QUÉBEC                                                                             RÉGIE DE L’ÉNERGIE

 

 

 

D-2014-204	R-3884-2014	5 décembre 2014
	Phase 3

 

 

PRÉSENTS :

 

Lise Duquette

Laurent Pilotto

Bernard Houle

Régisseurs

 

Gazifère Inc.

Demanderesse

 

et

 

 

Décision relative à la phase 3 – Plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015, tarifs à compter du 1^er janvier 2015 et Conditions de service et Tarif

 

Demande de Gazifère Inc. relative à la fermeture réglementaire des livres pour la période du 1^er janvier au 31 décembre 2013, à la fixation du taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire pour l’année témoin 2015, à l’approbation du plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015 et à la modification des tarifs à compter du 1^er janvier 2015

 

Intervenants :

 

Association coopérative d’économie familiale de l’Outaouais (ACEFO);

Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI);

Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME);

Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA).

TABLE DES MATIÈRES

 

1.        Introduction.. 7

1.1        Demande. 7

1.2        Conclusions recherchées. 9

2.        Approvisionnement gazier.. 12

2.1        Plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015. 12

2.2        Taux de gaz naturel perdu. 14

2.3        Capacité de transport 14

3.        Revenu requis de distribution de 2015. 19

3.1        Application du mécanisme incitatif. 19

3.2        Exclusions. 22

3.3        Exogènes. 25

4.        Prévision de la demande de gaz naturel.. 31

5.        Investissements reliés aux projets d’extension et de modification du réseau inférieurs à 450 000 $. 33

6.        Coût en capital prospectif.. 37

7.        Méthode de récupération des revenus additionnels
requis de distribution.. 41

8.        Plan global en efficacité énergétique.. 45

8.1        Cadre réglementaire. 45

8.2        Résultats au 30 juin 2014. 51

8.3        Budgets volumétrique et monétaire. 53

8.4        Analyse économique du PGEÉ.. 64

8.5        Suivi de décisions antérieures de la Régie relatives au PGEÉ.. 69

9.        Système de plafonnement et d’échange de droits
d’émission de gaz à effet de serre.. 70

9.1        Mise en contexte. 70

9.2        Prévisions à l’horizon 2020. 71

9.3        Stratégie d’acquisition des droits d’émission. 76

9.4        Cavalier tarifaire. 89

9.5        Compte de frais reportés. 91

10.     Charges liées au coût du gaz naturel.. 93

11.     Conditions de service et Tarif.. 93

12.     Suivi de décision antérieure relatif au gaz naturel
perdu et non facturé.. 100

13.     Demande d’ordonnance de confidentialité.. 102

14.     Ajustement final des tarifs 2015. 104

dispositif.. 104

1.            Introduction

 

1.1             Demande

 

[1]             Le 17 avril 2014, Gazifère Inc. (Gazifère ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie), en vertu des articles 31 (1°) (5°), 32, 34, 48, 49, 72 et 73 de la Loi sur la Régie de l’énergie^[1] (la Loi), de l’article 1 du Règlement sur les conditions et les cas requérant une autorisation de la Régie de l’énergie^[2] et de l’article 4 du Règlement sur la teneur et la périodicité du plan d’approvisionnement^[3], une demande relative à la fermeture réglementaire de ses livres pour la période du 1^er janvier au 31 décembre 2013, à l’approbation de son plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015, à la modification de ses tarifs et à l’approbation de certaines conditions auxquelles le gaz naturel sera fourni, transporté ou livré aux consommateurs à compter du 1^er janvier 2015 (la Demande).

 

[2]             Le 24 avril 2014, la Régie rend sa décision D-2014-066 par laquelle, notamment, elle accueille la proposition de Gazifère de procéder à l’examen de la Demande en trois phases.

 

[3]             La première phase porte sur la fermeture réglementaire des livres, la deuxième phase sur le taux de rendement autorisé pour l’année témoin 2015 et la troisième phase sur le plan d’approvisionnement et la modification des tarifs.

 

[4]             Le 1^er mai 2014, la Régie rend sa décision D-2014-070 par laquelle elle accorde le statut d’intervenant à l’ACEFO, à la FCEI, au GRAME et à SÉ-AQLPA.

 

[5]             Le 3 juillet 2014, la Régie rend sa décision D-2014-114 sur les phases 1 et 2 du présent dossier.

 

[6]             Le 25 juillet 2014, Gazifère dépose son plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015.

[7]             Le 18 août 2014, Gazifère dépose une demande amendée et les pièces à son soutien, relativement à la phase 3 du présent dossier.

 

[8]             Gazifère demande notamment à la Régie de rendre une ordonnance de confidentialité à l’égard de certaines parties de sa preuve portant sur sa stratégie d’achat de droits d’émission de gaz à effet de serre (GES) visant à couvrir les émissions de GES attribuables à ses clients.

 

[9]             Le 21 août 2014, la Régie rend sa décision D-2014-147 par laquelle elle établit les enjeux et fixe l’échéancier de traitement de la phase 3.

 

[10]         Le 2 octobre 2014, l’ACEFO, la FCEI, le GRAME et SÉ-AQLPA déposent leur preuve relative à la phase 3[4]. La FCEI dépose sa preuve relative à la stratégie d’achat de Gazifère des droits d’émission de GES sous pli confidentiel.

 

[11]         Le 27 octobre 2014, Gazifère dépose une demande ré-amendée relative à la phase 3.

 

[12]         L’audience sur la phase 3 de la Demande de Gazifère a lieu les 27 et 28 octobre 2014 à Montréal. Une partie a lieu à huis clos avec Gazifère et la FCEI sur la preuve associée au chapitre 4 de la pièce B-0141.

 

[13]         Le 3 novembre 2014, Gazifère transmet ses réponses à l’engagement n° 1 qu’elle a souscrit à la demande de la Régie lors de l’audience du 27 octobre 2014.

 

[14]         Le 5 novembre 2014, l’ACEFO, le GRAME et SÉ-AQLPA déposent leurs commentaires[5] relatifs aux réponses de Gazifère. La Régie transmet à ce moment sa demande de renseignements (DDR) n^o 8 à Gazifère.

 

[15]         Le 7 novembre 2014, Gazifère transmet ses réponses à la DDR n° 8 de la Régie. Le Distributeur informe également la Régie qu’il n’entend pas déposer de réplique aux commentaires des intervenants.

 

[16]         Le 11 novembre 2014, à la suite des réponses de Gazifère, SÉ-AQLPA amende son argumentation sur le Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ) de Gazifère[6].

 

[17]         La Régie entame son délibéré sur la phase 3 le 11 novembre 2014.

 

[18]         La présente décision porte sur la phase 3 de la Demande.

