Parte 109. Para Superbigote. Una 2da recomendación sobra la regalía del petróleo extrapesado

...DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO HUGO CHÁVEZ FRÍAS

SUPERBIGOTE, la semana pasada, en mi artículo, https://www.aporrea.org/energia/a316751.html, "Para Superbigote. Ojo Pelao con el Valor del Petróleo Extrapesado de la Faja del Orinoco y el Pago de la Regalía", te mostré unas pinceladas del cálculo del precio del Extrapesado de La Faja para los efectos del cálculo de la Regalía que la explotación de este tipo de petróleo debe pagar a la Nación. Estaba consciente de que era muy simple mi planteamiento, por eso me comprometí contigo de seguir escribiendo sobre el Tema de la Regalía y este artículo va en esa dirección. Pero antes, lo que sigue.

SUPERBIGOTE, ¿Por qué tanto interés en las Regalías?. Bueno, con todo lo que ha pasado en PDVSA y sus filiales en las que no ha quedado "hueso sano" por la infección de la corrupción en casi todas sus estructuras, Yo creo que todo el Proceso para determinar la cantidad de barriles de petróleo que produce Venezuela, así como sus precios de venta, cálculos de Regalía y toda el marco fiscal de los hidrocarburos y que implica, también, miles de millones de dólares, no me cabe duda que todo lo relacionado con ese proceso no haya sido tocado por la corrupción, hasta ahora, supuesta, y de lo cual, probablemente, a Clark Maduro, no le haya pasado por la mente creyendo que ya lo peor de la corrupción en PDVSA y sus filiales ya había pasado. Por eso, SUPERBIGOTE, lo dejo en tus manos para que le lleves la información a Clark Maduro.

Respecto a corrupción en PDVSA y sus filiales, solo mencionaré 5 hechos de corrupción públicos, notorios y comunicacionales, como fueron (1) la compra y arrendamiento de dos barcos de perforación que al poco tiempo de estar en Venezuela se comprobó que eran unas chatarras, de los dos, uno se hundió al norte de la Península de Paria y el otro se terminó de pudrir en la Bahía de Pozuelos, en Puerto La Cruz; (2) La Familia Parada, con vínculos con Rafael Ramírez, desvió el envío de combustible para su beneficio y para la mafia de combustible que lo manejaba dentro y fuera del MPPP; (3) apropiación, de no se sabe por parte de quien, del Fondo de Pensiones de los trabajadores de PDVSA y filiales; (4) otorgamiento de los seguros de PDVSA a un primo de Rafael Ramírez; (5) las transferencias y depósitos en bancos del Paraíso Fiscal de Andorra de parte de los bolichicos; (5) la empresa filial de PDVSA creada en Viena y dirigida por el Sr Bernard Mommer, nada más y nada menos para que hiciera inteligencia petrolera y manejara las fórmulas de precios de los petróleos producidos por Venezuela para el cobro de Regalías y todos los impuestos con el que se pecha la producción de hidrocarburos. Conocida es la imputación por fraude y orden de captura a Mommer por la Fiscalía General de la República por un estimado en 4,8 mil millones de dólares, no sigo para no causarle nauseas a otros compatriotas que leerán este escrito.

¿Por qué traigo a colación el tema de la corrupción, si este escrito está relacionado con la cantidad, precio y Regalía del Extrapesado de La Faja? Si tiene que ver y mucho. Me explico.

SUPERBIGOTE, tenemos que estar conscientes de que después del desmantelamiento de la Filial de PDVSA que dirigía Bernard Mommer en Viena, la famosa "Energy and Petroleum Resources Services", de la cual hablé en la Parte 108, tenemos que preguntarnos SUPERBIGOTE, ¿Quién dirige esa oficina, hoy en día, en el MPPP y que metodología usa para hacer los cálculos de precios, constante K y AGA y, por supuesto, la Regalía?.

SUPERBIGOTE, si después de la recomendación que hice sobre la necesidad de intervenir la oficina de precios y regalías del MPPP (Dirección General de la Oficina para la Determinación de Precios de los Crudos de Exportación), recuerda que a una directora anterior le metieron 5 años y medio de cárcel y ahora, tampoco, debe quedar por fuera, en PDVSA, la Dirección de Comercio y Suministro.

Si tu recuerdas, SUPERBIGOTE, en la carta abierta de Mommer, en su defensa, y dirigida al Fiscal General de la República, Tarek William Saab, aparte de lo que esgrime para parecer un "niño de pecho", rescato, para efectos del Tema de la Regalía, lo que argumenta Mommer, para crear la empresa en Viena, las constantes peleas entre las direcciones señaladas del MPPP y PDVSA en materia de cantidades de crudo, precios y venta de crudos. Para quien quiera leer, la carta de Mommer a Tarek, con gusto se la envío, pero está disponible en Internet. ¿Quién dice que hoy no existan esas mismas divergencias o esas peleas entre el MPPP y PDVSA?. Asdrúbal Chávez ha sido un testigo de excepción en todas esas peleas. Al respecto, tendrá mucho que decir. Todas esas peleas se sucedieron en las organizaciones que manejan el petróleo después que es vendido; pero lo que hoy trataré, es lo que pasa desde la cantidad producida a cabezal de pozo, lo que se contabiliza, diariamente, por cada pozo, por cada yacimiento y por cada campo; esto mismo aplica para el Diluyente. Para esto, usaré la experiencia canadiense con su Bitumen; ¿para qué inventar el Agua Tibia?.

SUPERBIGOTE, como te dije antes, recomiéndale a Clark Maduro que le pida a los 3 Rodríguez de la Asamblea Nacional, al Ministro Tarek El Aissami y a Asdrúbal Chávez que, sin avisarles, los convoque a Miraflores para que le presenten la Metodología que Ellos Utilizan para determinar no solo la cantidad de petróleo Extrapesado que se produce diariamente, sino, también, su precio y consecuente Regalía.

SUPERBIGOTE, me atrevo a asegurar que los funcionarios mencionados no tienen una Metodología y, por lo tanto, no le presentarán nada a Clark Maduro. Pero si le prepararán una presentación Power Point y, con ella, presentarán los argumentos de una supuesta metodología que Ellos utilizan y, como mecanismos de defensa, desprestigiarán a quienes intentemos recomendar que se hagan las auditorías que he recomendado. Aquí los espero.

SUPERBIGOTE, hoy te presentaré la Metodología que se usa en Canadá, en la provincia de Alberta, para determinar la Cantidad, Precio y Regalía del Bitumen que explota cada operador de las "Oil Sands". Repito que ponerme a inventar una Metodología, sería una pérdida de tiempo, y a lo mejor ni la termino, decidí traducir la de Canadá y, parecida a esta, es la que debería usar el MPPP y PDVSA, con las adaptaciones que exijan las condiciones de Venezuela en materia de explotación del Petróleo Extrapesado de La Faja. En caso que los señalados, tengan una metodología igual o mejor que la Canadiense, te digo, en serio, que no escribiré mas sobre Regalía.

SUPERBIGOTE, a continuación te presento la traducción que hice de la Metodología Canadiense para la valoración de su Bitumen que para propósito práctico, en Venezuela, debería ser el Extrapesado de La Faja. En caso que requieras alguna explicación sobre cualquiera de los términos allí expresados, con mucho gusto te los aclararé. También, anexo, después de la traducción, la versión original en inglés, por si mi traducción pudiera confundir al lector o no entender lo que traduje; aclaro, reconozco que mejor lo hubiera hecho un traductor profesional.

Nota: Todavía tengo en el tintero 3 artículos más sobre la Regalía del Extrapesado.

