Le 29 janvier 2016, le gouvernement de l’Alberta a publié le rapport du Comité consultatif sur l’examen des redevances de l’Alberta à la croisée des chemins et a annoncé qu’il commencerait à rédiger un cadre de redevances (CMR) modernisé fondé sur toutes les recommandations du Comité consultatif sur l’examen des redevances contenues dans le rapport.
Bien que le rapport soit long, le comité a recommandé que des changements minimes soient apportés au cadre de redevances (CER) existant. Le rapport comprenait un volume important d’informations et de discussions sur le processus suivi dans l’élaboration du rapport et les facteurs qui doivent être pris en compte pour créer une structure de redevances équitable et efficace à la lumière des défis actuels auxquels l’industrie est confrontée en Alberta. Vous trouverez ci-dessous les points saillants des changements suggérés au CER, le calendrier de mise en œuvre, les prochaines étapes à suivre en ce qui concerne le CMR et quelques commentaires sur les implications pratiques de la mise en œuvre du CMR.
Au cœur du MRF se trouve une structure de redevances unique pour le pétrole brut, les liquides et le gaz naturel, impliquant entre autres le même taux de redevance. En éliminant le traitement discriminatoire des différents hydrocarbures, le MRF cherche à réduire les risques d’exploration en permettant aux producteurs d’évaluer les possibilités de développement en fonction des forces du marché plutôt que de la façon dont un puits pourrait être classé.
La structure comprendra une approche de « revenus moins coûts » selon laquelle le coût moyen de forage de tout nouveau puits serait estimé à l’aide d’une formule de déduction pour frais de forage et de complétion, basée sur la profondeur verticale et la longueur horizontale des jambes. Le comité recommande que la déduction pour frais de forage et de complétion soit déterminée chaque année et qu’Alberta Energy crée et maintienne un indice des coûts en capital de l’Alberta qui indiquera les coûts d’exploitation moyens pour les puits de taille similaire. Ils recommandent également que le dérivation et l’annonce publique de l’indice aient lieu au plus près le 31 mars de chaque année pour application le 1er avril de la même année. L’indice s’appliquera également aux projets d’exploitation des sables bitumineux.
Il y aura un taux de redevance fixe de cinq pour cent sur les revenus jusqu’au paiement. Le paiement aura lieu lorsque les revenus totaux d’un puits seront égaux à l’allocation pour frais de forage et de complétion (et non les coûts réels pour forer le puits), quel que soit le type d’hydrocarbure produit. Après le paiement, les taux de redevances doivent augmenter sur une échelle sensible aux prix jusqu’à ce que la production tombe en dessous d’un seuil d’échéance défini (qui reste à déterminer), après quoi les taux de redevances seront sensibles à la baisse de la productivité.
La date cible de mise en œuvre du CEM est le 1er janvier 2017. Le MRF créera une distinction entre les « anciens puits » et les « nouveaux puits ». Les anciens puits seront des puits forés avant la mise en œuvre du MRF et les nouveaux puits seront des puits forés après la mise en œuvre du MRF. Le MRF ne s’appliquera qu’aux nouveaux puits; les anciens puits continueront d’être assujettis au FER pendant 10 ans après la mise en œuvre du CMR, après quoi ils passeront au CMR.
Tous les puits forés avant 2017 seront admissibles et continueront de bénéficier du Programme de forage profond au gaz naturel et de l’Initiative de recherche et de technologie émergentes, qui expirent à la fin de novembre 2016 et en juin 2018, respectivement.
Le gouvernement n’apportera aucun changement aux taux de redevances sur les sables bitumineux en vertu du MRF. Le rapport indique qu’il y avait peu de place pour une augmentation compte tenu des niveaux de prix prévus par l’industrie et le gouvernement de l’Alberta. Le gouvernement prévoit plutôt moderniser le processus de calcul des coûts et de perception des redevances sur les sables bitumineux et a promis d’améliorer la divulgation des renseignements sur les coûts, les recettes et la perception des projets et des redevances.
L’un des objectifs qui sous-tendent la normalisation de l’allocation est qu’elle incitera les sociétés du secteur de l’énergie à innover, à réduire leurs coûts et à rester concurrentielles, car elles seront récompensées si elles peuvent amener des puits en dessous du coût moyen achevé, demeurant ainsi au taux de redevance inférieur même après avoir recouvré leurs coûts réels. Cependant, il n’est pas encore clair si ce calcul de l’allocation différenciera suffisamment les circonstances de forage très variables.
Le MRF permettra aux sociétés d’énergie d’inclure la partie liée au coût en capital de la nouvelle taxe sur le carbone parmi les coûts qu’elles déduisent avant de payer des redevances. La nouvelle taxe sur le carbone a été annoncée en novembre 2015 lorsque le gouvernement de l’Alberta a annoncé son plan de leadership climatique.
En l’absence de beaucoup plus de détails, il n’est probablement pas encore possible de modéliser les économies de forage dans le cadre du MRF, mais l’annonce a, espérons-le, apporté une certaine certitude à l’environnement.
Le comité a recommandé qu’au plus tard le 31 mars 2016, les objectifs suivants soient atteints :
Le rapport demande également à l’Alberta Energy d’examiner le programme d’exonération des redevances sur les gaz de solution autrement brûlée avant la fin de 2016 pour s’assurer qu’il est ajusté pour se conformer au Climate Leadership Plan.
Le comité a également demandé au gouvernement de l’Alberta d’élaborer une stratégie de gaz naturel à valeur ajoutée, en commençant par la nomination d’un groupe consultatif d’experts. Le lundi 1er février 2016, seulement trois jours après la publication du rapport, le gouvernement a annoncé le Programme de diversification pétrochimique, un programme de crédit de redevances de 10 ans qui accordera jusqu’à un total de 500 millions de dollars de crédits de redevances à de nouvelles installations pétrochimiques. Bien entendu, les installations pétrochimiques ne paient pas de redevances; les crédits de redevances gagnés peuvent toutefois être échangés à un producteur de pétrole ou de gaz naturel qui peut à son tour utiliser les crédits pour réduire ses paiements de redevances.