Nouvelle structure pour les redevances en Alberta

16 novembre 2007
Contexte

Le 16 février 2007, Lyle Oberg, ministre des Finances de l'Alberta, a annoncé la nomination d'un groupe de six experts chargés d'étudier les régimes d'impôts et de redevances de l'Alberta en vue d'offrir aux Albertains une part équitable de l'aménagement énergétique au moyen de redevances, de taxes et de droits. Le Royalty Review Panel (le « groupe d'étude »), qui a été mis en place pour honorer une promesse faite par le premier ministre Ed Stelmach au cours de la campagne au leadership du parti progressiste conservateur de 2006, comprenait des experts indépendants dans le domaine du régime des redevances et de l'imposition des ressources naturelles.

Le groupe d'étude s'est penché sur tous les aspects du régime des redevances pétrolières et gazières, notamment les redevances sur les sables bitumineux, le pétrole classique et le gaz naturel. Il a notamment été chargé d'établir si le régime de redevances de l'Alberta est assez sensible à la conjoncture du marché et si le régime existant des revenus moins les coûts pour les redevances des sables bitumineux convient étant donné l'activité actuelle de l'industrie.

Rapport du groupe d'étude

Le groupe d'étude a publié son rapport, intitulé « Our Fair Share - Report of the Alberta Royalty Review Panel », le 18 septembre 2007 (le « rapport »). La conclusion générale du rapport a été que les Albertains ne reçoivent pas leur juste part de l'aménagement énergétique et qu'il faut modifier le régime de redevances existant, qui différencie le pétrole classique, le gaz naturel (y compris le méthane de houille) et les sables bitumineux.

Le texte ci après résume le rapport et les conclusions qui y sont tirées.

Pétrole classique et gaz naturel

Les taux des redevances pour le pétrole classique et le gaz naturel dépendent actuellement d'un certain nombre de facteurs, dont la date de la découverte du gisement de pétrole ou de gaz naturel. En général, les taux des redevances pour les gisements qui viennent d'être découverts sont inférieurs à ceux des gisements plus anciens. On calcule le montant des redevances pour chacun des puits en se fondant sur la quantité de pétrole ou de gaz naturel qu'il produit, le cru du gisement du puits en question, le prix du pétrole ou du gaz naturel sur le marché ainsi que le coût de traitement de la quote-part revenant au gouvernement à titre de redevances sur la marchandise visée. Au dessus de certains prix, les taux des redevances demeurent constants.

Dans le cadre du régime de redevances actuel, les taux des redevances sur le gaz naturel commencent à 15 % de la production et augmentent en fonction des prix du marché jusqu'à un maximum de 30 % de la production pour les gisements récents et de 35 % de la production pour les gisements plus anciens après que le prix a atteint 3,60 $ par gigajoule. Des rajustements pour les puits de faible production peuvent réduire les taux des redevances à 5 %. Les redevances pour les sous-produits du gaz naturel sont liées au prix de ces sous produits et peuvent s'échelonner de 15 à 50 %. Pour le pétrole classique, le taux moyen des redevances a été d'environ 15 % en 2005, des taux de redevances inférieurs s'appliquant à de nombreux puits de la province. Le taux maximal des redevances dépend du cru du gisement pétrolier.

Le groupe d'étude a recommandé un régime de redevances simplifié pour le pétrole classique et le gaz naturel. Il a notamment recommandé ce qui suit :

  • Les tranches des redevances fondées sur l'année de la découverte du gisement devraient être éliminées. 
  • Les plafonds sur les taux des redevances pour le gaz naturel et le pétrole classique devraient être portés respectivement à 17,50 $/Mbtu et à 120 $/baril. 
  • Le taux de redevances sensible au prix et celui sensible à la quantité devraient devenir des éléments distincts dans une même formule où la redevance totale maximale serait de 50 % de la production. 
  • Les producteurs du « Township 53 », zone classée voici de nombreuses années comme « sables bitumineux » pour des besoins administratifs, ne devraient plus avoir la possibilité de faire administrer leurs puits de pétrole classique sous le régime des redevances des sables bitumineux. 
  • La formule de redevances pour le pétrole classique devrait s'appliquer au propane, aux butanes et aux pentanes plus. 
  • Les programmes incitatifs, y compris ceux visant le forage de puits de gaz profonds, devraient être éliminés.

