El Ministerio de Energía es una agencia a nivel de gabinete del gobierno de la provincia canadiense de Alberta responsable de coordinar la política relacionada con el desarrollo de los recursos minerales y energéticos . También es responsable de evaluar y cobrar regalías por recursos no renovables (NRR) , impuestos sobre minerales de propiedad absoluta, alquileres y bonificaciones. La Comisión de Comercialización de Petróleo de Alberta, que está totalmente integrada con el Departamento de Energía dentro del ministerio y totalmente financiada por la Corona, acepta la entrega de la parte de regalías de la Corona del petróleo crudo convencional y lo vende al valor de mercado actual.
Descripción general del ministerio | |
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Jurisdicción | Provincia de alberta |
Ministros responsables |
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Agencias infantiles | |
Sitio web | www |
La Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta reguló el desarrollo de recursos energéticos, las tuberías, las líneas de transmisión y los servicios públicos de electricidad, agua y gas natural propiedad de los inversores, así como ciertos servicios públicos propiedad del municipio. Reportaba al Consejo Ejecutivo a través del Ministerio de Energía, aunque operaba y tomaba sus decisiones formales de manera independiente y autónoma. El 1 de enero de 2008, la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUB) se reorganizó en dos órganos reguladores separados: [1]
- la Junta de Conservación de Recursos Energéticos (ERCB) , que regula la industria del petróleo y el gas, y
- la Comisión de Servicios Públicos de Alberta (AUC) , que regula la industria de servicios públicos.
Historia
En 1984, el Departamento de Energía y Recursos Naturales de Alberta (ENR), era una organización compleja de múltiples divisiones, con un personal permanente de 2.605 y un presupuesto de $ 499 millones, que era responsable de la gestión de energía, minerales, bosques. y recursos pesqueros y de vida silvestre, así como públicos (tierras de propiedad de la corona) que constituían el 62% de la base territorial de Alberta. [2] La política de ENR se basó en la premisa de que con una planificación y gestión adecuadas, la tierra puede soportar una variedad de usos, como madera, recreación y vida silvestre. [2] : 553 Sin embargo, pocos eran idealmente compatibles creando un clima de competencia y conflicto. [2] : 553
En 1986 se crearon el Departamento de Energía y el Departamento de Silvicultura, Tierras y Vida Silvestre. Las agencias de recursos originales continuaron y la planificación interdepartamental se llevó a cabo bajo Evaluación y Planificación de Recursos (REAP). La división de Evaluación y Planificación de Recursos (REAP) se creó en 1976 para proporcionar servicios de coordinación y recopilación de datos. [2]
En la década de 1980, REAP supervisó un sistema de planificación integradora utilizando un enfoque de equipo para la toma de decisiones. [2] : 554 Fue una época de transición desafiante. Agencias más establecidas como el Servicio Forestal de Alberta apoyaron la preservación de actitudes y comportamientos tradicionales y se sintieron amenazados. En la década de 1980, el Servicio Forestal de Alberta tenía un fuerte sistema de autoridad con una cadena de mando y un sistema de rangos de estilo militar. [2] : 561 La División de Pesca y Vida Silvestre fue más flexible y menos estructurada formalmente. : 561 Las tierras públicas eran más burocráticas y mecanicistas. [2] : 561
La división de Pesca y Vida Silvestre que enfatizó la investigación y el monitoreo a largo plazo está bajo los auspicios de la Ley de Pesca y Vida Silvestre. La división de Pesca y Vida Silvestre estuvo con el Departamento de Recreación y Parques antes de unirse a Energía y Recursos Naturales (ENR) en 1979. [2] : 553
La división de Recursos Minerales tenía un estatus y poder muy altos debido a sus grupos de clientes, que incluían la industria del petróleo y el gas, que son "actores poderosos en la escena de Alberta". [2]
En 1982, el Servicio Forestal de Alberta tenía una plantilla de 765 personas y un presupuesto de 123 millones de dólares y la división de Pesca y Vida Silvestre, cuyos clientes eran a menudo grupos ecologistas, tenía 414 puestos y 20 millones de dólares. [2] : 562
Regalías por recursos no renovables
Las tasas de regalías en Alberta se basan en el precio del WTI. Esa tasa de regalías se aplica a los ingresos netos de un proyecto si el proyecto ha alcanzado el pago o los ingresos brutos si el proyecto aún no ha alcanzado el pago. Los ingresos de un proyecto son una función directa del precio al que puede vender su crudo. Dado que WCS es un punto de referencia para los crudos de arenas petrolíferas , los ingresos en las arenas petrolíferas se descuentan cuando se descuenta el precio de WCS. Esos descuentos en los precios se transfieren a los pagos de regalías.