(Consolidado al 238/2021)

REGLAMENTO DE ALBERTA 232/2008

Ley de Minas y Minerales

REGLAMENTO (MINISTERIAL) DE METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DEL BITUMEN (BVM)

Tabla de Contenido

1 Interpretación.

2 Precio del Bitumen en Hardisty.

3 Volumen de la Mezcla para la BVM.

4 Valor del Dilbit (Bitumen diluido con Diluyente) de la BVM.

5 Permisibles en el Transporte.

7 Entrada en Vigor.

Interpretación

1 (1) En este Reglamento,

(b) "fracción de dilbit", con respecto a un mes, significa la proporción del volumen de dilbit recibido durante el mes en la instalación de mezcla del WCS (Western Canadian Select) en Hardisty sobre el total de todos los volúmenes de dilbit y synbit recibidos durante el mes en la instalación;

(c) "diluyente" tiene el significado que se le da en el Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009, pero

(i) en relación con dilbit, el diluyente generalmente será condensado, y

(ii) en relación con synbit, el diluyente normalmente será petróleo crudo sintético;

(d) "Precio Piso", con respecto a un mes, significa el Precio Mínimo determinado de conformidad con la subsección (6) para ese mes;

(e) "fracción del dilbit promedio variable en cuatro meses", con respecto a un mes, significa el promedio simple de las fracciones dilbit para el mes y los 3 meses, inmediatamente, anteriores;

(f) "prima de synbit promedio variable en cuatro meses", con respecto a un mes, significa el promedio simple de las primas de synbit para el mes y los 3 meses inmediatamente anteriores;

(g) "Instalación de mezcla de WCS en Hardisty" significa el terminal y las instalaciones relacionadas en las que se produce WCS, ubicadas en Hardisty, Alberta y administradas por Husky Energy Inc.

(h) "NQ", con respecto a un Proyecto por un mes o Período, significa

(i) en el caso del bitumen mezclado descrito en la sección 32(6) (a)(i) del Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009 , el volumen de bitumen crudo limpio contenido en el volumen de bitumen mezclado determinado deduciendo de la producción la cantidad del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen mezclado, la cantidad de disposición de terceros del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen mezclado, o

(ii) en el caso de bitumen crudo limpio descrito en la sección 32(6) (a)(ii) del "Oil Sands Royalty Regulation, 2009" , el volumen del bitumen crudo limpio determinado mediante la deducción de la cantidad de producción del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen crudo limpio, la cantidad de disposición de terceros del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen crudo limpio;

    1. "Proyecto CCB (Cleaned Crude Bitumen)", con respecto a un Proyecto por un mes, significa bitumen crudo limpio obtenido de conformidad con el Proyecto y entregado en un punto de cálculo de Regalías para el bitumen crudo limpio durante el mes, ya sea como parte de bitumen mezclado o de otra manera;

(j) "synbit" significa una mezcla de petróleo crudo pesado o bitumen crudo limpio mezclado con diluyente (Petróleo Sintético) para cumplir con las especificaciones de viscosidad y densidad del oleoducto, donde la densidad del diluyente incluido en la mezcla es de 800 kg/m 3 o más;

(k) "prima de synbit", con respecto a un mes, significa la prima de compensación pagada para el mes por por el bitumen crudo en la mezcla synbit sobre el bitumen crudo en la mezcla dilbit recibido durante el mes en la instalación de mezcla de WCS en Hardisty;

Nota de Edmundo Salazar: Aquí se hace la diferencia en la prima que se paga cuando la mezcla del bitumen se hace con Petróleo Sintético que cuando se hace con Condensado. La primera mezcla se vende mejor por ser de mejor calidad. Ya en mi artículo anterior hice el llamado que hay que diferenciar con que tipo de hidrocarburo liviano se hace la mezcla con el extrapesado de La Faja para los diferentes valores de la Regalía cuando se mezcla con uno u otro hidrocarburo.

(l) "WCS" significa el petróleo crudo mezclado denominado "Western Canadian Select" compuesto principalmente de bitumen crudo limpio y diluyente;

(m) "Índice WCS", con respecto a un mes, significa la cantidad calculada como el índice WCS para el mes de conformidad con la subsección (3) o la cantidad especificada de otro modo en la subsección (4).

(2) Las Secciones 1 , 2 , 3 , 6 , 32 , 48 y 50 del Reglamento de "Oil Sands Royalty Regulation, 2009" y la División 2 de la Parte 2 del "Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation" se aplican con respecto a este Reglamento a menos que se especifique lo contrario en este Reglamento o requerido de otro modo por el contexto o por implicación necesaria.

(3) Sujeto a la subsección (4) y a menos que el Ministro especifique lo contrario en cualquier caso particular,

  1. la densidad del Proyecto CCB informada al Ministro por el operador del Proyecto será la medida por el operador del Proyecto de conformidad con la sección 6 del Reglamento de "Oil Sands Royalty Regulation, 2009" ,
  2. los siguientes montos a los que se hace referencia en este Reglamento serán los informados cada mes al Ministro por Canadian Natural Resources Limited como representante de los fundadores de WCS que incluyen, además de Canadian Natural Resources Limited, Talisman Energy Inc., Petro -Canadá y EnCana Corporation y sus respectivos sucesores y cesionarios:

(i) la fracción dilbit promedio variable de cuatro meses;

(ii) la prima de synbit promedio variable de cuatro meses;

  1. el índice WCS para cada mes será el promedio ponderado, basado en los volúmenes de negociación, del -índice "WCS- WTI" publicado por Natural Gas Exchange Inc. para ese mes, y el índice "WCS" publicado por Net Energy Inc. para ese mes, calculado por el Ministro,

(d) lo siguiente será determinado para cada mes por el Comité Guía de Compensación y publicado en el sitio web de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo:

(i) el Precio Permitido de Condensado;

(ii) la densidad del Condensado (CRW),

  1. el precio diario FOB del petróleo Maya de México en el Mercado de la costa de EE. UU. será el publicado por Argus Media Inc.,

(f) el precio del Brent para un mes será el promedio simple de los precios del Brent para los días de negociación del mes en curso expresado en dólares estadounidenses, donde

(i) el precio de Brent para un día de negociación es el precio de liquidación para el día del contrato de mes inmediato de los futuros de crudo Brent negociados en la Bolsa Intercontinental (ICE), y

(ii) un día de negociación es un día durante el cual un contrato de mes puntual a que se refiere la subcláusula (i) se negocia en la Bolsa Intercontinental (ICE),

y

(g) el precio del WTI para un mes será el promedio simple de los precios del WTI para los días de negociación del mes en curso expresado en dólares estadounidenses, donde

(i) el precio del WTI para un día de negociación es el precio de liquidación para el día del contrato de futuros de crudo West Texas Intermediate del mes inmediato, tal como se negocia en NYMEX, y

(ii) un día de negociación es un día durante el cual se negocia en NYMEX un contrato mensual puntual al que se hace referencia en la subcláusula (i).

(4) Con respecto a cualquier elemento mencionado en la subsección (3) que se informe al Ministro o se publique, y con respecto a un tipo de cambio real diario USD/CAD (mediodía) mencionado en la subsección (5)(b) que es publicado por el Banco de Canadá, el Ministro puede, por orden, especificar

(a) un valor para el artículo o tarifa, si el valor para ese artículo o tarifa no está disponible a tiempo para el cálculo del Precio del Bitumen en Hardisty para un mes, o

(b) una alternativa al artículo o tarifa, si el Ministro considera que el artículo o tarifa ha dejado de ser apropiado en relación con la forma en que se utiliza en este Reglamento, o si el artículo o tarifa deja de informarse como tal o publicado,

y el valor especificado o alternativo se utilizará en lugar del artículo o tasa para los fines de este Reglamento.

(5) El promedio simple de los Precios en el mercado Spot diarios del Petróleo Maya de México FOB en la Costa del Golfo de los EE. UU. para un mes mencionado en la subsección (3)(e), el precio Brent para un mes mencionado en la subsección (3)(f), el precio WTI para un mes mencionado en la subsección (3)(g), la prima de synbit para un mes y el valor BVM Dilbit para un mes mencionado en la sección 4(1) se convertirán de dólares estadounidenses por barril a dólares canadienses por m 3 , utilizando

(a) un factor de conversión de 6.29234 barriles por m 3 , y

(b) el promedio simple de los tipos de cambio reales diarios USD/CAD (mediodía) para el mes publicado por el Banco de Canadá, redondeado a 5 decimales.

(6) El Precio mínimo para un mes se determinará como el mayor de

(a) $10 por m 3 , y

(b) la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

MMSP – $250 por m 3 – A

donde

MMSP es el promedio simple de los Precios diarios en el Mercado Spot del Petróleo Maya de México FOB en la Costa del Golfo de EE. UU. para el mes, expresado en dólares canadienses por m 3 , determinado de conformidad con las subsecciones (3)(e) y (5);

A es el mayor de $0 por m 3 y
(BRENT – WTI);

BRENT es el precio del Brent del mes, expresado en dólares canadienses por m 3 , determinado conforme a las subsecciones (3)(f) y (5);

WTI es el precio del WTI del mes, expresado en dólares canadienses por m 3 , determinado conforme a los incisos (3)(g) y (5).