 

 

1.2             Conclusions recherchées

 

[19]         Les conclusions recherchées par Gazifère pour la phase 3, selon la demande ré‑amendée du 27 octobre 2014[7], sont les suivantes :

 

« DANS LE CADRE DE LA PHASE III DU PRÉSENT DOSSIER :

 

ACCUEILLIR la demande d’approbation du plan d’approvisionnement;

 

APPROUVER le plan d’approvisionnement de Gazifère pour l’exercice 2015, présenté à la pièce GI-15, document 1, tel que prévu à l’article 72 de la Loi;

 

ACCUEILLIR la demande ré-amendée de modification des tarifs;

 

MODIFIER les tarifs de la Demanderesse, à compter du 1^er janvier 2015, de façon à ce qu’ils puissent générer les revenus de distribution établis à la suite de l’application de la formule approuvée par la Régie aux termes de la décision D‑2010-112;

 

APPROUVER les paramètres utilisés et le calcul fait par la Demanderesse pour établir les revenus requis de distribution pour l’année témoin 2015;

APPROUVER les charges réglementaires ainsi que les charges liées au PGEÉ et à la quote-part versée au ministre de l’Énergie et des Ressources naturelles prévues par la Demanderesse pour l’année témoin 2015, telles que présentées à la pièce GI-17, document 2.3, et AUTORISER la Demanderesse à inclure ces montants dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015, à titre d’exclusion;

 

AUTORISER la Demanderesse à inclure dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015, à titre d’exclusion, les soldes des comptes différés relatifs aux charges réglementaires, aux programmes d’efficacité énergétique et à la quote-part versée au ministre des Ressources naturelles et de la Faune (compte d’écart 2013), incluant les intérêts jusqu’au 31 décembre 2014, tels que présentés à la pièce GI-17, document 2.3;

 

APPROUVER l’ajout d’une exclusion à la formule de mécanisme incitatif afin de tenir compte de l’impact total du projet de mise en oeuvre du programme de francisation sur le coût de service de Gazifère et AUTORISER Gazifère à inclure cet impact dans l’établissement du revenu requis de distribution de l’année témoin 2015 à titre d’exclusion de la formule;

 

APPROUVER le maintien du facteur exogène à la formule de mécanisme incitatif approuvé par la Régie dans la décision D-2013-191 afin de permettre à Gazifère de récupérer les dépenses associées à la gestion du SPEDE, lesquelles sont estimées à un montant de 156 000 $ pour l’année 2015, tel qu’exposé aux pièces GI-16, document 1, et GI-20, document 2;

 

APPROUVER le maintien du compte de frais reportés approuvé par la Régie dans la décision D-2013-191 afin de comptabiliser les écarts entre les dépenses associées à la gestion du SPEDE encourues par Gazifère en 2015 et celles qui sont incluses dans les tarifs;

 

APPROUVER les modalités, objectifs et budgets volumétrique et monétaire associés au PGEÉ de Gazifère pour les années témoins 2015 et 2016;

 

APPROUVER la stratégie d’achat des droits d’émission proposée par Gazifère au chapitre 4 de la pièce GI-20, document 1, afin d’assurer sa conformité au SPEDE, et AUTORISER la récupération des coûts d’acquisition des droits d’émission nécessaires selon cette stratégie pour couvrir les émissions de GES des clients de Gazifère non assujettis au SPEDE par l’intermédiaire d’un cavalier tarifaire («Rider») facturé mensuellement aux clients;

 

APPROUVER le mécanisme proposé par Gazifère pour établir le taux unitaire du Rider relatif à l’achat des droits d’émission ainsi que la mise à jour de ce taux dans le cadre des ajustements trimestriels du coût du gaz de Gazifère;

 

APPROUVER la création d’un compte de frais reportés hors base de tarification et portant rémunération au taux de rendement sur la base de tarification en vigueur, afin de capter les écarts entre les coûts réels d’acquisition des droits d’émission et les montants récupérés mensuellement des clients par le biais du Rider;

 

INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des renseignements déposés sous pli confidentiel; et contenus au chapitre 4 de la pièce GI-20, document 1, ainsi que des réponses aux demande de renseignements déposées sous pli confidentiel comme pièces GI-24, documents 2, 4 et 5, et GI-26, document 2, et des pièces GI-24, documents 5.1 et 5.2, et GI-20, document 5;

 

AUTORISER les projets d’extension et de modification du réseau de la Demanderesse détaillés à la pièce GI-16, document 2, à l’exclusion de tout projet dont le coût est égal ou supérieur au seuil de 450 000,000 $ énoncé dans le Règlement sur les conditions et les cas requérant une autorisation préalable de la Régie de l’énergie et qui n’a pas déjà reçu une approbation préalable de la Régie en vertu de l’article 73 de la Loi et dudit règlement;

 

APPROUVER le taux de gaz naturel perdu de 1,14% pour l’année témoin 2015;

 

APPROUVER les modifications proposées par Gazifère au texte de ses Conditions de service et Tarif selon les termes des pièces GI-16, documents 8 et 9 ».

 

 

 

2.            Approvisionnement gazier

 

2.1             Plan d’approvisionnement pour l’exercice 2015

 

[20]         Gazifère n’a pas de service d’approvisionnement gazier. Elle planifie, comme par le passé, être approvisionnée par son unique fournisseur de gaz naturel, Enbridge Gas Distribution Inc. (EGD), qui lui fournit le gaz naturel sous le Tarif 200 établi par la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO).

 

[21]         Le Tarif 200, introduit le 1^er octobre 1991, est un tarif de service en gros s’appliquant à tout distributeur désirant transporter le gaz naturel dans le système de distribution d’EGD vers différents territoires, à l’extérieur de la franchise de cette dernière. Le 1^er octobre 1991, Gazifère a conclu une entente avec EGD pour refléter l’introduction du Tarif 200 qui, depuis, se renouvelle d’année en année, à moins qu’une des deux parties y mette fin. Gazifère obtient donc tous ses services d’approvisionnement d’EGD par le biais du Tarif 200, soit :

 

•      la fourniture du gaz naturel, incluant le gaz de compression;

•      le transport sur le réseau de TransCanada PipeLines Limited (TransCanada);

•      l’équilibrage de la charge.

 

[22]         Le Tarif 200 permet aussi à Gazifère d’offrir, depuis l’année témoin 1991‑1992, le service‑T à ses clients. Par ce service, EGD accepte de céder, de façon temporaire, sa capacité de transport sur le réseau de TransCanada aux clients de Gazifère. Pour l’année tarifaire 2013, 25 % des volumes livrés par Gazifère étaient en service‑T.

 

[23]         En date du 1^er octobre 1991, Gazifère a signé un contrat de transport avec Niagara Gas Transmission Limited (NGTL) afin de transporter le gaz naturel de l’Ontario au Québec. La base de facturation pour ce service est le coût de service de NGTL, tel que reconnu par l’Office national de l’énergie.

