Alberta royalty recension
Alberta Royalty Review 2007 var en oberoende panel, ledd av William M. Hunter, inrättad av Albertas regering för att granska nivån på resurs royalty som samlats in av provinsregeringen från petroleum- och naturgasföretag. I sin slutrapport med titeln "Our Fair Share" som släpptes den 18 september 2007 drog panelen slutsatsen att Albertans, som äger sina naturresurser, inte fick sin "fair share" från energiutveckling. Royaltysatser och formler hade "inte hållit jämna steg med förändringar i resursbasen och världens energimarknader." Som ett resultat av översynen trädde nya regler i kraft under Alberta Mines and Minerals Act, inklusive Petroleum Royalty Regulation, 2009 och Natural Gas Royalty Regulation, 2009. Albertas regering förväntade sig att samla in cirka 2 miljarder dollar årligen med nya royaltyformler implementerade 2009. Istället för en ökning av royalties på olja och gas samlade Alberta in 13,5 miljarder dollar mindre från 2009 till 2014 med den nya formeln. Det fanns ett fel i 2009 års formel för New Well Royalty Rate, som gällde den 1 maj 2011, angående royalties på gas som hade utgjort nästan 67 % av de totala royalties som inkasserats av Alberta före 2009. Enligt 2009 års formel tillämpas på Natural Gas och biprodukter representerade en minskning från tidigare fasta priser. Med denna formel minskade gasroyalterna med cirka 5 miljarder dollar per år och gav endast 17% av de totala royaltyerna. Under 2008 rasade det globala oljepriset från det högsta någonsin på 145 dollar per fat den 8 juli 2008 till 32 dollar per fat senare under 2008, vilket resulterade i "inställda många energiprojekt" i Alberta. År 2015 hade flera av dessa oljeprojekt inte återupptagits. Trots detta samlade Alberta in 2 miljarder dollar i royalties på oljesand under perioden efter 2009 med den nya räntan på 20 % jämfört med 1,5 miljarder dollar från 2004 till 2009 med den gamla satsen på 15 %.
Genomsnittliga royaltysatser
Royalty före AAR 2004–2009 (miljarder USD) | Royalty efter AAR 2009–2014 (miljarder USD) | Skillnad (miljarder dollar) | Royaltyprocent före 2009 | Royalty procent efter 2009 | |
---|---|---|---|---|---|
Olja | 1,5 USD | $2 | 0,5 USD | 15 % | 20 % |
Gas | 6,3 USD | 1,1 USD | -5,2 USD | 19 % | 8 % |
Oljesand | 1,9 USD | 3,9 USD | $2 | 3 % | 10 % |
Total | 9,7 USD | $7 | -2,7 USD | 14 % | 11 % |
Fem år totalt | 48,4 USD | 35 USD | -$13,5 | 14 % | 11 % |
år | miljarder dollar |
---|---|
2006/2007 | $12.260 |
2007/2008 | 11 271 USD |
2008/2009 | $12,176 |
2009/2010 | $6,189 |
2010/2011 | 8 555 USD |
2011/2012 | $11,765 |
2012/2013 | 3,56 USD |
Bakgrund
I områden som undersökts och odlats tidigt i Albertas historia tillhör alla underjordiska resursrättigheter markägaren, men i de områden som undersöktes senare eller i de massiva kronlandområdena i den norra halvan av provinsen där de nuvarande produktiva oljefälten är belägna, kronan , representerad av provinsregeringen, äger alla underjordiska resurser.
Till skillnad från många andra oljeproducerande jurisdiktioner som Saudiarabien eller Norge har Alberta inget nationellt oljebolag som äger och exploaterar alla petroleumresurser. Istället uppmuntras privatägda oljebolag av olika storlekar, från i och utanför Kanada, att borra efter olja och gas eller bryta oljesand på Crowns mark och i utbyte betala en royalty.
År 1930 flyttade Natural Resources Transfer Act kontrollen över naturresurserna i Alberta från den federala regeringen till provinsregeringen.
Royalty priser
1931 fastställde Albertas regering royaltysatsen till fem procent på olja och gas, vilket skapade en spricka med oljeindustrin.
1971, strax efter att ha vunnit en majoritetsregering för de progressiva konservativa 1971, flyttade dåvarande premiärminister Peter Lougheed för att öka Albertas andel av royalties som skapade fientlighet med oljeindustrin. Vid den tiden steg oljepriset globalt i takt med att inflytandet från den nybildade organisationen för oljeexporterande länder ökade.