Precio del Bitumen en Hardisty

2 El Precio en Hardisty del Bitumen para un Proyecto por un mes a los efectos de la sección 32(6) (a) del Reglamento de "Oil Sands Royalty Regulation, 2009" es el mayor de

(a) el Precio mínimo, y

(b) el precio determinado para el mes de acuerdo con la siguiente fórmula:

HBP = [QBVM Blend x BVM Dilbit Value] -[QBVM Diluent
x CRWP] - QA

donde

HBP es el Precio del Bitumen en Hardisty del Proyecto para el mes;

QBVM Blend es el volumen de BVM Blend para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3 ;

Valor BVM Dilbit es el Valor BVM Dilbit para el mes determinado en la sección 4 ;

Diluyente QBVM es el volumen de Diluyente BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3(2) ;

CRWP es la cantidad determinada como el Precio Permitido de Condensado para el mes;

QA es un ajuste de calidad considerado por la cantidad de $ 4.34171 por m 3 con respecto a cada mes desde enero de 2017 hasta diciembre de 2024, inclusive, y por la cantidad de $ 0 por m 3 con respecto a enero de 2025 y cada mes posterior.

Volumen de Mezcla para aplicar la BVM

3 (1) Por cada metro cúbico de Proyecto CCB, el volumen de mezcla de BVM para un Proyecto durante un mes para los fines de la sección 2 es el volumen de bitumen mezclado producido al mezclar un metro cúbico de Proyecto CCB obtenido durante el mes con la BVM Volumen de diluyente para el Proyecto para el mes determinado de acuerdo con el inciso (2).

(2) Por cada metro cúbico del CCB del Proyecto, el volumen de Diluyente para la BVM para los propósitos de la subsección (1) es el volumen de condensado que tiene una densidad igual a la Densidad del Condensado (CRW) para el mes que debe mezclarse con un metro cúbico de CCB del Proyecto para que la densidad del bitumen mezclado resultante sea igual a la densidad del Dilbit para la BVM determinada para el mes de conformidad con el inciso (4).

(3) El volumen de mezcla para la BVM mencionado en la subsección (1) se calculará de acuerdo con el capítulo 12.3 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo publicado por el Instituto Americano del Petróleo.

(4) La densidad del Dilbit para la BVM para un mes es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

BVMDD = Densidad WCS -DDA

dónde

BVMDD es la densidad del Dilbit para la BVM para el mes;

La densidad de WCS es la densidad promedio ponderada por volumen mensual de todos los WCS entregados a los oleoductos durante el mes desde la instalación de mezcla de WCS en Hardisty;

DDA es el ajuste de densidad del Dilbit determinado para el mes de acuerdo con la subsección (5).

(5) El ajuste por densidad del dilbit para un mes es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente

fórmula:

DDA = 12 kg/m 3 x [1 - FMDF]

dónde

DDA es el ajuste de densidad del dilbit para el mes;

FMDF es la fracción del dilbit promedio variable de cuatro meses para el mes.

Valor del Diluido para la BVM

4 (1) El Valor BVM Dilbit de un mes para efectos del inciso 2 es la diferencia entre

(a) el Precio de Liquidación de WCS para el mes determinado conforme a la subsección (2), y

(b) el ajuste del Valor del Dilbit para la BVM para el mes determinado bajo la subsección (3)

convertido a dólares canadienses por m 3 .

(2) El Precio de Liquidación del WCS para un mes es la suma de

(a) el promedio simple de los precios del WTI para los días de negociación del mes en que

(i) el precio del WTI para un día de negociación es el precio de cierre del día del contrato del Petróleo Crudo Dulce Liviano (CL1) negociado en NYMEX en el mes inmediato de cierre, y

(ii) un día de negociación es un día durante el cual un contrato en el mes inmediato de cierre al que se hace referencia en la subcláusula (i) como se negocia en NYMEX,

y

(b) el índice del WCS del mes.

(3) El ajuste del Valor del Dilbit para la BVM de un mes es el producto de

(a) la prima del synbit promedio variable por cuatro meses para el mes de la negociación, y

b) la diferencia entre

(i) 1, y

(ii) la -fracción dilbit del promedio de los últimos cuatro meses para el mes de la negociación.

Deducibles por transporte

5 (1) En esta sección,

(a) "tarifa de transporte total", lo que significa respecto a la remoción de un oleoducto de un Proyecto, para un mes,

(i) la tarifa de transporte para el mes determinado bajo la subsección (3), (5) o (6), según sea el caso, para la remoción de un oleoducto, cuando se trate de la remoción de un solo oleoducto, o

(ii) la suma de las tarifas de transporte para el mes determinado bajo el inciso (3), (5) o (6), según sea el caso, para cada oleoducto que comprende una parte de la remoción de un oleoducto, en el que el oleoducto removido está compuesto por una serie de 2 o más oleoductos conectados;

( a.1 ) "cargos por terminal de entrega" significa cualquier tarifa, cargo, recargo o tarifa pagada o por pagar, o cualquier costo incurrido o que se incurriría, expresado en dólares por m 3 , para proporcionar entrega en el terminal o el patio de tanques de entrega que se utiliza solo después de que se haya completado la transmisión de productos de arenas bituminosas o diluyente por un oleoducto;

(b) "diluenducto", con respecto a un Proyecto por un mes, significa un oleoducto, si la hay, que es capaz de transportar diluyente a un lugar en o cerca de las porciones de tierra asignadas al Proyecto durante el mes desde otro punto en o cerca de la ruta de la remoción del oleoducto del Proyecto para el mes, pero no incluye dicho oleoducto para un mes durante el cual el oleoducto descrito en la subsección (5)

          1. es la remoción del oleoducto del Proyecto para el mes, o
          1. es parte del oleoducto removido del Proyecto para el mes y es capaz de recibir bitumen crudo en un lugar en o cerca de las tierras del Proyecto;

(c) "extremo", con respecto a la totalidad de un oleoducto o parte de él que es removido de un Proyecto, significa el punto del oleoducto más cercano a Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta, según sea el caso;

(c.1) "primera instancia de cargos por terminal de recepción" significa, con respecto a un oleoducto removido, los cargos por terminal de recepción, expresados en dólares por m 3 , que primero surgen del transporte a lo largo del oleoducto removido después de un punto de cálculo de regalías para un producto de arenas bituminosas recuperado del Proyecto;

(c.2) "otros cargos por transporte" significa cualquier pago, cargo, recargo o tarifa pagada o por pagar, o cualquier costo incurrido o que se incurriría, expresado en dólares por m 3 , en relación con un servicio de transporte en un oleoducto, otro que

(i) gastos por entrega al terminal,

(ii) cargos por recibo en el terminal, y

(iii) tarifas, cargos, recargos o tarifas pagadas, o costos incurridos, que son atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de arenas bituminosas o diluyente a lo largo de un oleoducto,

y, para mayor certeza, incluye cualquier pago, cargo, recargo o tarifa pagada o por pagar, o cualquier costo incurrido o por incurrir, para proporcionar tanques o almacenamiento por un período superior a 5 días;

(c.3) "cargos por recibo en el terminal" significa cualquier pago, cargo, recargo o tarifa pagada, o cualquier costo incurrido, expresado en dólares por m 3 , que en opinión del Ministro

(i) se refieren a

(A) terminales de recepción que no sean tanques de recepción, o

(B) tanques de recepción de no más de 5 días,

o ambos, y

(ii) se utilizan para permitir la recepción de productos de arenas bituminosas o diluyentes en un oleoducto,

pero no incluye ningún pago, cargo, recargo o tarifa pagada, ni ningún costo incurrido, que sea únicamente atribuible a la transmisión de productos de arenas bituminosas o diluyente a lo largo de un oleoducto;

(d) "traslado de un oleoducto", con respecto a un Proyecto, significa cada oleoducto o, excepto en la sección 5(2.1) (a), cada serie de 2 o más oleoductos conectados, que es capaz de transportar bitumen crudo limpio o petróleo productos obtenidos de las arenas petrolíferas obtenidos de bitumen crudo limpio, desde un lugar en o cerca de las tierras del Proyecto hasta un punto en o cerca de Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta, independientemente de

(i) si el bitumen crudo limpio a ser transportado sería transportado como parte de un bitumen mezclado o de otra manera, y

(ii) si los productos de las arenas petrolíferas así obtenidos y que serán transportados se obtienen en una o más plantas de procesamiento ubicadas en o cerca de la ruta del oleoducto o serie de oleoductos, según sea el caso, entre el punto de cálculo de la regalía del Proyecto para bitumen crudo limpio y el punto en o cerca de Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta;

(e) "traslado de oleoducto del Proyecto para el mes" significa el traslado de oleoducto del Proyecto que tiene durante un mes la tasa de transporte agregada más baja en relación con cualquier otro traslado por otro oleoducto del Proyecto;

(f) "contrato de tomar o pagar" significa un contrato en virtud del cual el arrendatario u operador de un Proyecto está obligado a pagar al propietario u operador de un oleoducto una cantidad específica por los servicios de transporte, independientemente de si los servicios, volúmenes o capacidad disponibles bajo el contrato se utilizan en su totalidad o en absoluto;

(g) "tarifa" significa una tarifa determinada de acuerdo con las disposiciones aplicables de esta sección;

(h) "deducible por terminación" significa una asignación determinada de conformidad con la subsección (1.2).

