 88,35 cent nel primo caso e 74,81 cent nel secondo.
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► 3. Quali sono i presupposti
impositivi
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Quali sono i presupposti impositivi
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L’accisa nasce come obbligazione tributaria all’atto della produzione o dell’importazione
definitiva e viene assolta dal fabbricante, o nel caso dell’importazione da chi immette in
consumo il prodotto nel territorio dello Stato; è destinata però ad essere economicamente
traslata sul consumatore finale.
Per effetto del fenomeno della traslazione del tributo il contribuente di diritto si rivale sul
consumatore, contribuente di fatto, nel momento della riscossione del prezzo della merce
venduta.
Quindi il contribuente debitore di diritto che viene percosso dal tributo, anticipa l’imposta per
conto dei consumatori.
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