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 recaudar regalías de recursos no renovables (NRR) , impuestos 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 financiada en su totalidad 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. El ministerio actual se formó en 1986, pero los ministerios con otros nombres que se ocupan de los recursos energéticos se remontan al Ministerio de Tierras y Minas en 1930.
La Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta regulaba el desarrollo de los recursos energéticos, los oleoductos, las líneas de transmisión y los servicios de electricidad, agua y gas natural propiedad de inversores, así como ciertos servicios públicos propiedad de los municipios. Informaba 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 organismos reguladores separados: [1]
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 personas y un presupuesto de 499 millones de dólares, que era responsable de la gestión de los recursos energéticos, minerales, forestales, pesqueros y de vida silvestre, así como de los recursos públicos (tierras de propiedad de la corona) que constituían el 62% de la base territorial de Alberta. [2] La política del ENR se basaba en la premisa de que con una planificación y una gestión adecuadas, la tierra puede soportar una variedad de usos, como la madera, la recreación y la vida silvestre. [2] : 553 Sin embargo, pocos eran idealmente compatibles, lo que creaba 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 la División de Evaluación y Planificación de Recursos (REAP). La División de Evaluación y Planificación de Recursos (REAP) se creó en 1976 para brindar servicios de coordinación y recopilación de datos. [2]
En la década de 1980, REAP supervisó un sistema de planificación integrador que utilizaba un enfoque de equipo para la toma de decisiones. [2] : 554 Fue una época de transición desafiante. Las agencias más establecidas, como el Servicio Forestal de Alberta, apoyaban la preservación de las actitudes y el comportamiento tradicionales y se sentían amenazadas. En la década de 1980, el Servicio Forestal de Alberta tenía un sistema de autoridad sólido con una cadena de mando de estilo militar y un sistema de rangos. [2] : 561 La División de Pesca y Vida Silvestre era más flexible y estaba estructurada de manera menos formal. : 561 Las Tierras Públicas eran más burocráticas y mecanicistas. [2] : 561
La División de Pesca y Vida Silvestre, que hizo hincapié en la investigación y el seguimiento a largo plazo, está bajo los auspicios de la Ley de Pesca y Vida Silvestre. La División de Pesca y Vida Silvestre estaba en 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 un 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 ambientalistas, tenía 414 puestos y 20 millones de dólares. [2] : 562
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 a 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 el 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 del WCS. Esos descuentos de precio se trasladan 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 la salud, la educación y la infraestructura. [3] : 1
En 2006-7, los ingresos por regalías de las arenas petrolíferas ascendieron a 2.411 millones de dólares. En 2007-2008, aumentaron a 2.913 millones de dólares y continuaron aumentando en 2008-2009, hasta alcanzar los 2.973 millones de dólares.
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 de los recursos no renovables (NRR). [4]
Los recortes de tasas incluyeron,
La tasa inicial actual del 5% sobre el gas natural y el petróleo convencional pasará a ser una característica permanente del sistema de regalías. La tasa máxima de regalías para el petróleo convencional se reducirá al 40%, desde el nivel actual del 50%. 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%.
En 2010, la industria del petróleo y el gas representaba el 30 por ciento del PIB de Alberta y 147.000 empleos directos. La decisión de reducir las tasas de regalías para que las industrias de la NRR fueran más competitivas se basó en el argumento económico de que la disminución de los ingresos por regalías se compensaría con un aumento de las ventas de tierras y de los ingresos fiscales. [4]
El resultado neto será una disminución de los ingresos en 2012-2013 de 363 millones de dólares. Esto incluye una disminución de 785 millones de dólares en los ingresos previstos por regalías, directamente atribuible a los cambios, parcialmente compensada por un aumento de 131 millones de dólares en los ingresos por regalías generados por una mayor actividad, 143 millones de dólares en ingresos por venta de terrenos y 148 millones de dólares en ingresos fiscales derivados del aumento de los ingresos fiscales.
