INDEPENDENT FISCAL OFFICE Matthew Knittel, Director Testimony Before the Senate Environmental Resources and Energy Committee and the Senate Finance Committee June 1, 2015   Chairmen  Yaw  and  Yudichak,  Chairmen  Eichelberger  and  Blake,  and  members  of  the  committees, thank you for the opportunity to testify before you today. For my testimony, I  would like to focus on the four tables that have been submitted for your review.  The attached Table 1 provides an interstate comparison of effective severance tax rates for  Pennsylvania (both the current impact fee and proposed severance tax) and six large natural  gas producing states. The effective tax rates (ETRs) represent rates for new wells that begin  operation in 2018, once temporary market conditions that depress current prices have been  alleviated  and  the  minimum  price  floor  under  the  proposed  severance  tax  is  no  longer  applicable. The comparison uses the same well (an estimated ultimate recovery of 10 or 15  billion  cubic  feet  over  30  years)  and  same  prices  across  states  for  the  purpose  of  the  interstate  comparison.  The  analysis  uses  the  same  methodology  as  that  used  in  the  more  extensive report published by the IFO in March 2014.  This  simulation  finds  that  the  current  impact  fee  yields  the  lowest  ETR  (state  taxes  only)  across comparison states, because the impact fee is largely independent of the market value  of production. By contrast, the proposed severance tax yields the highest ETR because it (1)  disallows  deductions  for  post‐production  costs,  (2)  levies  a  value‐based  tax  and  (3)  levies  a  volume‐based  tax.  The  West  Virginia  severance  tax  also  contains  value  and  volume‐based  components.  However,  analysts  expect  that  the  current  4.7  cent  tax  per  mcf  of  production  will expire in 2018. Therefore, the projected ETR of the Pennsylvania severance tax exceeds  West  Virginia  by  2.3  percentage  points  due  to  the  tax  on  volume  and  the  disallowance  of  deductions for post‐production costs.  Table 2 examines historical and projected average tax rates for all production in Pennsylvania.  Historically,  the  impact  fee  has  translated  into  an  average  tax  rate  of  roughly  2.0  to  4.0  percent on the market value of annual production. For 2015, the analysis projects an average  tax  rate  of  4.7  percent,  due  to  very  low  regional  prices.  For  2016,  the  analysis  projects  an  average tax rate of 17.3 percent under the proposed severance tax. As shown by Table 2, that  average tax rate can be decomposed into four parts:   a 5.0 percent value‐based tax;   a 4.0 percent volume‐based tax;   a 3.5 percent tax due to the disallowance of deductions for post‐production costs; and    a 4.8 percent tax due to the $2.97 statutory price floor.  As  regional  prices  recover,  the  average  tax  rate  of  the  proposed  severance  tax  falls  and  should  approach  a  long‐run  average  tax  rate  of  7.3  percent,  as  shown  by  the  interstate  comparison from Table 1.  In a recent analysis of the Administration’s revenue proposals, the analysis found that most of  the proposed severance tax would likely be exported to final consumers who reside in other  states. This adjustment will take several years to occur, and the tax incidence could be quite  different  in  the  near‐term.  Data  from  the  U.S.  Energy  Information  Administration  and  Pennsylvania  Department  of  Environmental  Protection  suggest  that  three‐quarters  of  production for calendar year 2014 may have been exported. Because total production grows  more  quickly  than  internal  consumption,  the  analysis  projects  that  roughly  80  percent  of  future  production  could  be  exported.  (See  Table  3.)  Natural  gas  spot  prices  in  the  northeastern U.S. are considerably higher than the Henry Hub or Dominion South spot prices.  