La provincia de Alberta recibe una parte de los beneficios del desarrollo de los recursos energéticos en forma de regalías que financian en parte programas como salud, educación e infraestructura. [3] : 1
En 2006-7, los ingresos por regalías de las arenas petrolíferas fueron de 2.411 millones de dólares. En 2007/08 aumentó a $ 2.913 mil millones y continuó aumentando en 2008/09 a $ 2.973 mil millones.
En su respuesta a la revisión competitiva de 2010 con aportes de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) y la Asociación de Pequeños Exploradores y Productores de Canadá, Alberta Energy redujo las tasas de regalías por recursos no renovables (NRR). [4]
Los recortes de tarifas incluidos,
La actual tasa inicial del cinco por ciento sobre el gas natural y el petróleo convencional se convertirá en una característica permanente del sistema de regalías. La tasa máxima de regalías para el petróleo convencional se reducirá al 40 por ciento, por debajo del nivel actual del 50 por ciento. La tasa máxima de regalías para el gas natural convencional y no convencional se reducirá a niveles de precios más altos del 50 al 36 por ciento.
En 2010, la industria del petróleo y el gas representó el 30 por ciento del PIB de Alberta y 147.000 empleos directos. La decisión de reducir las tasas de regalías para hacer que las industrias de NRR sean más competitivas se basó en el argumento económico de que la disminución en los ingresos por regalías se compensaría con un aumento en las ventas de tierras y los ingresos fiscales. [4]
El resultado neto será una disminución en los ingresos en 2012-13 de $ 363 millones. Esto incluye una disminución de $ 785 millones en ingresos por regalías previstos, directamente atribuible a los cambios, parcialmente compensado por un aumento de $ 131 millones en ingresos por regalías generados por una mayor actividad, $ 143 millones en ingresos por venta de terrenos y $ 148 millones en ingresos fiscales por aumento de los ingresos fiscales. .
Tras el régimen revisado de regalías de Alberta, se redujo en 2009/10 a $ 1,008 mil millones. [3] : 10 En ese año, los ingresos totales por recursos de Alberta "cayeron por debajo de $ 7 mil millones ... cuando la economía mundial estaba en las garras de la recesión". [5]
En febrero de 2012, la provincia de Alberta "esperaba $ 13,4 mil millones en ingresos de recursos no renovables en 2013-14. [5] Para enero de 2013, la provincia anticipaba solo $ 7,4 mil millones". El 30% del presupuesto de aproximadamente $ 40 mil millones de Alberta está financiado a través de ingresos por petróleo y gas. Las regalías del bitumen representan aproximadamente la mitad de ese total ". [5] En 2009/10 las regalías de las arenas bituminosas ascendieron a $ 1,008 mil millones (Presupuesto 2009 citado en Energy Alberta 2009. [3] : 10
Para acelerar el desarrollo de las arenas petrolíferas, los gobiernos federal y provincial alinearon más estrechamente la tributación de las arenas petrolíferas con otras minas de superficie, lo que dio como resultado "cobrar el uno por ciento de los ingresos brutos de un proyecto hasta que los costos de inversión del proyecto se paguen en su totalidad a las tasas de puntos aumentaron al 25% de los ingresos netos. Estos cambios de política y el aumento de los precios del petróleo después de 2003 tuvieron el efecto deseado de acelerar el desarrollo de la industria de las arenas bituminosas. [3] : 1 "El 1 de enero se implementó un régimen revisado de regalías de Alberta , 2009. [3] : 7 mediante el cual cada proyecto de arenas petrolíferas paga una tasa de regalías de ingresos brutos del 1% (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011: 30). [6] Los regímenes fiscales del petróleo y el gas de 2011 resume los regímenes fiscales del petróleo para las provincias y territorios occidentales. Los regímenes fiscales del petróleo y el gas describieron cómo se calcularon los pagos de regalías: [6] : 30