 

[24]         Ces deux contrats d’approvisionnement gazier ont été approuvés par la Régie du gaz naturel dans sa décision D-92-28[8].

 

[25]         Gazifère soumet que son approvisionnement gazier au Tarif 200 répond à tous ses besoins, tels que présentés pour les années 2015 à 2017 au tableau 1[9].

 

Tableau 1

Approvisionnements gaziers (10³m³)

 

 

[26]         Aucun intervenant ne s’oppose au plan d’approvisionnement proposé par Gazifère.

 

[27]         La Régie considère que les besoins en approvisionnement de Gazifère sont adéquatement comblés par EGD, selon les modalités du Tarif 200 et que le plan d’approvisionnement de Gazifère satisfait aux exigences du Règlement sur la teneur et la périodicité du plan d’approvisionnement.

 

[28]         Cependant, pour des motifs évoqués à la section 8, la Régie refuse d’autoriser le budget de plusieurs programmes d’efficacité énergétique proposés par Gazifère. Cela a pour conséquence d’ajuster à la baisse les économies d’énergie escomptées au plan d’approvisionnement gazier. Gazifère devra ajuster ce dernier selon les nouveaux volumes d’économie d’énergie prévus.

 

[29]         En conséquence, la Régie approuve, sous réserve de la présente décision en ce qui a trait aux volumes d’économie d’énergie du PGEÉ, le plan d’approvisionnement de Gazifère pour l’exercice 2015.

 

 

2.2             Taux de gaz naturel perdu

 

[30]         Pour l’année 2015, Gazifère établit le taux de gaz naturel perdu à 1,14 % des achats, basé sur la moyenne mobile 5 ans. En tenant compte de ce taux, les volumes de gaz à acheter s’établissent à 170 134 milliers de mètres cubes[10].

 

[31]         La Régie approuve un taux de gaz naturel perdu de 1,14 % pour l’année témoin 2015, celui-ci étant calculé selon les paramètres établis dans sa décision D‑2008-144[11].

 

[32]         Compte tenu que le taux de gaz naturel perdu prévu pour l’année 2015 résulte de l’inclusion dans la moyenne mobile des taux de gaz naturel perdu de 1,61 % et de 1,33 % que la Régie a approuvé pour les années 2012 et 2013 respectivement[12], la Régie maintient sa demande à Gazifère de produire un rapport d’analyse des causes du gaz naturel perdu lorsque le taux constaté en fin d’année dépasse 1 %.

 

 

2.3             Capacité de transport

 

[33]         Gazifère porte à l’attention de la Régie certains changements dans le marché en amont des approvisionnements gaziers, notamment la conversion au transport pétrolier des actifs gaziers de TransCanada. Ces changements pourraient avoir des impacts sur la capacité d’EGD à acquérir un service de transport pour ses approvisionnements et donc sur sa capacité de répondre aux besoins de sa clientèle[13].

 

[34]         Lors du dépôt de son plan d’approvisionnement le 25 juillet 2014, Gazifère soumet une correspondance d’EGD mentionnant qu’en raison notamment de cette dernière difficulté, elle pourrait, en période de pointe, ne pas être en mesure de fournir jusqu’à 16 % de la demande de ses clients à compter du 31 octobre 2016.

 

[35]         Lors des audiences, EGD précise qu’en raison de plusieurs efforts de sa part et de discussions continues avec TransCanada, les besoins des clients qui pourraient ne pas être répondus passeront de 16 % à 10 % et que ces contraintes de capacité de transport, le cas échéant, se manifesteront à l’hiver 2017-2018 au lieu du 31 octobre 2016.

 

[36]         EGD informe la Régie qu’elle participe activement aux processus réglementaires de différentes juridictions pour trouver des solutions à cette situation.

 

[37]         Pour le moment, Gazifère n’a pas l’intention de modifier ses politiques ou ses procédures de migration entre les différents services de transport ni de modifier ses Conditions de service et Tarif.

 

[38]         L’ACEFO et la FCEI sont inquiètes que les clients actuels de Gazifère qui ne sont pas en service‑T supportent des coûts supplémentaires ou des interruptions de service plus fréquentes ou plus longues en raison de cette situation. En effet, si les clients interruptibles migrent en service ferme ou que les clients en service‑T redeviennent des clients en service de réseau, ces retours pourraient exarcerber la problématique liée au manque de capacité de transport d’EGD.

 

[39]         L’ACEFO note que les possibilités d’intervention de la Régie se trouvent très limitées quant aux capacités de transport de Gazifère et que la Régie ne peut exercer d’autorité sur les règles et processus d’EGD. L’intervenante soutient, par contre, que la causalité des coûts doit être respectée. Elle recommande donc à la Régie :

 

« d’indiquer à Gazifère qu’elle ne sera pas autorisée à récupérer auprès de ses autres clients les coûts de transport additionnels que pourrait encourir EGD dans l’éventualité où, en l’absence de résolution de la problématique de transport occasionnée par le projet de TCPL, des migrations de clients du service interruptible au service continu ou du service T aux services du Distributeur entrainaient des achats de services de transport supplémentaires à des coûts plus élevés que ceux prévus pour ses approvisionnements planifiés »[14].

 

[40]         L’ACEFO propose également que tout client qui souhaite migrer du service interruptible au service continu ou du service‑T aux services du Distributeur, donne un avis de 18 à 24 mois. Elle recommande que des modifications aux Conditions de service et Tarif soient présentées par Gazifère dans le prochain dossier tarifaire pour rendre opérante cette obligation[15].

 

[41]         La FCEI est perplexe face aux choix d’EGD d’accepter des migrations de clients vers son service de transport ou son service ferme sans avoir la certitude de pouvoir les desservir en périodes de pointe. Elle estime que si EGD devait permettre, au nom de Gazifère, des migrations de clients du service interruptible au service ferme ou du service‑T au service de transport du Distributeur, l’actionnaire de Gazifère devrait être tenu responsable des coûts potentiels découlant de ces choix[16].

 

[42]         La FCEI suggère que la Régie établisse un énoncé de principe selon lequel Gazifère est responsable de ne pas compromettre la sécurité d’approvisionnement de sa clientèle actuelle. À cet effet, l’intervenante suggère l’ajout d’une clause pour les nouveaux clients aux termes de laquelle ils s’engagent à devenir interruptible ou à aller chercher eux‑mêmes leur propre transport si EGD n’est pas en mesure de fournir le service ferme.

 

[43]         Selon la FCEI, la Régie pourrait ainsi ordonner à Gazifère de refuser les migrations sur une base permanente si elles compromettent la sécurité d’approvisionnement des clients actuellement desservis en service continu. Elle pourrait aussi inviter Gazifère à proposer des modifications nécessaires aux Conditions de service et Tarif pour lui permettre d’offrir certains services sur une base temporaire ou un service hybride entre le service continu et le service interruptible[17].