Dans l'ensemble, les recommandations du groupe d'étude prévoient que le prélèvement total du gouvernement sur les revenus tirés du pétrole classique passera de 44 à 49 % et que celui sur les revenus tirés du gaz naturel passera de 58 à 63 %. Le prélèvement total du gouvernement comprend les redevances et les taxes provinciales et fédérales applicables.

Sables bitumineux

Système générique établi en 1997, le système actuel de redevances sur la production de sables bitumineux vise à promouvoir les investissements dans les sables bitumineux et la mise en valeur de ceux-ci. À l'heure actuelle, une redevance au taux de 1 % des revenus bruts du projet s'applique jusqu'à l'atteinte du seuil de rentabilité - une fois que le promoteur a obtenu un profit égal au capital investi dans le projet ainsi qu'une indemnité égale au taux d'intérêt sur les obligations du gouvernement à long terme, pour que soient pris en compte les frais du financement pendant la période de construction. Le taux de redevance postérieur à l'atteinte du seuil de rentabilité est égal au plus élevé de :

  • 25 % des revenus nets du projet (les revenus bruts moins les dépenses déductibles); 
  • 1 % des revenus bruts du projet.

Bien que la redevance s'applique à taux fixe, ce taux est tributaire des prix puisqu'il est rajusté selon les profits, eux-mêmes liés aux prix du pétrole.

Le groupe d'étude a conclu que le taux de redevance de base de 1 % pour la période antérieure à l'atteinte du seuil de rentabilité convient toujours; toutefois, le taux de redevance nette postérieur à l'atteinte du seuil de rentabilité devrait être augmenté pour passer de 25 % à 33 %, et le taux de redevance de base devrait s'ajouter au taux de redevance nette postérieur à l'atteinte du seuil de rentabilité.

L'un des principaux changements recommandés par le groupe d'étude est l'introduction d'une taxe de séparation sur les sables bitumineux (la « taxe de séparation »). La taxe de séparation s'appliquerait aux revenus bruts provenant de la production de bitume. Le taux de la taxe de séparation serait lié au prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) en dollars canadiens; il serait de zéro pour les prix WTI inférieurs à 40 $/baril et augmenterait de 0,1 % par hausse de 1 $/baril par la suite, jusqu'à 9 % au maximum à 120 $/baril. Le groupe d'étude a recommandé que les paiements de taxe de séparation ne soient pas considérés comme des coûts admissibles pour le calcul de la redevance nette payable après le seuil de rentabilité ou pour le calcul des revenus nets aux fins de l'impôt sur le revenu des sociétés.

Le groupe d'étude a présenté plusieurs autres recommandations quant à la classification des projets de sables bitumineux, l'élimination de la composante provinciale de la déduction pour amortissement accéléré prévue par la Loi de l'impôt sur le revenu fédérale, l'introduction de crédits de redevance des usines de valorisation et l'évolution de la méthode de fixation des prix du bitume.

Collectivement, les recommandations du groupe d'étude prévoient une hausse du montant total que l'État tire des revenus des sables bitumineux, qui passerait de 47 % à 64 %.

Parmi les autres recommandations générales à souligner, mentionnons la recommandation contre les droits acquis et l'établissement d'un programme de reddition de compte. Par conséquent, si elles sont adoptées, toutes les recommandations s'appliqueraient également à tous les participants, au même moment. De même, le groupe d'étude a suggéré que l'État mette en ouvre un dispositif visant à la fois l'évaluation de l'efficacité de la politique de revenus en permanence et la perception des redevances liées aux ressources énergétiques en Alberta.