(1.1) Cuando el servicio de transporte provisto con respecto a un oleoducto que es la totalidad o parte de una tubería de traslado, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto, se obtendría

(a) conforme a una transacción de plena competencia, el Ministro deberá, sujeto a la subsección (1.4), determinar la tarifa por el servicio de transporte en un monto equivalente al peaje de transmisión pagado o incurrido, expresado en dólares por m 3 , estableciendo los cargos por el servicio de transporte en el oleoducto, recalculados por el Ministro a fin de

(i) incluir un monto para la primera instancia por los cargos por recibo en el terminal, si los hubiere, pero solo si la primera instancia por los cargos por recibo en el terminal

(A) no está ya incluido en el peaje de transmisión, y

(B) se ha cobrado en relación con el servicio de transporte por el oleoducto,

y

(ii) excluir, con independencia de que estén incluidos en el peaje de transporte o se cobren aparte,

(A) todos los gastos de entrega en el terminal,

(B) todos los cargos por recibo en el terminal, que no sean la primera instancia de cargos por recibo en el terminal, y

(C) todos los demás cargos de transporte,

o

(b) de conformidad con una transacción no realizada en condiciones de plena competencia,

(i) si, en opinión del Ministro, el gasoducto se pone en servicio el 31 de diciembre de 2016 o antes, el Ministro determinará la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada bajo División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008 ) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para

        1. incluir montos relacionados con adiciones de capital en el oleoducto, si las hubiere, puestas en servicio el 1 de enero de 2017 o después de esa fecha, pero solo si las adiciones de capital brindan un servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador de la Proyecto en una transacción de plena competencia, dan lugar exclusivamente a la primera instancia de recepción de cargos por terminal o pagos, cargos, recargos, tarifas o costos que son atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de las arenas petrolíferas a lo largo del oleoducto, e incluyen todos los montos relacionados con la operación de dichas adiciones de capital, y

(B) excluir todos los montos relacionados con las adiciones de capital encargadas a partir del 1 de enero de 2017 al oleoducto que brinden cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia (arm’s-length), no le daría auemnto, exclusivamente, a la primera instancia de recepción de cargos por terminal o pagos, cargos, recargos, tarifas o costos que sean atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de las arenas bituminosas a lo largo del oleoducto, y excluirán todos los montos relacionados con la operación de esas adiciones de capital ,

o

(ii) si en la opinión del Ministro el oleoducto se pone en servicio, el, o después del, 1 de enero de 2017, el Ministro determinará la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada bajo División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008 ) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para

(A) incluir el deducible por costos del terminal establecida en el inciso (1.2), pero sólo si

(I) se excluyen todos los montos relacionados con los activos, si los hubiere, que brindan un servicio que, de lo contrario, daría lugar a la primera instancia de cargos por recibo en el terminal de como se describe en el párrafo (B), y todos los montos relacionados con la operación de esos activos. bajo el párrafo (B), y

(II) los activos en relación con los cuales se excluye un monto conforme al párrafo (B) están en uso con respecto al oleoducto y no forman parte de la descripción del Proyecto,

y

        1. excluir todos los montos relacionados con los activos que brindan cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia (arm’s length), daría lugar en cualquier aspecto a aumento de los cargos por entrega en el terminal, primera instancia de recepción por cargos de terminal, cargos de por recibo en el terminal u otros cargos de transporte, y todos los montos relacionados con la operación de esos activos.

(1.2) A los efectos de determinar una tarifa conforme a la subsección (1.1)(b)(ii), el Ministro podrá, mediante orden, establecer de vez en cuando con respecto a cualquier mes un deducible por entrega en el terminal, pero cuando la tubería para la cual el la tarifa que se está determinando es parte de una serie de 2 o más oleoductos conectados que comprenden un oleoducto removido, el deducible del terminal puede incluirse conforme a la subsección (1.1)(b)(ii) con respecto a un solo oleoducto en la serie, para ese mes .

(1.3) A los efectos de determinar una tarifa a la que se hace referencia en la subsección (8)(a), cuando el servicio de transporte proporcionado con respecto al diluenduto, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto, se obtendría

(a) de conformidad con una transacción de plena competencia (arm’s length), el Ministro, sujeto a la subsección (1.4), determinará que la tarifa del servicio de transporte sea una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente al peaje de transmisión pagado o incurrido para el servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para excluir todos los montos relacionados o que surjan de los cargos por entrega en el terminal, los cargos por recibo en el terminal u otros cargos de transporte, independientemente de si esos cargos están incluidos en el peaje de transmisión o se cobran por separado, o

(b) de conformidad con una transacción no realizada en condiciones de plena competencia (arm’s length),

(i) si, en opinión del Ministro, el gasoducto se pone en servicio el, o antes, (d)el 31 de diciembre de 2016, el Ministro determinará la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada bajo División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008 ) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para excluir

        1. todos los montos relacionados con las adiciones de capital el, o después, (d)el 1 de enero de 2017 al oleoducto que brinden cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia (arm’s length), daría lugar a cualquier aumento respecto a los cargos por entrega en el terminal , cargos por recibo en el terminal u otros cargos de transporte, y

(B) todos los montos relacionados con la operación de esas adiciones de capital,

o

(ii) si en la opinión del Ministro el gasoducto se pone en servicio en, o a partir del 1 de enero de 2017, el Ministro determinará la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada bajo División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008 ) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para excluir

(B) all amounts related to the operation of those capital additions,

(A) todos los montos relacionados con los activos que brindan cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia (arm’s length), daría lugar en cualquier aspecto a aumentos de cargos por entrega en el terminal de entrega, cargos por recepción en el terminal u otros gastos de transporte, y

(B) todos los montos relacionados con la operación de esos activos.

(B) all amounts related to the operation of those assets.

(1.4) Al determinar una tarifa y expresarla en dólares por m 3 bajo las subsecciones (1.1)(a) y (1.3)(a), si el oleoducto para el cual se determina la tarifa está sujeta a un contrato de "toma o paga (take or pay)", el volumen embarcado en el oleoducto durante un mes se considerará una cantidad equivalente a

(a) el volumen mínimo por el cual el arrendatario u operador del Proyecto está obligado a pagar ese mes en virtud del contrato de "compra o paga", en los casos en que el operador envíe el volumen mínimo o menos,

(b) el volumen mínimo que el arrendatario u operador del Proyecto está obligado a pagar por ese mes bajo el contrato de tomar o pagar, más cualquier volumen adicional enviado bajo el contrato de tomar o pagar, en caso de que el operador envíe más de el volumen mínimo, o

(c) la capacidad de diseño del oleoducto, en los casos en que no se especifique un volumen mínimo por el cual el arrendatario u operador del Proyecto esté obligado a pagar ese mes bajo el contrato de tomar o pagar.

(2) Sujeto a las subsecciones (2.1) y (2.2), los deducibles por transporte para un Proyecto por un mes para bitumen crudo limpio mencionado en la sección 32(6) (a)(i) y (ii) de la Regalía de Arenas Petrolíferas Reglamento, 2009 es la suma de

(a) la tarifa de transporte agregada para el mes correspondiente por la remoción de un oleoducto del Proyecto para el mes, y

(b) la tarifa de transporte determinada en virtud de la subsección (8) o (9) para el mes del diluenducto, si la hubiere, para el Proyecto para el mes.