 

[44]         SÉ-AQLPA propose un amendement aux Conditions de service et Tarif du Distributeur pour que les clients qui fournissent actuellement leur propre transport ne puissent migrer au service de transport de réseau qu’à la condition d’accepter d’être interruptibles. Il pourrait aussi y avoir des variations quant au délai d’avis associé à cette migration[18].

 

[45]         Gazifère maintient qu’elle fait tous les efforts nécessaires pour assurer l’accès au gaz naturel dans sa franchise à des prix compétitifs pour tous ses clients, existants et nouveaux, même ceux qui, dans les circonstances, demandent d’être migrés d’un service à l’autre. Elle est d’avis que toute restriction au retour des clients à son service de transport aurait des impacts négatifs inacceptables pour la région ainsi que pour ses clients, tant au niveau économique qu’environnemental, et irait à l’encontre de l’intérêt public.

 

[46]         Gazifère est en désaccord avec les recommandations de l’ACEFO et de la FCEI. Elle est d’opinion que ni l’actionnaire, ni les clients qui demandent la migration de service ne devraient subir les conséquences de la turbulence dans le marché en amont de sa franchise. Elle soumet qu’il n’y a aucun manquement de sa part qui devrait mener à faire supporter quoi que ce soit à l’actionnaire et qu’il serait totalement inacceptable de prendre les clients en service‑T de l’Ontario en otage en leur allouant seuls le surcoût[19].

 

[47]         Gazifère précise qu’à ce jour, seulement trois des 37 clients de l’Ontario qui étaient en service‑T en 2014 y seront en 2015. Ces trois clients consomment 8,6 millions de m³ de gaz naturel sur un volume total de 160 millions de m³. Les 34 autres clients ont déjà migré au service‑T de l’Ouest.

 

[48]         Gazifère précise également qu’elle a seulement trois clients au service interruptible et que le nombre historique de jours d’interruption dans sa franchise a été assez limité durant les cinq dernières années. Elle n’a pas encore observé, à ce jour, de migration de ces clients au service continu[20].

 

[49]         Gazifère est d’avis qu’en raison de l’évolution constante de la situation, il est prématuré, à ce stade-ci, pour la Régie d’imposer des modifications aux Conditions de service et Tarif ou de rendre des ordonnances qui feraient en sorte de restreindre des migrations de clients. Elle propose plutôt de revenir devant la Régie, lors de son prochain dossier tarifaire, pour déposer un plan d’approvisionnement, faire un suivi de l’évolution de la situation et proposer des pistes de solutions afin de régulariser la problématique des capacités de transport en amont de sa franchise[21].

 

[50]         La Régie est préoccupée par l’évolution du marché en amont de la franchise du Distributeur et sur sa capacité d’approvisionner l’ensemble de ses clients en gaz naturel. Elle est également préoccupée par l’impact de la migration des clients sur la sécurité et le coût d’approvisionnement des clients qui sont actuellement alimentés en service continu. La Régie est sensible aux arguments de l’ACEFO et de la FCEI à cet égard.

 

[51]         Dans le cas d’un client en service interruptible qui demande le transfert vers le service continu, la Régie note que Gazifère fait des analyses à l’interne pour s’assurer qu’un tel transfert est rentable, opérationnellement possible et conforme aux Conditions de service et Tarif[22].

 

[52]         La Régie constate que les volumes de gaz naturel que Gazifère pourrait interrompre ne sont pas suffisants pour couvrir un manque de capacité de transport en période de pointe. Ces volumes interruptibles représentent approximativement 5 % à 6 % des besoins durant ces périodes. En audience, Gazifère mentionne que, le cas échéant, elle pourrait recourir à la clause de force majeure prévue à ses Conditions de service et Tarif afin d’interrompre des clients en service continu ou ayant dépassé le nombre de jours d’interruption prévus aux tarifs. La Régie ne partage pas l’avis de Gazifère selon lequel le recours à la clause de force majeure[23] est le bon outil pour interrompre la livraison de volumes en cas d’un manque de capacité de transport pour ses approvisionnements[24].

 

[53]         La Régie juge toutefois prématuré de se prononcer sur cet enjeu. La présente décision porte sur le plan d’approvisionnement 2015; la problématique du manque de capacité de transport ne se manifestera qu’à l’hiver 2017-2018, et la situation est appelée à évoluer en raison de multiples facteurs. La Régie devra également tenir compte des décisions des autres autorités réglementaires en amont du réseau de Gazifère.

 

[54]         Pour l’ensemble de ces motifs, la Régie demande à Gazifère, lors du dossier tarifaire 2016, de faire une mise à jour de l’évolution du marché en amont de sa franchise, de suggérer des pistes de solutions face aux contraintes de capacité de transport en périodes de pointe.

 

[55]         La Régie demande également à Gazifère de lui faire part de ses réflexions sur des modifications à apporter aux Conditions de service et Tarif afin de pouvoir interrompre, en raison d’un manque de capacité de transport de gaz naturel, des clients en service continu sans utiliser la clause de la force majeure.

 

 

 

3.            Revenu requis de distribution de 2015

 

3.1             Application du mécanisme incitatif

 

[56]         Gazifère a calculé le revenu requis de distribution pour l’année témoin 2015 en appliquant la formule et les paramètres du mécanisme incitatif approuvés par la Régie dans sa décision D-2010-112[25]. Elle établit ce revenu requis à 27 430 400 $, ce qui représente une augmentation moyenne de 1,2 % des tarifs de distribution.

 

[57]         Le revenu requis de distribution de l’année 2014, utilisé dans le cadre de la formule d’ajustement du revenu pour l’année 2015, correspond au revenu requis approuvé par la Régie dans sa décision D-2013-191 au montant de 26 731 700 $[26]. Ce montant est ajusté à




la baisse pour tenir compte des comptes différés 2014, de l’amortissement des comptes de stabilisation de la température et du gaz naturel perdu, de l’impact des projets supérieurs à 450 000 $ traités en exclusion, de l’impact des facteurs exogènes ainsi que de la part des clients de l’excédent de rendement de l’année témoin 2012. Le revenu requis de distribution de l’année de base 2014, ainsi calculé, se chiffre à 22 712 800 $. Ce montant est utilisé pour déterminer le revenu requis de distribution de l’année 2015, selon la formule d’ajustement approuvée par la Régie^[27].

 

[58]         Gazifère prévoit desservir 40 633 clients en moyenne au cours de l’année témoin 2015, soit une augmentation moyenne de 704 clients ou 1,8 %, par rapport au nombre prévu pour 2014. En terme absolu, l’addition de nouveaux clients en 2015, nette des clients perdus, s’élève à 749.