Réponse du gouvernement

Le premier ministre de l'Alberta s'est adressé à la province le 25 octobre 2007 et a alors publié le « New Royalty Framework » (la « nouvelle structure »). La nouvelle structure décrit le nouveau régime de redevances de l'Alberta et énonce les trois principes directeurs ci après dans le processus de prise de décision du gouvernement :

  • appuyer le développement économique durable qui contribue à une qualité de vie supérieure pour tous les Albertains, aujourd'hui et demain; 
  • appuyer un régime de redevances équitable, prévisible et transparent; 
  • harmoniser le régime de redevances de l'Alberta avec l'ensemble des objectifs du gouvernement.

Le texte ci-après résume les changements apportés au régime de redevances actuel qui sont exposés dans la nouvelle structure.

Pétrole classique et gaz naturel

Le gouvernement a décidé d'adopter les recommandations du groupe d'étude en ce qui concerne les redevances sur le pétrole classique, sous réserve de quelques modifications. Les redevances doivent être établies au moyen d'une seule formule de taux mobiles et calculées en fonction de la production mensuelle, comme c'est le cas actuellement. Les taux de redevances s'échelonneront de 0 à 50 % selon le prix du pétrole sur le marché, avec un taux plafond de 120 $/baril. En outre, comme le recommande le groupe d'étude, le gouvernement éliminera le système de tranches qui distinguait les crus en fonction de la date de découverte du gisement pétrolier et éliminera plusieurs programmes de redevances spéciaux liés au pétrole.

Le gouvernement a recommandé des changements semblables dans le régime de redevances existant pour le gaz naturel. Les taux de redevances du gaz naturel s'échelonneront maintenant de 5 à 50 % selon le prix du gaz naturel sur le marché, avec un taux plafond de 16,59 $ par gigajoule. Le gouvernement éliminera aussi les tranches qui distinguaient les crus en fonction de la date de découverte du gisement gazier.

La structure ne suit pas la recommandation du groupe d'étude d'éliminer les programmes incitatifs relatifs à la production de gaz naturel classique, ce qui est particulièrement significatif. Le gouvernement gardera le « Otherwise Flared Solution Gas Royalty Waiver Program » et l'étendra aux puits de bitume. En outre, il s'est engagé à réorganiser le « Deep Gas Drilling Program » au lieu de l'éliminer. Le soutien de ce programme est considéré comme crucial pour la viabilité de projets de forage de gaz profond dans la province. Les changements voulus dans ce programme incitatif de gaz profond ne sont pas encore tout à fait clairs, et nous espérons que le gouvernement donnera d'autres détails dans un avenir proche.

Le gouvernement fixera les taux effectifs des redevances applicables aux installations pour calculer sa quote-part du capital dans les installations de traitement de gaz. Cela devrait améliorer le lien entre le coût en capital pour le gaz naturel et une installation précise dans la province.

Par ailleurs, les taux de redevances pour les liquides de gaz naturel seront modifiés et fixés à 40 % pour les pentanes et à 30 % pour le butane et le propane. Pour ce qui est de l'éthane, le taux de redevance demeurera inchangé et il continuera d'être traité comme du gaz naturel.

Sables bitumineux

Le gouvernement a décidé de ne pas accepter la recommandation du groupe d'étude de demander une taxe de séparation. Il est d'avis que la taxe de séparation proposée répond aux besoins en revenu tandis que le régime de redevances est fondé sur les droits de propriété. À la place, le gouvernement introduira un taux de redevances de base sensible aux prix pour la production des sables bitumineux. Dans le nouveau régime, le taux de base (avant l'atteinte du seuil de rentabilité) commencera à 1 % et augmentera pour chaque dollar du prix du pétrole supérieur à 55 $/baril, à concurrence de 9 % lorsque le pétrole atteindra 120 $/baril. La redevance nette payable après que le seuil de rentabilité sera atteint commencera à 25 % et augmentera pour chaque dollar de pétrole tarifé au dessus de 55 $/baril à concurrence de 40 % lorsque le pétrole atteindra 120 $/baril. Il n'est pas établi clairement si le gouvernement prévoit garder le mécanisme existant de redevance payable après l'atteinte du seuil de rentabilité, mécanisme par lequel le producteur paie le taux de base fondé sur les revenus bruts ou, s'il est supérieur, le taux de redevances net fondé sur les revenus nets.