(2.1) Si el Ministro es de la opinión de que

(a) un Proyecto es atendido por más de una tubería eliminada y que cada una de esas tuberías eliminadas consta de una sola tubería que se origina en un lugar en o cerca del Proyecto y continúa hasta un punto en o cerca de Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta ,

(b) el CCB del Proyecto del Proyecto está contenido en un solo producto de las arenas petrolíferas recuperado del área de desarrollo del Proyecto, y

(c) todo el volumen del producto único de las arenas petrolíferas recuperado del área de desarrollo del Proyecto y transportado durante un mes puede contabilizarse como si hubiera sido transportado en las tuberías eliminadas mencionadas en la cláusula (a),

luego, el deducible por transporte para el Proyecto para el mes mencionado en la cláusula (c) se determinará conforme a la subsección (2.2)

(2.2) El deducible por transporte para un mes para un Proyecto al que se aplica la subsección (2.1) es la suma de:

(a) el promedio de las tarifas de transporte para ese mes para los oleoductos eliminados determinados bajo la subsección (3), (5) o (6), según sea el caso, ponderado de acuerdo con los respectivos volúmenes del producto de las arenas petrolíferas recuperados de la área de desarrollo del Proyecto y transportado en cada tubería eliminada durante ese mes, y

(b) la tarifa de transporte determinada en virtud de la subsección (8) o (9) para el mes por uso del diluenducto, si la hubiere, para el Proyecto para ese mes.

(3) Sujeto a la subsección (4), la tarifa de transporte para un mes de una tubería que comprende la totalidad o una parte de una tubería eliminada de un Proyecto y que transporta dilbit o synbit es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

BRC + (.754 x GRC)
CCBQ

Dónde

BRC es el monto que se cobraría conforme a la tarifa del oleoducto para transportar durante el mes el volumen de dilbit determinado al multiplicar el volumen de la mezcla para la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3 por el NQ para el Proyecto para el mes;

GRC es el monto que se cobraría conforme a la tarifa por el oleoducto para transportar durante el mes el volumen de dilbit igual al volumen de diluyente que estaría contenido en el volumen de dilbit a que se refiere la definición de BRC;

CCBQ es el NQ para el Proyecto del mes.

(4) Al determinar la tarifa de transporte por un mes para una tubería bajo la subsección (3),

(a) la capacidad del servicio de transporte contratada por el oleoducto para transportar los volúmenes de dilbit a que se refieren las definiciones de BRC y GRC en la subsección (3) se considerará igual a la suma de esos volúmenes, y

(b) GRC para el mes es cero si la tubería a la que se hace referencia en la subsección (3) es la totalidad o una parte de la tubería eliminada del Proyecto para el mes y hay una tubería de diluyente para el Proyecto para el mes que es capaz de transportar diluyente durante ese mes desde un lugar en o cerca del final de la tubería mencionada en la subsección (3) a un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto.

(5) La tarifa de transporte por un mes de una tubería que comprende la totalidad o una parte de una tubería eliminada de un Proyecto y que transporta bitumen crudo limpio en lugar de dilbit o synbit es la cantidad determinada al dividir

(a) el monto que se cobraría según la tarifa del oleoducto para transportar durante el mes el NQ del Proyecto para el mes,

por

(b) el NQ del Proyecto para el mes.

(6) Sujeto a la subsección (7), la tarifa de transporte por un mes de un oleoducto que comprenda la totalidad o parte de un oleoducto eliminado de un Proyecto y que transporte petróleo crudo sintético es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

TRC + (.92 x DRC)
CCBQ

dónde

TRC es el monto que se cobraría bajo tarifa por el oleoducto que transporte un volumen de crudo sintético de densidad no menor a 800 kg/m3 y no mayor a 875 kg/m 3 e igual al volumen de dilbit determinado multiplicando el volumen de la mezcla de la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3 por el NQ para el Proyecto para el mes;

DRC es la cantidad que se cobraría bajo la tarifa por el oleoducto para transportar un volumen de petróleo crudo sintético que cumpla con los requisitos de densidad especificados en la definición de TRC e igual al volumen de diluyente que estaría contenido en el volumen de dilbit mencionado en la definición de TRC;

CCBQ es el NQ para el Proyecto del mes.

(7) Al determinar la tarifa de transporte por un mes para una tubería bajo la subsección (6),

(a) la capacidad del servicio de transporte contratada en un oleoducto para transportar los volúmenes de petróleo crudo sintético a que se refieren las definiciones de TRC y DRC en la subsección (6) se considerará igual a la suma de esos volúmenes,

(b) los componentes de la tarifa del oleoducto que varían según la densidad del crudo sintético transportado por el oleoducto se multiplicarán por un factor de

(i) 1.22 para convertir la tarifa del oleoducto para el transporte de petróleo crudo sintético a la tarifa del oleoducto para el transporte de bitumen mezclado, y

(ii) 0.92 para convertir la tarifa de oleoducto para el transporte de crudo sintético a la tarifa de oleoducto para el transporte de diluyente, y

  1. DRC para el mes es cero si la tubería a la que se hace referencia en la subsección (6) es la totalidad o una parte de la tubería eliminada del Proyecto para el mes y hay una tubería de diluyente para el Proyecto para el mes que es capaz de transportar diluyente durante ese mes desde un lugar en o cerca del final de la tubería mencionada en la subsección (6) a un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto.

(8) Sujeto a la subsección (9), la tarifa de transporte para un mes de la tubería de diluyente para un Proyecto para el mes es la cantidad determinada al dividir

(a) el monto, si lo hubiere, que se cobraría conforme a la tarifa durante el mes por la tubería de diluyente para transportar el volumen de diluyente determinado conforme a la subsección (8.1) a

(i) el Proyecto, o

(ii) una instalación de mezcla especificada por el Ministro, si el Ministro opina que el CCB del Proyecto para el mes se mezcla con diluyente en una instalación de mezcla ubicada fuera de los terrenos del Proyecto para facilitar el transporte,

por

(b) el NQ del Proyecto para el mes.

(8.1) A los efectos de la subsección (8)(a), el volumen de diluyente se determinará multiplicando el NQ del Proyecto para el mes por el volumen de Diluyente en la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3(2).

(9) La tarifa de transporte para un mes de la tubería de diluyente para el Proyecto para el mes es cero si el costo de transportar el volumen de diluyente a que se refiere el inciso (8) en la tubería durante el mes está incluido en la tarifa de transporte determinada bajo la subsección (3) para una tubería que es la totalidad o una parte de la tubería eliminada del Proyecto para el mes.

Derogado AR 38/2017 s6.

Entrando en vigor

Este Reglamento entra en vigor el 1 de enero de 2009.

EdmundoSalazar@gmail.com

Nota: A continuación versión original en inglés.

(Consolidated up to 238/2021)

ALBERTA REGULATION 232/2008

Mines and Minerals Act

BITUMEN VALUATION METHODOLOGY
(MINISTERIAL) REGULATION

Interpretation

1(1) In this Regulation,

(a) "dilbit" means a blend of heavy crude oil or cleaned crude bitumen mixed with diluent in order to meet pipeline viscosity and density specifications, where the density of the diluent included in the blend is less than 800 kg/m3;

(b) "dilbit fraction", in respect of a month, means the ratio of the volume of dilbit received during the month at the Hardisty WCS blending facility over the aggregate of all volumes of dilbit and synbit received during the month at the facility;

(c) "diluent" has the meaning given to it in the Oil Sands Royalty Regulation, 2009 but

(i) in relation to dilbit, the diluent will usually be condensate, and

(ii) in relation to synbit, the diluent will usually be synthetic crude oil;

(d) "Floor Price", in respect of a month, means the Floor Price determined in accordance with subsection (6) for that month;

(e) "four-month rolling average dilbit fraction", in respect of a month, means the simple average of the dilbit fractions for the month and the 3 immediately preceding months;

(f) "four-month rolling average synbit premium", in respect of a month, means the simple average of the synbit premiums for the month and the 3 immediately preceding months;

(g) "Hardisty WCS blending facility" means the terminal and related facilities located at Hardisty, Alberta and managed by Husky Energy Inc. at which WCS is produced;