 

[59]         Pour la période 2009-2013, les additions de nouveaux clients, nettes des clients perdus, passent de 1035 en 2009 à 701 en 2013, alors que la moyenne s’élève à 956. Gazifère précise que l’addition nette de nouveaux clients en 2015 est moins élevée que la moyenne des données historiques. Cela reflète le ralentissement constaté et anticipé dans le marché de la nouvelle construction[28].

 

[60]         La Régie constate que le nombre moyen de clients prévu en 2014, incluant les données réelles jusqu’au 31 juillet 2014, est sensiblement le même que celui qu’elle a approuvé pour cette année et que l’augmentation prévue pour 2015 correspond au nombre de nouveaux clients, net des clients perdus, que le Distributeur compte desservir avec ses projets d’extension et de modification du réseau.

 

[61]         La Régie constate également que les additions de clients sans chauffage de l’air et sans chauffe-eau en 2013 s’élèvent à douze, soit une augmentation de quatre clients par rapport à l’année 2012. Cette catégorie de clients demeure donc peu significative.

 

[62]         Sur la base de l’évolution réelle du nombre moyen de clients commerciaux pour les années historiques 2009 à 2013, l’ACEFO est d’avis que Gazifère surestime légèrement le nombre moyen de clients pour l’année de base 2014. Cette surestimation se chiffre à 45 clients, impliquant une hausse d’environ 26 000 $ sur le revenu requis de distribution. L’intervenante reconnaît toutefois qu’il s’agit d’un très faible écart par rapport au revenu requis de distribution proposé pour 2015 et qu’il n’y a pas lieu de remettre en question cet élément de la formule de calcul[29].

 

[63]         La Régie considère raisonnable les projections d’addition de clients de Gazifère pour l’année 2015, compte tenu des résultats réels de 2013 et des prévisions de 2014. Elle prend donc acte de la prévision du Distributeur du nombre moyen de clients pour l’année témoin 2015.

 

[64]         Gazifère utilise comme taux d’inflation la moyenne des prévisions de l’indice des prix à la consommation du Québec (IPC Québec) publiées par le Conference Board of Canada, Desjardins, Toronto Dominion Bank, CIBC World Markets et BMO Nesbitt Burns[30], conformément à la décision D-2010-112 de la Régie[31].

 

[65]         Gazifère utilise le taux nominal d’impôt dans le calcul de l’ajustement du coût du capital (facteur R) conformément à la décision de la Régie[32].

 

[66]         La Régie traitera des exclusions et des facteurs exogènes aux sections 3.2 et 3.3 de la présente décision.

 

[67]         Conformément à la décision D‑2014‑114 de la Régie^[33], Gazifère a réduit le revenu requis de distribution pour l’année témoin 2015 de la part qui revient aux clients de l’excédent de rendement de l’année tarifaire 2013. Cette part de l’excédent se chiffre à 72 200 $, soit 67 555 $ plus intérêts.

 

[68]         Gazifère établit son revenu requis de distribution de l’année 2015 en utilisant le taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire de 9,10 % autorisé par la Régie dans sa décision D-2014-114 rendue dans le cadre de la phase 2 du présent dossier[34].

 

[69]         La Régie constate que le Distributeur a calculé le revenu additionnel requis pour l’année témoin 2015 conformément à la formule d’ajustement du revenu de distribution et aux paramètres du mécanisme incitatif qu’elle a approuvés pour la période du 1^er janvier 2011 au 31 décembre 2015^[35].

 

[70]         La Régie approuve les paramètres utilisés et le calcul fait par Gazifère pour établir le revenu requis de distribution pour l’année témoin 2015, sujets aux modifications à apporter à l’ensemble des éléments découlant de la présente décision.

 

 

3.2             Exclusions

 

[71]         Les exclusions représentent des charges établies sur la base du coût de service. Il s’agit du facteur Y de la formule du mécanisme incitatif. Pour l’année témoin 2015, Gazifère établit le montant des exclusions à 3 425 900 $, soit une hausse de 265 900 $, comparativement à 3 160 000 $ pour l’année 2014.

 

[72]         Les exclusions se regroupent principalement en trois grandes catégories, soit les exclusions courantes, les montants approuvés par la Régie dans ses décisions antérieures et les sommes associées aux projets d’investissements supérieurs à 450 000 $. De plus, l’impact sur le coût de service relié à la variation du compte de stabilisation de la température, inclus à la base de tarification, est pris en compte à titre d’exclusion dans le calcul du revenu requis.

 

Programme de francisation

 

[73]         Gazifère demande à la Régie d’approuver l’ajout d’une exclusion à la formule de mécanisme incitatif afin de tenir compte de l’impact sur le coût de service du projet de mise en œuvre du programme de francisation pour lequel elle a obtenu une autorisation de la Régie[36].

 

[74]         Gazifère fait valoir que ce projet ne génère pas de revenus additionnels et que sans l’ajout de cette exclusion, elle pourrait se retrouver dans une situation de manque à gagner alors qu’elle soutient avoir le droit de récupérer ces coûts. Ce montant tient compte des charges d’exploitation, de l’amortissement, de l’impôt et du rendement.

 

[75]         De plus, en suivi de la décision D-2014-020, Gazifère présente la ventilation des coûts du programme de francisation ainsi que l’impact sur le coût de service pour la période 2014 à 2022.

 

[76]         La Régie constate que pour l’année 2015, l’impact sur le coût de service est estimé à 229 500 $, soit une baisse de 95 600 $ comparativement au montant initialement prévu de 325 100 $. Questionnée à cet effet, Gazifère mentionne qu’une erreur de calendrier s’est glissée dans la demande d’autorisation du projet. Initialement, la disposition du compte de frais reportés (CFR) était prise en compte dans l’année 2015 alors qu’elle aurait dû être considérée dans l’année 2016. Selon le Distributeur, la réalisation du programme de francisation suit son cours, tel que prévu.

 

[77]         Le Distributeur demande donc l’autorisation d’inclure le montant de cet impact, estimé à 229 500 $, dans l’établissement du revenu requis du service de distribution pour l’année témoin 2015.

 

[78]         La Régie prend acte du dépôt de la ventilation des coûts du programme de francisation ainsi que l’impact de ce programme sur le coût de service de Gazifère.

 

[79]         La Régie approuve l’ajout d’une exclusion à la formule du mécanisme incitatif afin de tenir compte de la mise en oeuvre du programme de francisation. Pour l’année témoin 2015, elle autorise l’inclusion d’un montant de 229 500 $ dans la détermination du revenu requis du service de distribution.

[80]         Le tableau 2 présente les exclusions prévues pour l’année 2015.

 

Tableau 2

Montants des exclusions de l’année 2015[37]

 

 

Note 1 :   À partir de l’année 2010, les montants pour la normalisation de la température présentés à titre d’exclusion      correspondent au montant brut avant impôts, conformément à la décision D-2011-186.

Note 2 :   La présence d’arrondis explique l’écart entre la somme des éléments et le montant demandé par Gazifère.