1986, när oljepriset nådde botten på 10 USD per fat, svarade Don Getty , som var premier 1985 till 1992, genom att ge oljeindustrin 250 miljoner dollar i incitament och nedskärningar av royalty. I slutet av 1986 hade Alberta beviljat ytterligare nio månaders sänkning från 12 % till 1 % i royalties på Suncor oilsands.
Ralph Klein sänkte royalties under början av 1990-talet för att stimulera investeringar i oljesanden som stod inför en osäker framtid med det låga oljepriset vid den tiden. 1997 fastställde Albertas regering en "generisk royaltyformel för oljesandprojekt" med hjälp av "1% och 25% formel." 2001 stod olje- och gasindustrin för 23 procent av Albertas BNP.
2006, ett år innan han blev premiärminister i Alberta, tillkännagav Ed Stelmach sitt åtagande att se över royaltysatserna för oljesanden såväl som för konventionell olja och naturgas. Som premiärminister 2007 gav han dåvarande finansminister Lyle Oberg i uppdrag att leda processen för granskning av Alberta royalty. År 2007 stod olje- och gasindustrin för 19 procent av provinsens BNP.
Under 2006-7 var royaltyintäkterna från oljesand 2,411 miljarder dollar. Under 2007/08 steg den till 2,913 miljarder dollar och den fortsatte att öka 2008/09 till 2,973 miljarder dollar. Efter den reviderade Alberta royaltyregimen sjönk den 2009/10 till 1,008 miljarder dollar. Under det året sjönk Albertas totala resursinkomst under 7 miljarder dollar...när världsekonomin var i recessionens grepp.
I februari 2012 förväntade provinsen Alberta "13,4 miljarder dollar i intäkter från icke-förnybara resurser under 2013-14. I januari 2013 räknade provinsen med endast 7,4 miljarder dollar. "30 procent av Albertas budget på cirka 40 miljarder dollar finansieras genom olja och gasintäkter. Bitumen royalties representerar ungefär hälften av den totala summan." Under 2009/10 uppgick royalties från oljesanden till 1,008 miljarder dollar (Budget 2009 citerad i Energy Alberta 2009.
För att påskynda utvecklingen av oljesanden anpassade de federala och provinsiella regeringarna beskattningen av oljesanden närmare till annan ytbrytning, vilket resulterade i att "debitera en procent av ett projekts bruttointäkter tills projektets investeringskostnader betalas i sin helhet vid vilket poängsatserna ökade till 25 procent av nettointäkterna. Dessa policyförändringar och högre oljepriser efter 2003 hade den önskade effekten att påskynda utvecklingen av oljesandindustrin. "En reviderad Alberta royalty-regim implementerades den 1 januari 2009 genom vilken varje oil sands project betalar en bruttointäktsroyaltysats på 1%.
Olje- och gasskatteregimerna beskrev hur royaltybetalningar beräknades:
Efter att ett royaltyprojekt för oljesand når utbetalning är royaltyen som ska betalas till kronan lika med den största av: (a) bruttointäktsroyalty (1 % - 9 %) för perioden, och (b) royaltyprocenten (25 %) - 40 %) av periodens nettoomsättning. Från och med den 1 januari 2009 indexeras royaltyprocenten av nettointäkterna också till priset i kanadensiska dollar för WTI. Det är 25% när WTI-priset är mindre än eller lika med $55/bbl, stiger linjärt till maximalt 40% när priset når $120/bbl. För royaltyändamål är nettointäkter lika med projektintäkter minus tillåtna kostnader.
— Olje- och gasskatteregimer
När oljepriset per fat är mindre än eller lika med $55/fat indexerat mot West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30)(Indexerat till det kanadensiska dollarpriset på West Texas Intermediate (WTI) till en högst 9 %). När oljepriset per fat är mindre än eller lika med $120/bbl indexerat mot West Texas Intermediate (WTI) "utbetalning".
Utbetalning avser "första gången när utvecklaren har fått tillbaka alla tillåtna kostnader för projektet, inklusive en avkastningsersättning på dessa kostnader som motsvarar Kanadas regerings långfristiga obligationsränta ["LTBR"].
För att uppmuntra tillväxt och välstånd och på grund av de extremt höga kostnaderna för prospektering, forskning och utveckling, betalar oljesand och gruvdrift inga företags-, federala, provinsiella skatter eller statliga royalties förutom personlig inkomstskatt eftersom företag ofta förblir i en förlustposition för skatte- och royaltyändamål i många år. Att definiera en förlustposition blir allt mer komplex när vertikalt integrerade multinationella energibolag är inblandade. Suncor hävdar att deras realiserade förluster var legitima och att Canada Revenue Agency (CRA) orättvist kräver "1,2 miljarder dollar" i skatter som äventyrar deras verksamhet.