La recommandation du groupe d'étude d'instaurer un crédit de redevances pour valorisation de 5 % a été rejetée. Le gouvernement a décidé d'examiner d'autres méthodes pour encourager l'activité à valeur ajoutée dans la province, notamment en prélevant sa quote-part de redevances en nature pour l'offrir à des usines de valorisation et à des raffineries éventuelles en Alberta.

En plus du régime ci dessus, le gouvernement éliminera sa quote-part de la déduction pour amortissement accéléré des projets de sables bitumineux. En outre, les projets « Township 53 » continueront d'avoir la possibilité d'être assujettis au régime de redevances des sables bitumineux. Enfin, le gouvernement s'est engagé à mettre en ouvre d'ici le 30 juin 2008 une méthodologie d'évaluation des bitumes génériques qui sera utilisée pour l'évaluation d'opérations avec lien de dépendance.

Autres changements

La recommandation du groupe d'étude d'étendre l'obligation de rendre des comptes a conduit à un examen visant l'amélioration des régimes et des structures utilisés pour percevoir, vérifier et déclarer les revenus de redevances reçus par la province. Cet examen doit être terminé d'ici le 31 mars 2008.

Dans l'ensemble, les changements apportés au régime de redevances de l'Alberta devraient augmenter les revenus de redevances de 1,4 milliard de dollars en 2010, soit une hausse de 20 % des revenus prévus pour cette année là aux termes du régime actuel.

Mise en oeuvre

Le nouveau régime de redevances prendra effet en janvier 2009. D'importants changements devront être apportés à un grand nombre de lois et règlements, dont la Mines and Minerals Act, le Petroleum Royalty Regulation, le Oil Sands Royalty Regulation et le Natural Gaz Royalty Regulation. Le gouvernement a accepté la recommandation du groupe d'étude de ne pas maintenir les droits acquis sur les projets de sables bitumineux existants. Actuellement, il est en pourparlers avec Syncrude et Suncor, dont les conventions expirent en 2016, pour participer au nouveau régime de redevances de sables bitumineux. Les incidences juridiques, économiques et politiques de la renégociation éventuelle de ces conventions devront être examinées par le gouvernement et les autres parties intéressées.

Réplique de l'industrie

Le rapport du groupe d'étude a soulevé un tollé dans l'industrie pétrolière et gazière. On reproche entre autres au groupe d'étude que ses conclusions sont fondées sur des estimations de coût en capital complètement irréalistes, en particulier pour les projets de mise en valeur de sables bitumineux et de forage de gaz en profondeur. Les grands participants de l'industrie ont annoncé une chute des dépenses d'exploration et de mise en valeur dans la province si les recommandations du groupe d'étude sont adoptées intégralement, ce qui affaiblira l'économie de l'Alberta et neutralisera la hausse des revenus de redevances pour la province que la mise en ouvre intégrale des recommandations est censée apporter, selon le groupe d'étude.

L'industrie pétrolière et gazière a peu réagi à la structure, comparativement au rapport du groupe d'étude, mais cette réaction semble quand même négative. La plupart des grands participants de l'industrie n'ont pas encore commenté entièrement la structure. Toutefois, on s'attend à une baisse des activités de forage en Alberta au cours de la saison de forage à venir en conséquence de la structure, à mesure que les participants de l'industrie comprendront l'effet de la structure sur l'augmentation de leurs frais.

Conclusion

L'objectif déclaré du premier ministre consistait à respecter les objectifs du rapport. Bien que les recommandations du groupe d'étude n'aient pas été adoptées intégralement, il n'y a aucun doute que la structure aura des répercussions considérables sur l'économie de l'Alberta et la quote-part des redevances pétrolières et gazières futures de l'Alberta. On ne connaît pas encore la portée de ces répercussions.

MISE EN GARDE : Cette publication a pour but de donner des renseignements généraux sur des questions et des nouveautés d’ordre juridique à la date indiquée. Les renseignements en cause ne sont pas des avis juridiques et ne doivent pas être traités ni invoqués comme tels. Veuillez lire notre mise en garde dans son intégralité au www.stikeman.com/avis-juridique.

Restez au fait grâce à Notre savoir