Después de que un proyecto de regalías de arenas petrolíferas alcanza el pago, la regalía pagadera a la Corona es igual al mayor de: (a) la regalía de ingresos brutos (1% - 9%) para el período, y (b) el porcentaje de regalías (25% - 40%) de los ingresos netos del período. A partir del 1 de enero de 2009, el porcentaje de regalías de los ingresos netos también se indexa al precio del WTI en dólares canadienses. Es del 25% cuando el precio WTI es menor o igual a $ 55 / bbl, aumentando linealmente hasta un máximo del 40% cuando el precio alcanza los $ 120 / bbl. Para propósitos de regalías, los ingresos netos son iguales a los ingresos del proyecto menos los costos permitidos ".
- Regímenes fiscales de petróleo y gas
Cuando el precio del petróleo por barril es menor o igual a $ 55 / bbl indexado contra West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011: 30) (Indexado al precio en dólares canadienses de West Texas Intermediate (WTI) (Oil y Regímenes Fiscales del Gas 2011: 30) hasta un máximo del 9%). Cuando el precio del petróleo por barril es menor o igual a $ 120 / bbl indexado contra el "pago" del West Texas Intermediate (WTI). [6] : 30
El pago se refiere "la primera vez que el desarrollador ha recuperado todos los costos permitidos del proyecto, incluida una bonificación de devolución de esos costos equivalente a la tasa de la fianza a largo plazo del Gobierno de Canadá [" LTBR "]. [6] : 11
Con el fin de fomentar el crecimiento y la prosperidad y debido al costo extremadamente alto de la exploración, la investigación y el desarrollo, las arenas petrolíferas y las operaciones mineras no pagan impuestos corporativos, federales, provinciales o regalías gubernamentales, además de los impuestos sobre la renta de las personas físicas, ya que las empresas a menudo permanecen en una posición de pérdida. a efectos fiscales y de regalías durante muchos años. Definir una posición de pérdida se vuelve cada vez más complejo cuando se trata de empresas energéticas multinacionales integradas verticalmente . Suncor afirma que sus pérdidas realizadas eran legítimas y que la Agencia de Ingresos de Canadá (CRA) reclama injustamente "$ 1.2 mil millones" en impuestos, lo que pone en peligro sus operaciones. [7]
Tasas de regalías de las arenas petrolíferas
"La Metodología de Valoración de Betún (BVM) es un método para determinar, a efectos de regalías, un valor para el betún producido en proyectos de arenas bituminosas y actualizado in situ o vendido o transferido a filiales. La BVM garantiza que Alberta reciba valor de mercado por su producción de betún, tomado en efectivo o betún en especie, a través de la fórmula de regalías. Western Canadian Select (WCS), un grado o mezcla de betunes de Alberta, diluyentes (un producto como nafta o condensado que se agrega para aumentar la capacidad del aceite para fluir a través de un oleoducto) y crudos pesados convencionales, desarrollados por productores de Alberta y almacenados y valorados en Hardisty, se determinó que AB era el mejor precio del crudo de referencia en el desarrollo de un BVM ". [3]