[81]         Gazifère demande à la Régie d’approuver, à titre d’exclusions, les charges réglementaires, les charges liées au PGEÉ et la charge reliée à la quote-part à verser au ministre de l’Énergie et des Ressources naturelles prévues pour 2015. Elle lui demande également de l’autoriser à inclure ces charges dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015.

 

[82]         Gazifère demande également d’être autorisée à inclure dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015, à titre d’exclusions, les soldes des comptes d’écarts relatifs aux charges réglementaires, aux programmes d’efficacité énergétique et à la quote-part versée au ministre des Ressources naturelles et de la Faune.

 

[83]         La Régie constate que les exclusions visées par les demandes de Gazifère sont établies selon les paramètres approuvés du mécanisme incitatif.

 

[84]         Pour les motifs présentés à la section 8 de la présente décision, la Régie autorise l’inclusion d’un budget de 285 213 $ dans l’établissement du revenu requis pour le PGEÉ de l’année 2015 au lieu du montant de 564 000 $ demandé par Gazifère.

 

[85]         En conséquence, la Régie approuve un montant de 3 147 113 $ pour les exclusions reliées à l’année témoin 2015 et autorise leur prise en compte dans l’établissement du revenu requis 2015.

 

 

3.3             Exogènes

 

3.3.1           Charge reliée aux régimes de retraite

 

[86]         Pour l’année témoin 2015, Gazifère prévoit un montant de 448 000 $ pour la charge relative aux régimes de retraite, soit une cotisation à débourser de 618 000 $, duquel sont soustraits la portion de 50 900 $ allouée aux activités non réglementées ainsi que le montant de 119 200 $ capitalisé dans les immobilisations.

 

[87]         Selon le rapport des actuaires Mercer, la Régie constate que la cotisation de Gazifère pour 2015 pourrait être nulle, si tel était le choix d’EGD :

 

« As summarized in section 2, the RPP as a whole had a going concern funding excess of $40,346,900 and a solvency deficit of $2,194,900 as at December 31, 2013. The solvency deficiency was fully funded by special payments in 2014 and therefore no special payments are required for 2015 and 2016 on the basis of the assumptions and methods described in the 2013 Report. Accordingly, Enbridge Gas Distribution Inc. and the other participating employers on the RPP are permitted to apply the going concern funding excess to reduce employer required current service cost contributions for these years. Under the terms of the plan, the going concern funding excess may also be applied to reduce employer required DC contributions in 2015 and 2016.

 

If the going concern funding excess is applied against the required 2015 contributions, the minimum 2015 contribution requirement for Gazifère Inc. is $0. We note however, that if actual experience develops in line with the assumptions in the 2013 Report and Enbridge Gas Distribution Inc. and the participating employers elect to apply the going concern funding excess against required contributions, the financial position of the plan is expected to deteriorate and a new solvency deficit is expected to emerge when the next required valuation report is filed »[38]. [nous soulignons]

 

[88]         En audience, Gazifère précise que la décision d’EGD d’appliquer ou non les surplus des régimes de retraite pour s’exempter du paiement de la cotisation prévue pour 2015 ne sera pas connue avant le début de l’année tarifaire 2015. Par prudence, Gazifère a choisi d’inclure le montant de sa contribution aux régimes de retraite en 2015 et demande qu’un montant de 448 000 $ lui soit reconnu à titre d’exogène.

 

[89]         Au soutien de cette demande, le Distributeur fait valoir que si EGD décidait de ne pas contribuer au régime de retraite, les sommes perçues en trop auprès des clients seraient comptabilisées dans un compte d’écart, qui sera éventuellement liquidé.

 

[90]         La Régie constate que le montant réel des charges associées au régime de retraite inclus dans le revenu requis est non déterminé au moment de la présente décision. Elle tient compte du fait que la différence entre le montant autorisé et celui effectivement déboursé sera comptabilisé au compte d’écart relié aux régimes de retraite.

 

[91]         Pour l’année témoin 2015, la Régie autorise un montant de 448 000 $ à titre d’exogène pour la charge reliée aux régimes de retraite.

 

 

3.3.2           Frais de gestion du système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre

 

[92]         Pour l’année témoin 2015, Gazifère demande à la Régie d’approuver le maintien du facteur exogène pour les frais de gestion du système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (SPEDE) et de l’autoriser à engager des charges de 156 000 $.

 

[93]         Le tableau 3 présente le détail du budget demandé.

 

Tableau 3

Budget prévu pour la gestion du SPEDE 2014 et 2015

(en 000 $)

 

Source : pièces A-0029 et B-0115.

 

[94]         Gazifère fait valoir que les activités liées à la couverture des émissions de GES attribuables à ses clients, et en conséquence les coûts y afférents, ne font pas partie de la formule d’indexation du mécanisme incitatif. Sans le maintien de ce facteur exogène, elle indique qu’elle ne sera pas en mesure de récupérer les coûts qu’elle doit encourir en 2015 pour se conformer à la réglementation relative au SPEDE.

 

[95]         De plus, elle indique que l’application de la réglementation relative au SPEDE requiert de nouvelles dépenses qui n’auraient pas été requises si la contribution au Fonds vert n’avait pas été remplacée par le SPEDE. Selon le Distributeur, ces nouveaux frais de gestion ne font pas partie du revenu requis de base de la formule actuelle, ce qui requiert le maintien du facteur exogène.

 

[96]         Gazifère propose également de maintenir le CFR hors base de tarification approuvé par la Régie dans sa décision D-2013-191[39] dans lequel seront comptabilisés les écarts entre les dépenses associées à la gestion du SPEDE réellement encourues par Gazifère en 2015 et celles qui seront incluses dans les tarifs.

 

[97]         Gazifère souligne que ces frais seront inclus dans le coût de service à compter de 2016 et au revenu requis de base de la formule du prochain mécanisme incitatif.

 

[98]         Questionnée sur le budget en fonction des différentes stratégies de couverture étudiées, Gazifère fait valoir la nécessité d’autoriser l’entièreté du montant prévu pour la gestion du SPEDE, incluant les frais de consultant et d’analyses, peu importe la stratégie retenue. S’il advenait qu’elle n’ait pas à engager de tels frais, l’économie réalisée serait remise aux clients via le CFR associé aux frais de gestion du SPEDE.

 

[99]         Gazifère indique que les ressources humaines dédiées à la gestion du SPEDE travaillent à pleine capacité et avec peu de budget. Selon elle, se conformer à la réglementation sur le SPEDE implique de grandes étapes qui sont peu connues. Elle indique partager l’espoir de la Régie qu’elle s’améliorera au fil du temps et qu’elle n’aura pas besoin de services externes pour suivre le marché du carbone. Cependant, pour l’établissement du budget de l’année 2015, elle préfère être prudente, considérant qu’il s’agit de la première année où la stratégie d’acquisition des droits d’émission sera mise en place.