This large differential suggests that producers could pass a tax increase forward to end users,  once new pipeline capacity becomes operational. However, it should be noted that although  the  analysis  assumes  that  taxes  are  ultimately  passed  forward  to  final  consumers,  it  also  assumes  lower  output  due  to  a  reduction  in  demand  from  higher  after‐tax  prices.  Output  must fall by some amount if the after‐tax price of a product increases.  Recent  price  forecasts  assume  a  recovery  in  regional  prices,  partly  due  to  significant  new  pipeline capacity that is scheduled to become operational during the next several years. Table  4 lists various approved and planned pipeline projects that will become operational by 2018.  The  pipelines  will  add  significant  capacity  and  will  deliver  gas  to  new  markets  in  the  northeast, mid‐atlantic and mid‐western regions of the U.S.  In summary, the proposed severance tax will likely move Pennsylvania from one of the lowest  severance  tax  states  to  the  highest  tax  state,  relative  to  other  major  gas  producing  states.  Over several years, economic theory suggests that most of the tax will be pushed forward to  final prices, and output will fall by some amount. The magnitude of the output reduction is  difficult  to  quantify  because  it  will  partly  depend  on  demand  from  markets  that  currently  have  limited  access  to  natural  gas,  as  well  as  new  markets.  The  analysis  is  also  sensitive  to  price  forecasts,  which  are  volatile  and  subject  to  significant  uncertainty.  If  regional  prices  remain  depressed  due  to  capacity  constraints,  then  it  is  likely  that  less  of  the  tax  could  be  pushed forward to final consumers.  Table 1 1 Prospective Effective Tax Rates A prospective effective tax rate facilitates a comparison of tax regimes across states. It is the effective tax rate on production from a single new well. It excludes production from historical wells. The comparison applies to new wells drilled in 2018, once prices revert to long‐run levels. State PA2 PA3 AR4 LA5 OH1 OK1 TX6 WV7 Notes 1 2 3 4 5 6 7 Impact Fee Severance Tax Estimated Ultimate Recovery 10 bcf 15 bcf 0.8% 0.5% 7.3% 7.3% 3.7% 3.7% 3.3% 3.4% 0.8% 0.8% 5.0% 5.0% 3.1% 3.5% 5.0% 5.0% Computations use the Dominion South hub price and same well production levels. (See below.) Effective tax rate is equal to net present value of all fees or tax revenues divided by net present value of gas at the wellhead (which allows deduction of post‐production costs).  Computations use a 4.5% discount rate and exclude local taxes which could add roughly 1.0 percentage point to AR, OH and TX and 1.5 percentage points to WV. Calendar Dominion Annual Output (mmcf) Year South 10 bcf 15 bcf 2018 $3.51 2,242 3,363 2019 $4.10 1,269 1,904 2020 $4.34 956 1,434 2021 $4.64 790 1,185 2022 $4.63 678 1,017 Annual impact fee:  2018 ($50,300), 2019 ($40,200), 2020 ($30,200), 2021‐27 ($20,100) and 2028‐32 ($10,100). The proposed severance tax disallows the deduction of post‐production costs to determine tax base. Assumes well pays out in 3 years and qualifies for reduced tax rate (1.5%) during that time; 5% for later years. Uses Henry Hub price due to statutory requirements that adjust tax rate applied to production levels. Assumes new well produces "high cost gas" and qualifies for reduced tax rate of 2.0% for the first 8‐10 years of operation and 7.5% for later years.  