(h) "NQ", in respect of a Project for a month or Period, means

(i) in the case of blended bitumen described in section 32(6)(a)(i) of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009, the volume of cleaned crude bitumen contained in the volume of blended bitumen determined by deducting from the production quantity of the Project for the month or Period, respectively, of such blended bitumen, the third party disposition quantity of the Project for the month or Period, respectively, of such blended bitumen, or

(ii) in the case of cleaned crude bitumen described in section 32(6)(a)(ii) of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009, the volume of the cleaned crude bitumen determined by deducting from the production quantity of the Project for the month or Period, respectively, of such cleaned crude bitumen, the third party disposition quantity of the Project for the month or Period, respectively, of such cleaned crude bitumen;

(i) "Project CCB", in respect of a Project for a month, means cleaned crude bitumen obtained pursuant to the Project and delivered at a royalty calculation point for the cleaned crude bitumen during the month, whether as part of blended bitumen or otherwise;

(j) "synbit" means a blend of heavy crude oil or cleaned crude bitumen mixed with diluent in order to meet pipeline viscosity and density specifications, where the density of the diluent included in the blend is 800 kg/m3 or more;

(k) "synbit premium", in respect of a month, means the equalization premium paid for the month for crude bitumen based synbit over crude bitumen based dilbit received during the month at the Hardisty WCS blending facility;

(l) "WCS" means the blended crude oil called "Western Canadian Select" comprised mostly of cleaned crude bitumen and diluent;

(m) "WCS index", in respect of a month, means the amount calculated as the WCS index for the month pursuant to subsection (3) or the amount otherwise specified under subsection (4).

(2) Sections 1, 2, 3, 6, 32, 48 and 50 of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009 and Division 2 of Part 2 of the Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation apply in respect of this Regulation unless otherwise specified in this Regulation or otherwise required by the context or by necessary implication.

(3) Subject to subsection (4) and unless the Minister specifies otherwise in any particular case,

(a) the density of Project CCB reported to the Minister by the operator of the Project shall be as measured by the operator of the Project in accordance with section 6 of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009,

(b) the following amounts referred to in this Regulation shall be as reported for each month to the Minister by Canadian Natural Resources Limited as the representative for the WCS founders which include, in addition to Canadian Natural Resources Limited, Talisman Energy Inc., Petro-Canada and EnCana Corporation and their respective successors and assignees:

(i) the four-month rolling average dilbit fraction;

(ii) the four-month rolling average synbit premium;

(iii) the WCS density as defined in section 3(4),

(c) the WCS index for each month shall be the weighted average, based on trading volumes, of the "WCS-WTI" index published by Natural Gas Exchange Inc. for that month, and the "WCS" index published by Net Energy Inc. for that month, as calculated by the Minister,

(d) the following shall be as determined for each month by the Equalization Steering Committee and as published on the website of the Canadian Association of Petroleum Producers:

(i) the Condensate Allowance Price;

(ii) the Condensate (CRW) Density,

(e) the daily Mexico Maya Spot Price FOB at the U.S. Gulf Coast shall be as published by Argus Media Inc.,

(f) the Brent price for a month shall be the simple average of the Brent prices for the trading days of the current month expressed in U.S. dollars, where

(i) the Brent price for a trading day is the settlement price for the day of the prompt month contract of the Brent crude futures as traded on the Intercontinental Exchange (ICE), and

(ii) a trading day is a day during which a prompt month contract referred to in subclause (i) is traded on the Intercontinental Exchange (ICE),

and

(g) the WTI price for a month shall be the simple average of the WTI prices for the trading days of the current month expressed in U.S. dollars, where

(i) the WTI price for a trading day is the settlement price for the day of the prompt month contract West Texas Intermediate crude futures as traded on NYMEX, and

(ii) a trading day is a day during which a prompt month contract referred to in subclause (i) is traded on NYMEX.

(4) In respect of any item referred to in subsection (3) that is reported to the Minister or published, and in respect of a daily actual USD/CAD (noon) exchange rate referred to in subsection (5)(b) that is published by the Bank of Canada, the Minister may, by order, specify

(a) a value for the item or rate, if the value for that item or rate is not available in time for the calculation of the Hardisty Bitumen Price for a month, or

(b) an alternative to the item or rate, if the Minister is of the opinion that the item or rate has ceased to be appropriate in relation to how it is used in this Regulation, or if the item or rate ceases to be so reported or published,

and the specified value or alternative shall be used in lieu of the item or rate for the purposes of this Regulation.

(5) The simple average of the daily Mexico Maya Spot Prices FOB at the U.S. Gulf Coast for a month referred to in subsection (3)(e), the Brent price for a month referred to in subsection (3)(f), the WTI price for a month referred to in subsection (3)(g), the synbit premium for a month and the BVM Dilbit Value for a month referred to in section 4(1) shall be converted from U.S. dollars per barrel to Canadian dollars per m3, using

(a) a conversion factor of 6.29234 barrels per m3, and

(b) the simple average of the daily actual USD/CAD (noon) exchange rates for the month published by the Bank of Canada, rounded to 5 decimal places.

(6) The Floor Price for a month is to be determined as the greater of

(a) $10 per m3, and

(b) the amount determined in accordance with the following formula:

MMSP – $250 per m3 – A

where

MMSP is the simple average of the daily Mexico Maya Spot Prices FOB at the U.S. Gulf Coast for the month, expressed in Canadian dollars per m3, determined in accordance with subsections (3)(e) and (5);

A is the greater of $0 per m3 and
(BRENT – WTI);

BRENT is the Brent price for the month, expressed in Canadian dollars per m3, determined under subsections (3)(f) and (5);

WTI is the WTI price for the month, expressed in Canadian dollars per m3, determined under subsections (3)(g) and (5).

AR 232/2008 s1;341/2009;38/2017

Hardisty Bitumen Price

2 The Hardisty Bitumen Price for a Project for a month for the purposes of section 32(6)(a) of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009 is the greater of

(a) the Floor Price, and

(b) the price determined for the month in accordance with the following formula:

HBP = [QBVM Blend x BVM Dilbit Value] - [QBVM
Diluent x CRWP] - QA

where

HBP is the Hardisty Bitumen Price for the Project for the month;

QBVM Blend is the BVM Blend volume for the Project for the month determined under section 3;

BVM Dilbit Value is the BVM Dilbit Value for the month determined under section 4;

QBVM Diluent is the BVM Diluent volume for the Project for the month determined under section 3(2);

CRWP is the amount determined as the Condensate Allowance Price for the month;

QAis a deemed quality adjustment in the amount of $4.34171 per m3 in respect of each month from January, 2017 to December, 2024, inclusive, and in the amount of $0 per m3 in respect of January, 2025 and each month thereafter.

BVM Blend volume

3(1) For each cubic metre of Project CCB, the BVM Blend volume for a Project for a month for the purposes of section 2 is the volume of blended bitumen produced by blending one cubic metre of Project CCB obtained during the month with the BVM Diluent volume for the Project for the month determined in accordance with subsection (2).

(2) For each cubic metre of Project CCB, the BVM Diluent volume for the purposes of subsection (1) is the volume of condensate having a density equal to the Condensate (CRW) Density for the month that must be blended with one cubic metre of Project CCB in order for the density of the resulting blended bitumen to be equal to the BVM Dilbit density determined for the month in accordance with subsection (4).

(3) The BVM Blend volume referred to in subsection (1) shall be calculated in accordance with chapter 12.3 of the Manual of Petroleum Measurement Standards published by the American Petroleum Institute.

(4) The BVM Dilbit density for a month is the amount determined in accordance with the following formula:

BVMDD = WCS density - DDA

where

BVMDD is the BVM Dilbit density for the month;

WCS density is the monthly volume weighted average density of all WCS delivered to pipelines during the month from the Hardisty WCS blending facility;

DDA is the dilbit density adjustment determined for the month in accordance with subsection (5).

(5) The dilbit density adjustment for a month is the amount determined in accordance with the following formula:

DDA = 12 kg/m3 x [1 - FMDF]

where

DDA is the dilbit density adjustment for the month;

FMDF is the four-month rolling average dilbit fraction for the month.

BVM Dilbit Value

4(1) The BVM Dilbit Value for a month for the purposes of section 2 is the difference between

(a) the WCS Settlement Price for the month determined under subsection (2), and

(b) the BVM Dilbit Value adjustment for the month determined under subsection (3)

converted to Canadian dollars per m3.