 

[100]    En ce qui a trait aux frais financiers reliés aux lettres de crédit et transferts gouvernementaux, Gazifère indique qu’ils pourraient effectivement être plutôt comptabilisés dans le CFR-SPEDE et non dans le budget de gestion du SPEDE.

 

[101]    L’ACEFO considère élevé le budget demandé par Gazifère pour les frais de gestion du SPEDE. Selon l’intervenante, il serait plus raisonnable de prévoir un montant de 35 000 $ pour les salaires, 30 000 $ pour les frais de consultant et 20 000 $ pour les analyses sur l’état du marché. L’ACEFO considère qu’un budget réduit à 100 000 $ ne compromettrait pas la participation de Gazifère aux enchères.

 

[102]    De plus, si la Régie considère le maintien du facteur exogène, l’ACEFO recommande de l’accepter uniquement pour la dernière année d’application du mécanisme, conditionnellement à un suivi de sa justification lors du prochain dossier tarifaire.

 

[103]    Sur ce sujet, la Régie se prononçait comme suit dans sa décision D-2013-191 :

 

« [200] La Régie réexaminera, dans le dossier tarifaire 2015, la pertinence de maintenir un facteur exogène pour les coûts de gestion du SPEDE qui pourraient être récurrents d’année en année, incluant le salaire de l’employé à temps partiel qui devrait normalement être inclus dans le revenu requis de base du mécanisme incitatif »[40].

 

[104]    La Régie est d’avis que Gazifère doit disposer des conditions adéquates pour mettre en œuvre la stratégie retenue et parfaire ses connaissances à l’interne en ayant comme objectif de minimiser les coûts pour les clients.

 

[105]    La Régie prend également acte du fait que les frais de gestion du SPEDE seront inclus au revenu requis de base de la prochaine formule du mécanisme incitatif.

 

[106]    La Régie approuve, de façon exceptionnelle et pour l’année 2015 uniquement, le maintien de l’exogène relié aux frais de gestion du SPEDE.

 

[107]    En ce qui a trait au budget demandé pour la gestion du SPEDE en 2015, la Régie demande à Gazifère de comptabiliser les frais financiers reliés à l’acquisition des droits d’émission dans le CFR-SPEDE au même titre que les coûts des droits d’émission.

 

[108]    Par ailleurs, considérant la stratégie d’acquisition des droits d’émission retenue à la section 9, la Régie ne juge pas nécessaire d’approuver la totalité du budget demandé pour les frais de gestion du SPEDE. Elle invite le Distributeur à développer davantage son expertise à l’interne pour se conformer à la réglementation relative au SPEDE plutôt que de recourir aux services externes. Elle juge excessif le recours aux services externes, tel que proposé. Conséquement, la Régie autorise un budget de 30 000 $ pour les rubriques consultant, analyses et déclaration.

 

[109]    Considérant ce qui précéde, la Régie approuve un budget de 85 000 $ pour les frais de gestion du SPEDE et autorise son inclusion dans la détermination du revenu requis du service de distribution pour l’année témoin 2015.

 

[110]    La Régie approuve le maintien du CFR approuvé dans la décision D‑2013‑191 afin de comptabiliser les écarts entre les dépenses associées à la gestion du SPEDE encourues par Gazifère en 2015 et celles qui sont incluses dans les tarifs. Cependant, tout dépassement du budget accordé devra être justifié par le Distributeur et faire l’objet d’une approbation de la Régie dans le cadre de la fermeture réglementaire 2015.

 

 

 

4.            Prévision de la demande de gaz naturel

 

[111]    Gazifère prévoit que 168,2 millions de m³ de gaz naturel seront consommés en 2015 par ses clients. Cette prévision est basée sur une estimation de consommation de 64,8 millions de m³ pour le secteur résidentiel, de 59,4 millions de m³ pour le secteur commercial et de 44,0 millions de m³ pour le secteur industriel, dont 23 millions de m³ seraient associés au service interruptible[41].

 

[112]    Gazifère estime à 22 964,5 10³m³ les volumes pour le marché industriel en service interruptible en 2015, soit une baisse de 24 % par rapport aux volumes réels observés de 30 079,3 10³m³ en 2013. Elle explique cette baisse des volumes prévus par la reprise de l’utilisation de la biomasse par un client. Le budget de 2015 est basé sur une estimation qui a fait l’objet de discussions avec le client lors de la renégociation de son contrat[42].

 

[113]    La méthode de prévision des volumes pour les trois clients en service‑T au tarif 9 demeure la même que celle utilisée l’année dernière et repose sur des discussions que Gazifère a eues avec ces clients quant à leurs besoins en gaz naturel prévus pour l’année témoin. Ces discussions ont également eu lieu lors de la renégociation de leur contrat.

 

[114]    L’ACEFO émet des réserves sur la prévision de Gazifère relative à la croissance des volumes des clients commerciaux. L’intervenante la trouve optimiste par rapport aux tendances historiques observées. Toutefois, elle note la probabilité d’une variation ponctuelle des volumes requis par les clients industriels et de leur importance relative. Dans un contexte d’incertitude entourant la disponibilité des capacités de transport au delà du 31 octobre 2016, elle estime qu’une légère surestimation des approvisionnements gaziers requis pour les clients en service continu du Distributeur pourrait s’avérer fort utile plutôt que de constituer un inconvénient. L’ACEFO recommande donc à la Régie de prendre acte des prévisions de volumes de Gazifère pour les années 2015-2017 et de les accepter[43].

 

[115]    La Régie est satisfaite de constater que Gazifère maintient les rencontres avec ses clients industriels pour discuter de leurs besoins en gaz naturel, conformément à sa demande[44]. Elle juge que le niveau de prévision de Gazifère pour ses clients industriels au tarif 9 pour l’année témoin 2015 est raisonnable, dans les circonstances, puisqu’il se compare aux prévisions de 2014.

 

[116]    La Régie prend acte de la prévision de la demande de Gazifère en 2015 de 22 964 500 m³ de gaz naturel de ses clients industriels en service interruptible.

 

[117]    La Régie juge raisonnables les prévisions de Gazifère des volumes de ventes dans les marchés résidentiel, commercial et industriel en service continu, pour l’année témoin 2015, puisqu’elles sont similaires aux volumes réels de 2013 et aux prévisions de 2014.

 

 

 

5.            Investissements reliés aux projets d’extension et de modification du réseau inférieurs à 450 000 $

 

[118]    Gazifère présente, au tableau 4, ses dépenses prévisionnelles reliées aux projets d’extension et de modification du réseau de moins de 450 000 $ ne nécessitant pas d’approbation individuelle.