"Bitumen Valuation Methodology (BVM) är en metod för att för royaltyändamål fastställa ett värde för bitumen som produceras i oljesandprojekt och antingen uppgraderas på plats eller säljs eller överförs till dotterbolag. BVM ser till att Alberta får marknadsvärde för sin bitumenproduktion, tas i kontanter eller bitumen royalty in natura, genom royalty formeln Western Canadian Select (WCS), en kvalitet eller blandning av Alberta bitumen, spädningsmedel (en produkt som nafta eller kondensat som tillsätts för att öka förmågan hos oljan att flöda genom en pipeline) och konventionella tungoljor, utvecklade av Alberta-producenter och lagrade och värderade hos Hardisty, AB bedömdes vara det bästa referenspriset för råolja i utvecklingen av en BVM."
Pris WTI C $/fat | Royalty på bruttointäkter | Royalty på nettointäkter |
Under C$55 | 1,00 % | 5,00 % |
60 CAD | 1,62 % | 26,15 % |
75 CAD | 3,46 % | 29,62 % |
100 CAD | 6,54 % | 35,38 % |
Över 125 CAD | 9,00 % | 40,00 % |
I slutet av 2001 var oljepriset så lågt som 20 dollar per fat. Den 8 juli 2008 steg oljepriset stadigt tills det nådde den högsta nivån någonsin på 145 dollar per fat. Senare under 2008 sjönk oljepriset till 32 dollar per fat, vilket resulterade i "inställda många energiprojekt" i Alberta. År 2015 hade flera av dessa oljeprojekt inte återupptagits.
Under 2009/2010 samlade Albertas regering in 6,1 miljarder dollar i royalties, vilket motsvarar en minskning med 3 miljarder dollar.
Enligt en rapport från University of Alberta's Parkland Institute från 2015 av Jim Roy, som var senior rådgivare för royaltypolicy för Alberta Energy från 1985 till 1993, från 2010 till 2015 samlade Alberta in 13,5 miljarder dollar mindre i royalty än under de föregående fem åren. Istället för att få den förväntade ökningen på 2 miljarder dollar per år, såg Alberta en minskning med 3 miljarder dollar per år. Minskningen bestod av en minskning på 5 miljarder dollar per år i gasroyalty som delvis kompenserades av ökningar av oljeroyalty och oljesandsroyalty. Det totala värdet av kolväteproduktionen var ungefär detsamma under varje femårsperiod.
Från oktober 2009 till 2013/14 var royalties för bitumen och råolja "i genomsnitt $6,2 miljarder och bidrog med knappt 16 procent till statens intäkter på årsbasis." Albertas regering förutspådde i sin budget för räkenskapsåret 2014/15 att det skulle finnas "ett årligt genomsnitt på 8,0 miljarder dollar i royalties för bitumen och råolja under de kommande tre räkenskapsåren (2014/15 till 2016/17) och en ökning av årlig andel av royalties för bitumen och råolja till över 17 procent av statens intäkter."
Under 2012-2013 samlades 3,56 miljarder dollar i royalty från oljesanden.
Globalt pris på olja
Royaltypriserna på olja i Alberta baseras på priset på West Texas Intermediate (WTI), riktmärket för oljeprissättning i Nordamerika och den underliggande råvaran i New York Mercantile Exchanges oljeterminskontrakt . Western Canadian Select är benchmark-råoljan för Albertan-olja.
Fynd
I ett brev adresserat till Albertas finansminister i september 2007 hävdade ordföranden för 2007 års Alberta Royalty Review Bill Hunter "Albertaner får inte sin beskärda del från energiutveckling och de har faktiskt inte fått sin beskärda del för någon gång."
Panelens rapport rekommenderade inte bara höjda kungliga avgifter för alla tre stora resurser (konventionell olja, naturgas och oljesand) utan insisterade också på att regeringen hade misslyckats med att samla in royalties som redan var skyldiga.
Den rekommenderade räntehöjningen uppgick till en ökning med 20 % eller ytterligare 2 miljarder USD per år.
Svar
Vissa anhängare av oljeindustrin svarade på 2007 års granskning med oro för att Calgary skulle bli "Caracas på fören" i provinsen "Albertastan".