(2) The WCS Settlement Price for a month is the sum of

(a) the simple average of the WTI prices for the trading days of the month where

(i) the WTI price for a trading day is the closing price for the day of the prompt month contract of Light Sweet Crude Oil (CL1) as traded in NYMEX, and

(ii) a trading day is a day during which a prompt month contract referred to in subclause (i) is traded in NYMEX,

and

(b) the WCS index for the month.

(3) The BVM Dilbit Value adjustment for a month is the product of

(a) the four-month rolling average synbit premium for the month, and

(b) the difference between

(i) 1, and

          1. the four-month rolling average dilbit fraction for the month.

Transportation Allowance

5(1) In this section,

(a) "aggregate transportation rate", in respect of a removal pipeline of a Project, means, for a month,

(i) the transportation rate for the month determined under subsection (3), (5) or (6), as the case may be, for the removal pipeline, where the removal pipeline is a single pipeline, or

(ii) the sum of the transportation rates for the month determined under subsection (3), (5) or (6), as the case may be, for each pipeline that comprises a part of the removal pipeline, where the removal pipeline is comprised of a series of 2 or more connected pipelines;

(a.1) "delivery terminalling charges" means any fees, charges, surcharges or tariffs paid or payable, or any costs incurred or that would be incurred, expressed in dollars per m3, to provide delivery terminalling or delivery tankage that is used only after transmission of oil sands products or diluent on a pipeline has been completed;

(b) "diluent pipeline", in respect of a Project for a month, means a pipeline, if any, that is capable of transporting diluent to a place on or near the Project lands during the month from another point on or near the route of the removal pipeline of the Project for the month, but does not include such a pipeline for a month during which a pipeline described in subsection (5)

(i) is the removal pipeline of the Project for the month, or

(ii) is a part of the removal pipeline of the Project for the month and is capable of taking delivery of crude bitumen at a place on or near the Project lands;

(c) "end", in respect of a pipeline that is the whole or a part of a removal pipeline of a Project, means the point on the pipeline closest to Hardisty, Alberta or Edmonton, Alberta, as the case may be;

(c.1) "first instance of receipt terminalling charges" means, in respect of a removal pipeline, the receipt terminalling charges, expressed in dollars per m3, that first arise from transportation along the removal pipeline after a royalty calculation point for an oil sands product recovered from the Project;

(c.2) "other transportation charges" means any fees, charges, surcharges or tariffs paid or payable, or any costs incurred or that would be incurred, expressed in dollars per m3, in relation to a transportation service on a pipeline, other than

(i) delivery terminalling charges,

(ii) receipt terminalling charges, and

(iii) fees, charges, surcharges or tariffs paid, or costs incurred, that are attributable solely to the transmission or movement of oil sands products or diluent along a pipeline,

and, for greater certainty, includes any fees, charges, surcharges or tariffs paid or payable, or any costs incurred or to be incurred, to provide tankage or storage for a period exceeding 5 days;

(c.3) "receipt terminalling charges" means any fees, charges, surcharges or tariffs paid, or any costs incurred, expressed in dollars per m3, that in the Minister’s opinion

(i) are in respect of

(A) receipt terminalling other than receipt tankage, or

(B) receipt tankage of no more than 5 days,

or both, and

(ii) are used to allow the receipt of oil sands products or diluent onto a pipeline,

but does not include any fees, charges, surcharges or tariffs paid, or any costs incurred, that are solely attributable to the transmission of oil sands products or diluent along a pipeline;

(d) "removal pipeline", in respect of a Project, means each pipeline or, except in section 5(2.1)(a), each series of 2 or more connected pipelines, that is capable of transporting cleaned crude bitumen, or oil sands products obtained from cleaned crude bitumen, from a place on or near the Project lands to a point at or near Hardisty, Alberta or Edmonton, Alberta, regardless of

(i) whether the cleaned crude bitumen to be transported would be transported as part of blended bitumen or otherwise, and

(ii) whether the oil sands products so obtained and to be transported are obtained at one or more processing plants located on or near the route of the pipeline or series of pipelines, as the case may be, between the royalty calculation point of the Project for cleaned crude bitumen and the point at or near Hardisty, Alberta or Edmonton, Alberta;

(e) "removal pipeline of the Project for the month" means the removal pipeline of the Project that has for a month the lowest aggregate transportation rate relative to any other removal pipeline of the Project;

(f) "take or pay contract" means a contract under which the lessee or operator of a Project is obligated to pay the owner or operator of a pipeline a specified amount for transportation services regardless of whether the services, volumes, or capacity available under the contract are used fully or at all;

(g) "tariff" means a tariff determined in accordance with the applicable provisions of this section;

(h) "terminalling allowance" means an allowance determined in accordance with subsection (1.2).

(1.1) Where the transportation service provided in respect of a pipeline that is the whole or part of a removal pipeline would, if obtained by the lessee or operator of the Project, be obtained

(a) pursuant to an arm’s length transaction, the Minister shall, subject to subsection (1.4), determine the tariff for the transportation service to be an amount equivalent to the transmission toll paid or incurred, expressed in dollars per m3, setting out the charges for transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to

(i) include an amount for the first instance of receipt terminalling charges, if any, but only if the first instance of receipt terminalling charges

(A) is not already included in the transmission toll, and

(B) has been charged in connection with the transportation service on the pipeline,

and

(ii) exclude, regardless of whether they are included in the transmission toll or charged separately,

(A) all delivery terminalling charges,

(B) all receipt terminalling charges, other than the first instance of receipt terminalling charges, and

(C) all other transportation charges,

or

(b) pursuant to a non-arm’s length transaction,

(i) if in the Minister’s opinion the pipeline is commissioned on or before December 31, 2016, the Minister shall determine the tariff for the transportation service to be an amount, expressed in dollars per m3, that is equivalent to the amount determined under Division 2 of Part 2 of the Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation (AR 231/2008) as the cost of transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to

(A) include amounts related to capital additions, if any, commissioned on or after January 1, 2017 to the pipeline, but only if the capital additions provide a service that in the Minister’s opinion would, if obtained by the lessee or operator of the Project in an arm’s length transaction, give rise exclusively to the first instance of receipt terminalling charges or to fees, charges, surcharges, tariffs or costs that are attributable solely to the transmission or movement of oil sands products along the pipeline, and include all amounts related to the operation of those capital additions, and

(B) exclude all amounts related to capital additions commissioned on or after January 1, 2017 to the pipeline that provide any service that in the Minister’s opinion would, if obtained by the lessee or operator of the Project in an arm’s length transaction, not give rise exclusively to the first instance of receipt terminalling charges or to fees, charges, surcharges, tariffs or costs that are attributable solely to the transmission or movement of oil sands products along the pipeline, and exclude all amounts related to the operation of those capital additions,

or

(ii) if in the Minister’s opinion the pipeline is commissioned on or after January 1, 2017, the Minister shall determine the tariff for the transportation service to be an amount, expressed in dollars per m3, that is equivalent to the amount determined under Division 2 of Part 2 of the Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation (AR 231/2008) as the cost of transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to

(A) include the terminalling allowance established under subsection (1.2), but only if

(I) all amounts related to assets, if any, that provide a service that would otherwise give rise to the first instance of receipt terminalling charges as described in paragraph (B), and all amounts related to the operation of those assets, are excluded under paragraph (B), and

(II) the assets in relation to which an amount is excluded under paragraph (B) are in use in respect of the pipeline and do not form part of the description of the Project,

and

(B) exclude all amounts related to assets that provide any service that in the Minister’s opinion would, if obtained by the lessee or operator of the Project in an arm’s length transaction, give rise in any respect to delivery terminalling charges, first instance of receipt terminalling charges, receipt terminalling charges or other transportation charges, and all amounts related to the operation of those assets.

(1.2) For the purposes of determining a tariff under subsection (1.1)(b)(ii), the Minister may, by order, establish from time to time with respect to any month a terminalling allowance, but where the pipeline for which the tariff is being determined is part of a series of 2 or more connected pipelines that comprise a removal pipeline, the terminalling allowance may be included under subsection (1.1)(b)(ii) in respect of only one pipeline in the series for that month.