Precio WTI C $ / bbl | Tasa de regalías sobre los ingresos brutos | Tasa de regalías sobre los ingresos netos |
Por debajo de C $ 55 | 1,00% | 5,00% |
C $ 60 | 1,62% | 26,15% |
75 C $ | 3,46% | 29,62% |
C $ 100 | 6,54% | 35,38% |
Por encima de C $ 125 | 9,00% | 40,00% |
Para 2014, los ingresos de NRR cayeron al 21% de los ingresos totales desde el 30% en 2010. El presupuesto provincial de 2014 informó que los ingresos futuros de NRR previstos son "mucho menores que en 2011-2012, menos que el 30% registrado en 2010 y en el cuatrienio período de 2005-06 a 2008-09 ". [8]
Se pronostica en $ 9.2 mil millones, $ 582 millones o un 6,7% más que en 2013-14, con mayores regalías de bitumen parcialmente compensadas por menores regalías de petróleo crudo. Se pronostica que los ingresos aumentarán en un promedio de 4.6% en 2015-16 y 2016-17, con un crecimiento sustancial en las regalías de betún, principalmente debido al aumento de la producción, ocultando las regalías decrecientes de petróleo crudo y gas natural. Se espera que los ingresos por recursos alcancen los $ 10.1 mil millones en 2016-17 y representen el 21% de los ingresos totales.
El presupuesto de 2014 prevé que el diferencial del West Texas Intermediate (WTI) 2014-2015 - Western Canadian Select (WCS) - sería del 26% con el precio del WTI en 95,22 dólares estadounidenses. [8] Para diciembre de 2014 4 de diciembre de 2014, el WTI había caído a $ 67,25 bbl y el WCS a $ 50,70 con un diferencial del 16%. [9]
Referencias
- ^ "Efectivo el 1 de enero" . Eub.ca . Consultado el 26 de noviembre de 2013 .
- ^ a b c d e f g h yo j Langhorn, Ken; Hinings, Bob (1987), "Integrated planning and organization conflict" (PDF) , Canadian Public Administration , 30 (4): 550–565, archivado desde el original (PDF) el 8 de noviembre de 2014 , consultado el 7 de noviembre de 2014
- ^ a b c d e f Economía de la energía: comprensión de las regalías (PDF) . Gobierno de Alberta (Informe). Edmonton, Alberta. Septiembre de 2009. p. 17.
- ^ a b "Alberta cumple con la competitividad del petróleo y el gas: aumento de la producción, el empleo y los beneficios derivados que se esperan como resultado de los cambios regulatorios y fiscales para el sector del petróleo y el gas en Calgary" , Alberta Energy , 11 de marzo de 2010 , consultado el 23 de marzo de 2015
- ^ a b c O'Donnell, Sarah; Gerein, Keith (24 de enero de 2013), La burbuja de betún 'le cuesta miles de millones a Alberta, dice Redford , Edmonton Journal, archivado desde el original el 28 de enero de 2013
- ^ a b c d "Regímenes fiscales de petróleo y gas: provincias y territorios del oeste de Canadá" (PDF) , Departamento de Energía de Alberta , Edmonton, Alberta, junio de 2011, ISBN 978-0-7785-9423-9 Esto resume los regímenes fiscales del petróleo para las provincias y territorios occidentales.
- ^ Vanderklippe, Nathan (6 de febrero de 2013), la amortización de 1.500 millones de dólares de Suncor pone en peligro el proyecto de arenas petrolíferas , The Globe and Mail , consultado el 13 de diciembre de 2013
- ^ a b "The Building Alberta Plan Budget 2014" (PDF) , Alberta Finance , 6 de marzo de 2014 , consultado el 23 de marzo de 2015
- ^ "ninguno", Financial Post, Calgary Herald , pág. B7, 19 de diciembre de 2014
enlaces externos
- El sitio web del Ministerio de Energía
- El sitio web de la Junta de Conservación de Recursos Energéticos
- El sitio web de la Comisión de Servicios Públicos de Alberta