2007 var det politiska svaret mycket polariserat, där vänsterpartierna, Alberta Liberalerna och Alberta New Democrats , kritiserade regeringen för att den inte lyckades få Albertas "rättvisa andel" och i själva verket subventionerade oljebolag på allmänhetens bekostnad. handväska. De misslyckades med att göra några vinster mot de konservativa under provinsvalet i Alberta 2008, trots ett rekordlågt valdeltagande orsakat främst av att traditionella Tory-anhängare stannade hemma.
Det högt respekterade globala energikonsultföretaget Wood Mackenzie släppte en studie i september 2007, där de rankade Albertas 2007 års skattesystem för oljesand som 11:e mest gynnsamma av 100 jurisdiktioner globalt. Om alla rekommendationer i rapporten [implementerades] indikerade rapporten "att oljesandvillkoren fortfarande skulle rankas som 44 av 100 länder när det gäller attraktionskraft." Under 2007 låg det föreslagna statliga värdet på 64 % klart under det genomsnittliga statliga värdet på 74 % beräknat av Wood Mackenzie för de andra länderna i studien (denna bedömning inkluderade statliga aktieandelar i många länder). Wood Mackenzie-studien bekräftar panelens resultat i detta avseende."
I september 2007 hävdade TD Bank Financial Groups chefsekonom, Don Drummond och Derek Burelton, att Albertas ekonomi skulle fortsätta att blomstra. TD-rapporten förväntade sig att Albertas svar på ARR skulle vara "nästa stora händelse", TD-ekonomer föreslog att många av granskningspanelens rekommendationer var ekonomiskt vettiga. TD Economics hade utsett Calgary-Edmonton-korridoren som Kanadas västra ekonomiska tiger 2003. Från 1993 till 2003 registrerade Calgary-Edmonton-korridoren "explosiv real ekonomisk tillväxt och befolkningsökningar, som överträffade siffrorna i de flesta nordamerikanska stadskärnor." År 2003 ökade royaltyintäkterna från olja och gas och korridoren var "den enda stadsregionen i Kanada som konkurrerade med amerikanska storstadsområden när det gäller både produktivitet och levnadsstandard."
Efterverkningar
De konservativa genomförde delvis panelens rekommendationer. Detta sammanföll med ett fall i oljepriset under finanskrisen 2007–2008 . Olje- och gasbolag, särskilt mindre företag, klagade på att detta skadade deras resultat och hotade att flytta ut ur provinsen eller lägga ner. Under 2008 sjönk det globala oljepriset från 145 USD/fat till 32 USD/fat och många energiprojekt lämnade provinsen eller stängdes av i Alberta. Vissa återupptogs aldrig. Alberta samlade in 2 miljarder dollar i royalties på oljesand under perioden efter 2009 med den nya räntan på 20 %.
Regeringen i Alberta tillkännagav den 11 mars 2010 att royaltysatserna som trädde i kraft i januari 2011 skulle sänkas, vilket minskar den maximala räntan för konventionell olja från 50 % till 40 % av intäkterna och sänker den maximala satsen för naturgas från 50 % till 36 % . Den stora minskningen av royalty som började 2009 berodde främst på hur gasformeln automatiskt anpassade sig till det fallande priset på naturgas. Regeringen införde ett "ny brunn"-incitament som begränsade royalty till högst 5 % under det första produktionsåret. Detta incitament hade dock ingen faktisk effekt på gasroyalty eftersom den priskänsliga formeln har satt en negativ royaltysats varje månad sedan den infördes. För nästan alla brunnar är royaltyformeln som standard den lägsta royaltysatsen på 5 %. De till höger kritiserade regeringen för att höja royalties och skada vinster i Albertas viktigaste industri, vilket de liknade "att döda gåsen som lade guldäggen" . Junior oljebolag var avgörande för att finansiera uppstickaren Wildrose Party som dök upp i provinsvalet i Alberta 2012 som den stora utmanaren till de styrande Tories, och blev den officiella oppositionen.
Konsekvenserna för royalties var att Albertas regering 2009/2010 samlade in 6,1 miljarder dollar i royalties för olje- och gassektorn. Det var en minskning med 3 miljarder dollar. Under de kommande fem åren samlade Alberta in 13,5 miljarder dollar mindre i royalty än under de föregående fem åren. Istället för att få den förväntade ökningen på 2 miljarder dollar per år, såg Alberta en minskning med 3 miljarder dollar per år. Minskningen bestod av en minskning på 5 miljarder dollar per år i gasroyalty som delvis kompenserades av ökningar av oljeroyalty och oljesandsroyalty. Det totala värdet av kolväteproduktionen var ungefär detsamma under varje femårsperiod.