(1.3) For the purposes of determining a tariff referred to in subsection (8)(a), where the transportation service provided in respect of the diluent pipeline would, if obtained by the lessee or operator of the Project, be obtained

(a) pursuant to an arm’s length transaction, the Minister shall, subject to subsection (1.4), determine the tariff for the transportation service to be an amount, expressed in dollars per m3, that is equivalent to the transmission toll paid or incurred for transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to exclude all amounts related to or arising from delivery terminalling charges, receipt terminalling charges or other transportation charges, regardless of whether those charges are included in the transmission toll or charged separately, or

(b) pursuant to a non-arm’s length transaction,

(i) if in the Minister’s opinion the pipeline is commissioned on or before December 31, 2016, the Minister shall determine the tariff for the transportation service to be an amount, expressed in dollars per m3, that is equivalent to the amount determined under Division 2 of Part 2 of the Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation (AR 231/2008) as the cost of transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to exclude

(A) all amounts related to capital additions commissioned on or after January 1, 2017 to the pipeline that provide any service that in the Minister’s opinion would, if obtained by the lessee or operator of the Project in an arm’s length transaction, give rise in any respect to delivery terminalling charges, receipt terminalling charges or other transportation charges, and

(B) all amounts related to the operation of those capital additions,

or

(ii) if in the Minister’s opinion the pipeline is commissioned on or after January 1, 2017, the Minister shall determine the tariff for the transportation service to be an amount, expressed in dollars per m3, that is equivalent to the amount determined under Division 2 of Part 2 of the Oil Sands Allowed Costs (Ministerial) Regulation (AR 231/2008) as the cost of transportation service on the pipeline, as recalculated by the Minister in order to exclude

(A) all amounts related to assets that provide any service that in the Minister’s opinion would, if obtained by the lessee or operator of the Project in an arm’s length transaction, give rise in any respect to delivery terminalling charges, receipt terminalling charges or other transportation charges, and

(B) all amounts related to the operation of those assets.

(1.4) In determining a tariff and expressing it in dollars per m3 under subsections (1.1)(a) and (1.3)(a), if the pipeline for which the tariff is being determined is subject to a take or pay contract, the volume shipped on the pipeline for a month shall be considered to be an amount equivalent to

(a) the minimum volume for which the lessee or operator of the Project is obligated to provide payment for that month under the take or pay contract, in cases where the operator ships the minimum volume or less,

(b) the minimum volume which the lessee or operator of the Project is obligated to provide payment for that month under the take or pay contract, plus any additional volumes shipped under the take or pay contract, in a case where the operator ships more than the minimum volume, or

(c) the design capacity of the pipeline, in cases where no minimum volume for which the lessee or operator of the Project is obligated to provide payment for that month under the take or pay contract is specified.

(2) Subject to subsections (2.1) and (2.2), the transportation allowance for a Project for a month for cleaned crude bitumen referred to in section 32(6)(a)(i) and (ii) of the Oil Sands Royalty Regulation, 2009 is the sum of

(a) the aggregate transportation rate for the month for the removal pipeline of the Project for the month, and

(b) the transportation rate determined under subsection (8) or (9) for the month for the diluent pipeline, if any, for the Project for the month.

(2.1) If the Minister is of the opinion that

(a) a Project is served by more than one removal pipeline and that each of those removal pipelines consists of a single pipeline that originates from a place on or near the Project and continues to a point at or near Hardisty, Alberta or Edmonton, Alberta,

(b) the Project CCB of the Project is contained in a single oil sands product recovered from the development area of the Project, and

(c) all of the volume of the single oil sands product recovered from the development area of the Project and transported during a month can be accounted for as having been transported on the removal pipelines referred to in clause (a),

then the transportation allowance for the Project for the month referred to in clause (c) is to be determined under subsection (2.2).

(2.2) The transportation allowance for a month for a Project to which subsection (2.1) applies is the sum of

(a) the average of the transportation rates for that month for the removal pipelines determined under subsection (3), (5) or (6), as the case may be, weighted according to the respective volumes of oil sands product recovered from the development area of the Project and transported on each removal pipeline during that month, and

(b) the transportation rate determined under subsection (8) or (9) for the month for the diluent pipeline, if any, for the Project for that month.

(3) Subject to subsection (4), the transportation rate for a month of a pipeline that comprises the whole or a part of a removal pipeline of a Project and that transports dilbit or synbit is the amount determined in accordance with the following formula:

BRC + (.754 x GRC)
CCBQ

where

BRC is the amount that would be charged under the tariff for the pipeline to transport during the month the volume of dilbit determined by multiplying the BVM Blend volume for the Project for the month determined under section 3 by the NQ for the Project for the month;

GRC is the amount that would be charged under the tariff for the pipeline to transport during the month the volume of dilbit equal to the volume of diluent that would be contained in the volume of dilbit referred to in the definition of BRC;

CCBQ is the NQ for the Project for the month.

(4) In determining the transportation rate for a month for a pipeline under subsection (3),

(a) the transportation service capacity contracted for on the pipeline to transport the volumes of dilbit referred to in the definitions of BRC and GRC in subsection (3) shall be considered to be equal to the aggregate of those volumes, and

(b) GRC for the month is zero if the pipeline referred to in subsection (3) is the whole or a part of the removal pipeline of the Project for the month and there is a diluent pipeline for the Project for the month that is capable of transporting diluent during that month from a place at or near the end of the pipeline referred to in subsection (3) to a place on or near the Project lands.

(5) The transportation rate for a month of a pipeline that comprises the whole or a part of a removal pipeline of a Project and that transports cleaned crude bitumen rather than dilbit or synbit is the amount determined by dividing

(a) the amount that would be charged under the tariff for the pipeline to transport during the month the NQ for the Project for the month,

by

(b) the NQ for the Project for the month.

(6) Subject to subsection (7), the transportation rate for a month of a pipeline that comprises the whole or a part of a removal pipeline of a Project and that transports synthetic crude oil is the amount determined in accordance with the following formula:

TRC + (.92 x DRC)
CCBQ

where

TRC is the amount that would be charged under the tariff for the pipeline to transport a volume of synthetic crude oil having a density of not less than 800 kg/m3 and not more than 875 kg/m3 and equal to the volume of dilbit determined by multiplying the BVM Blend volume for the Project for the month determined under section 3 by the NQ for the Project for the month;

DRC is the amount that would be charged under the tariff for the pipeline to transport a volume of synthetic crude oil meeting the density requirements specified in the definition of TRC and equal to the volume of diluent that would be contained in the volume of dilbit referred to in the definition of TRC;

CCBQ is the NQ for the Project for the month.

(7) In determining the transportation rate for a month for a pipeline under subsection (6),

(a) the transportation service capacity contracted for on the pipeline to transport the volumes of synthetic crude oil referred to in the definitions of TRC and DRC in subsection (6) shall be considered to be equal to the aggregate of those volumes,

(b) the components of the tariff for the pipeline that vary according to the density of the synthetic crude oil transported on the pipeline shall be multiplied by a factor of

(i) 1.22 to convert the pipeline tariff for transporting synthetic crude oil to the pipeline tariff for transporting blended bitumen, and

(ii) 0.92 to convert the pipeline tariff for transporting synthetic crude oil to the pipeline tariff for transporting diluent, and

(c) DRC for the month is zero if the pipeline referred to in subsection (6) is the whole or a part of the removal pipeline of the Project for the month and there is a diluent pipeline for the Project for the month that is capable of transporting diluent during that month from a place at or near the end of the pipeline referred to in subsection (6) to a place on or near the Project lands.

(8) Subject to subsection (9), the transportation rate for a month of the diluent pipeline for a Project for the month is the amount determined by dividing

(a) the amount, if any, that would be charged under the tariff during the month for the diluent pipeline to transport the volume of diluent determined under subsection (8.1) to

(i) the Project, or

(ii) a blending facility specified by the Minister, if the Minister is of the opinion that the Project CCB for the month is blended with diluent at a blending facility located off Project lands in order to facilitate transport,

by

(b) the NQ for the Project for the month.

(8.1) For the purposes of subsection (8)(a), the volume of diluent is to be determined by multiplying the NQ of the Project for the month by the BVM Diluent volume for the Project for the month determined under section 3(2).

(9) The transportation rate for a month of the diluent pipeline for the Project for the month is zero if the cost of transporting the volume of diluent referred to in subsection (8) on the pipeline during the month is included in the transportation rate determined under subsection (3) for a pipeline that is the whole or a part of the removal pipeline of the Project for the month.

AR 232/2008 s5;38/2017;238/2021

6 Repealed AR 38/2017 s6.

Coming into force

7 This Regulation comes into force on January 1, 2009.

EdmundoSalazar@gmail.com



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

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