Data based on "High‐Cost Natural Gas Rate Incentive Study," Texas Comptroller of Public Accounts (Nov. 2014). Assumes that the 4.7 cent volume tax per mcf expires in 2018. Table 2 Pennsylvania Average Effective Tax Rates on Annual Production 1 Total Production (bcf) Dominion South Price ($ per mmbtu) Annual Fee or Tax Revenues ($ millions) Current Impact Fee2 Proposed Severance Tax 3 2012 2,261 2.77 2013 3,320 3.51 203 226 Average Effective Tax Rate on Annual Production 4 Current Impact Fee 4.2% Proposed Severance Tax a Value‐Based Component b Volume‐Based Component c Deduction Disallowance d Statutory Price Floor 2.4% Calendar Year Totals or Average Levels 2014 2015 2016 2017 2018 4,249 4,755 5,368 5,761 6,149 3.27 1.66 1.89 2.59 3.51 222 2.0% 2019 6,462 4.10 2020 6,784 4.34 210 1,087 1,166 1,419 1,691 1,860 17.3% 5.0% 4.0% 3.5% 4.8% 10.8% 5.0% 2.5% 2.2% 1.1% 8.2% 5.0% 1.7% 1.5% 0.0% 7.6% 5.0% 1.4% 1.3% 0.0% 7.5% 5.0% 1.3% 1.2% 0.0% 4.7% Notes 1 Production forecast from Bentek Energy, modified by IFO.  Historical values from PA Department of Environmental Protection. 2 Impact fee revenues from Public Utility Commission.  Forecast for 2015 by IFO. Through May 2015, number of wells spud down roughly 30% from prior year. 3 Proposed severance tax includes a 5% levy on market value plus a 4.7 cent levy per mcf. Proposal sets a minimum price floor of $2.97 per mcf and disallows deductions for post‐production costs. Excludes tax on natural gas liquids, which may add roughly $10 million per annum in tax revenues. 4 Based on value at wellhead; denominator allows deduction for post‐production costs. Post‐production costs include gathering and transportation costs only; excludes processing costs. Cost data are from Range Resources (March 2015).  Costs assumed to increase with inflation. Table 3 Natural Gas Prices, Production and Consumption 1 PA Production PA Consumption1 Difference Share Exported Henry Hub 2 Dominion South Hub Difference New York Hub3 Massachusetts Hub3 Connecticut Hub3 New Jersey Hub3 2 2012 2,261 918 1,343 59% 2013 3,320 932 2,388 72% 2019 6,462 1,233 5,229 81% 2020 6,784 1,282 5,502 81% 2012 2.75 2.77 ‐0.02 Average Calendar Year Hub Prices ($ per mmbtu) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 3.73 4.39 2.72 2.72 3.34 4.16 4.71 3.51 3.27 1.66 1.89 2.59 3.51 4.10 0.22 1.12 1.06 0.83 0.75 0.65 0.61 2020 4.95 4.34 0.61 3.25 3.94 3.92 2.99 5.12 6.97 6.79 4.04 2014 4,249 1,013 3,236 76% Calendar Year Totals (bcf) 2015 2016 2017 4,755 5,368 5,761 1,054 1,096 1,140 3,701 4,272 4,621 78% 80% 80% 6.25 7.99 8.10 6.81 2018 6,149 1,185 4,964 81% 6.35 7.95 7.62 4.46 Notes 1 Production forecast from Bentek Energy. Includes modest output reduction by IFO due to imposition of proposed severance tax. Consumption data from U.S. Energy Information Administration. Consumption forecast by IFO assumes 4% increase per annum. 2 Henry Hub and Dominion South historical prices and forecasts from Bentek Energy. 3 State regional hubs are as follows: NY (Transco z6 NY); MA (Algonquin Citygates); CT (TGP z6) and NJ (Transco z6 non‐NY). Data are from Bentek Energy.  Data for 2015 are through May 26, 2015. Table 4 New Pipeline Capacity Approved Projects Constitution Pipeline Leidy Southeast Expansion Niagara Expansion REX East‐to‐West Reversal TCO East Side Expansion Tuscarora Lateral Uniontown to Gas City Expansion Northern Access 2015 and 2016 Rock Springs Lateral Total Planned Projects Access South Project Adair Southwest Project Atlantic Sunrise Gulf Markets Expansion Leidy South Project PennEast Project Appalachia to Market Project Diamond East Project Northeast Energy Direct Total Operational Year 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015‐16 2016 Volume Capacity1 650 525 150 1,200 300 50 425 600 200 4,100 Projected Markets New York, New England Maryland to Alabama New York Ohio, Indiana, Illinois New Jersey, Maryland, Virginia New York Ohio, Indiana New York Maryland Operational Year 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 Volume Capacity1 300 200 1,700 350 150 1,000 1,000 1,000 1,200 6,900 Projected Markets West Virginia to Mississippi West Virginia to Kentucky Maryland to Alabama West Virginia to Texas Maryland, Virginia New Jersey New Jersey New Jersey New York, New England Notes  1    Millions of cubic feet.  Data are from Bentek Energy and U.S. Energy Information Administration.