Tras la revisión del régimen de regalías de Alberta, en 2009/2010 cayó a 1.008 millones de dólares. [3] : 10 En ese año, los ingresos totales de Alberta por recursos "cayeron por debajo de los 7.000 millones de dólares... 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 provenientes de recursos no renovables en 2013-14". [5] Para enero de 2013, la provincia anticipaba solo $7.4 mil millones. "El 30 por ciento del presupuesto de Alberta, de aproximadamente $40 mil millones, se financia a través de los ingresos del petróleo y el gas. Las regalías del betún representan aproximadamente la mitad de ese total". [5] En 2009/10, las regalías de las arenas petrolíferas ascendieron a $1.008 mil millones (Presupuesto 2009 citado en Energía Alberta 2009. [3] : 10
Para acelerar el desarrollo de las arenas petrolíferas, los gobiernos federal y provinciales alinearon más estrechamente la tributación de las arenas petrolíferas con otras actividades mineras a cielo abierto, lo que resultó en "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, momento en el que las tasas aumentaron al 25 por ciento de los ingresos netos". Estos cambios de política y los precios más altos del petróleo después de 2003 tuvieron el efecto deseado de acelerar el desarrollo de la industria de las arenas petrolíferas. [3] : 1 "El 1 de enero de 2009 se implementó un Régimen de Regalías de Alberta revisado. [3] : 7 a través del cual cada proyecto de arenas petrolíferas paga una tasa de regalías de ingresos brutos del 1% (Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011:30). [6] Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011 resumen los regímenes fiscales del petróleo para las provincias y territorios occidentales. Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas describen cómo se calculaban los pagos de regalías: [6] : 30
Una vez que un proyecto de regalías de arenas petrolíferas alcanza el pago, la regalía pagadera a la Corona es igual al mayor de los siguientes montos: (a) la regalía por ingresos brutos (1% - 9%) para el período, y (b) el porcentaje de la regalía (25% - 40%) de los ingresos netos para el período. A partir del 1 de enero de 2009, el porcentaje de la regalía de los ingresos netos también está indexado al precio del WTI en dólares canadienses. Es del 25% cuando el precio del WTI es menor o igual a $55/bbl, aumentando linealmente hasta un máximo del 40% cuando el precio alcanza los $120/bbl. A los efectos de las regalías, los ingresos netos equivalen a los ingresos del proyecto menos los costos permitidos.
— Regímenes fiscales del petróleo y el gas
Cuando el precio del petróleo por barril sea menor o igual a $55/bbl indexado al West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30) (indexado al precio en dólares canadienses del West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30) hasta un máximo del 9%). Cuando el precio del petróleo por barril sea menor o igual a $120/bbl indexado al West Texas Intermediate (WTI) "pago". [6] : 30
El pago se refiere a "la primera vez que el desarrollador ha recuperado todos los costos permitidos del proyecto, incluida una asignación de retorno sobre esos costos igual a la tasa de bonos a largo plazo del Gobierno de Canadá ["LTBR"] [6] : 11
Para fomentar el crecimiento y la prosperidad, y debido al altísimo coste de la exploración, la investigación y el desarrollo, las operaciones de extracción de arenas petrolíferas y de minería no pagan impuestos corporativos, federales ni provinciales, ni regalías gubernamentales, salvo los impuestos sobre la renta personal, ya que las empresas suelen permanecer en una posición de pérdidas a efectos fiscales y de regalías durante muchos años. Definir una posición de pérdidas 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) está reclamando injustamente "1.200 millones de dólares" en impuestos, lo que está poniendo en peligro sus operaciones. [7]
"La metodología de valoración del betún (BVM, por sus siglas en inglés) es un método para determinar, a los efectos de las regalías, el valor del betún producido en proyectos de arenas petrolíferas y mejorado en el lugar o vendido o transferido a filiales. La BVM garantiza que Alberta reciba el valor de mercado por su producción de betún, en efectivo o en regalías en especie, a través de la fórmula de regalías. Western Canadian Select (WCS), un grado o mezcla de betún de Alberta, diluyentes (un producto como nafta o condensado que se agrega para aumentar la capacidad del petróleo de fluir a través de un oleoducto) y petróleos pesados convencionales, desarrollados por productores de Alberta y almacenados y valorados en Hardisty, AB, se determinó como el mejor precio de crudo de referencia en el desarrollo de una BVM". [3]
En 2014, los ingresos del NRR cayeron del 30% en 2010 al 21% de los ingresos totales. El Presupuesto Provincial de 2014 informó que los ingresos futuros previstos del NRR son "mucho menores que en 2011-2012, menos del 30% registrado en 2010 y en el período de cuatro años de 2005-06 a 2008-09". [8]
Se prevé que los ingresos sean de 9.200 millones de dólares, 582 millones de dólares o un 6,7% más que en 2013-14, con mayores regalías de betún compensadas en parte por menores regalías de petróleo crudo. Se prevé que los ingresos aumenten en un promedio del 4,6% en 2015-16 y 2016-17, con un crecimiento sustancial en las regalías de betún, principalmente debido al aumento de la producción, lo que eclipsa la disminución de las regalías de petróleo crudo y gas natural. Se espera que los ingresos por recursos alcancen los 10.100 millones de dólares en 2016-17 y representen el 21% de los ingresos totales.
El presupuesto de 2014 preveía que el diferencial entre el West Texas Intermediate (WTI) y el Western Canadian Select (WCS) para 2014-2015 sería del 26%, con un precio del WTI de 95,22 dólares estadounidenses. [8] Para diciembre de 2014, el WTI había caído a 67,25 dólares estadounidenses por barril y el WCS a 50,70 dólares estadounidenses, con un diferencial del 16%. [9]