 

Tableau 4

Projets d’extension et de modification du réseau[45]

 

 

[119]    Gazifère informe la Régie qu’elle est à l’étape finale de ses discussions avec la Ville de Gatineau dans le but de conclure une entente quant aux conditions d’installation de son réseau dans les emprises de rues de cette dernière et que cette entente entrerait en vigueur à compter du 1^er janvier 2014. Elle estime que les coûts résultant de la mise en œuvre de cette entente, le cas échéant, seront de 445 000 $ pour 2015. Ce montant, inclus dans les investissements prévus pour 2015, comprend un montant forfaitaire d’environ 100 000 $ pour la gestion et l’administration des demandes de Gazifère, équivalant à 2 % de la valeur des travaux d’implantation ou d’amélioration effectués par Gazifère sur le territoire de la Ville, et une part du coût des travaux nécessaires pour donner suite aux demandes de déplacement de son réseau formulées par la ville. Cette part est établie en proportion de la valeur amortie des infrastructures déplacées et est estimée à 345 000 $ pour 2015.

 

[120]    Pour 2015, la réalisation de ces projets devrait permettre à Gazifère de desservir 816 nouveaux clients, avec des investissements en capital de 3 628 700 $ liés aux additions de clients. Le solde des investissements en capital prévus de 2 490 300 $ est lié à l’entretien du réseau[46].

 

[121]    Gazifère précise que l’augmentation des investissements par client de 3 958 $ en 2014 à 4 447 $ en 2015, soit une augmentation de 12,4 %, s’explique principalement par une addition moindre de clients comparativement aux années passées en raison du ralentissement dans le domaine de la nouvelle construction. Cette situation résulte de l’incertitude relative à l’emploi qui règne dans la région de l’Outaouais et non du taux de pénétration plus faible du gaz naturel dans les marchés. Le Distributeur prévoit une amélioration du secteur de la nouvelle construction au cours des prochaines années[47].

 

[122]    Le résultat de l’analyse de rentabilité est positif, puisqu’il démontre que les investissements liés aux additions des clients dégagent une valeur actuelle nette (VAN) de 835 079 $ et un taux de rendement interne (TRI) de 7,57 %[48].

 

[123]    L’ACEFO recommande à la Régie d’effectuer, dès le prochain dossier tarifaire, un examen de la justification des investissements du Distributeur dans son réseau. L’intervenante suggère que cet examen inclut une analyse de rentabilité qui permettrait de différencier les additions de nouveaux clients qui permettent une densification du réseau de distribution de celles qui ne le permettent pas[49].

 

[124]    La FCEI note que le plan de développement de Gazifère présente un taux de rendement combiné des marchés résidentiels et commerciaux de 7,57 %. Elle est préoccupée par le fait qu’un rendement si faible ne cache une rentabilité négative du développement résidentiel en raison de l’utilisation d’un taux d’actualisation trop faible, de la propension du marché commercial à offrir une rentabilité supérieure à celle du marché résidentiel et de l’utilisation d’une durée de vie relativement longue des investissements dans le secteur résidentiel. L’intervenante souligne que le taux d’actualisation utilisé par Gazifère ne correspond pas à un coût en capital prospectif et questionne aussi la justesse d’utiliser le coût du capital après impôt. Selon elle, en utilisant le coût en capital prospectif avant impôt de 7,42 %, la rentabilité de l’ensemble du développement proposé par Gazifère serait quasi nulle.

 

[125]    La FCEI recommande donc à la Régie de demander à Gazifère de présenter, au prochain dossier tarifaire, une justification du choix et du calcul du taux d’actualisation utilisé dans l’analyse de rentabilité et une évaluation de la rentabilité de son développement résidentiel sur la base de coûts et de revenus réels. Sur ce dernier point, l’intervenante suggère le regroupement des sous-segments de prolongements de réseau qui ne desservent que des clients résidentiels, au cours des deux ou trois dernières années[50].

 

[126]    Gazifère précise que pour ses analyses de faisabilité des projets, elle utilise les taux les plus récents approuvés par la Régie. Sur l’horizon d’investissement d’un projet, elle maintient les tarifs constants ainsi que les paramètres utilisés pour l’étude de faisabilité, incluant la structure de capital. Elle soumet que, lorsqu’un paramètre tel que le taux de la dette change, les tarifs devraient également changer pour lui permettre d’obtenir le rendement autorisé. Selon elle, une telle approche permettra à la Régie d’évaluer les projets sur la base des paramètres les plus récents qu’elle a approuvés. Elle soumet que cette approche est cohérente avec celle utilisée par EGD et acceptée par la CEO. Elle souligne que son coût de capital prospectif, comprenant à la fois la dette historique et la nouvelle dette, est déposé à la Régie depuis son dossier tarifaire 2011.

 

[127]    Le Distributeur précise qu’il n’utilise pas isolément la dette historique mais plutôt un regroupement de dettes basé sur les émissions courantes et les nouvelles émissions. Ces dernières émissions sont contractées aux taux courants afin de rencontrer les besoins de financement globaux d’une compagnie d’utilité publique[51]. Il justifie l’utilisation du coût en capital prospectif après impôt par l’utilisation des revenus d’opération après impôt pour le calcul de la valeur présente nette du projet[52].

 

[128]    Gazifère indique que la comparaison faite par l’ACEFO et la FCEI sur la rentabilité du plan de développement de Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro), plus particulièrement quant au secteur résidentiel, ne correspond pas à la réalité de son marché. Elle souligne qu’elle est un petit distributeur gazier limité actuellement à une seule municipalité, dont la densité des consommateurs au km² est largement supérieure à celle de Gaz Métro. La baisse de rentabilité de son plan de développement des dernières années s’explique en partie par l’ajout de clients commerciaux à plus faible consommation[53]. De plus, le Distributeur souligne que le développement de son secteur résidentiel a diminué en raison d’un ralentissement de la nouvelle construction résidentielle au cours des dernières années, à la suite des décisions au niveau de l’emploi au gouvernement fédéral[54].

 

[129]    La Régie note que Gazifère effectue une analyse de rentabilité pour tous ses projets d’investissement nécessitant une extension de réseau et que ces projets doivent passer le test de rentabilité, sans quoi une contribution sera requise du client conformément aux Conditions de service et Tarif[55]. Elle note également que l’approche utilisée par le Distributeur diffère de l’approche portefeuille de Gaz Métro, qui peut inclure des projets non rentables dans son plan de développement et que la réalité de Gazifère est bien différente de celle de Gaz Métro[56].

 

[130]    La Régie remarque, par ailleurs, que l’analyse de rentabilité du plan de développement du Distributeur ne peut se faire en séparant les clients résidentiels des clients commerciaux et que Gazifère n’effectue pas d’analyses de rentabilité distinctes par type de clients et par type de marchés. De telles analyses ne seraient possibles qu’avec des hypothèses de séparation des coûts entre les types de consommateurs, ce que Gazifère n’a jamais fait[57]. Par conséquent, la Régie ne retient pas les recommandations de l’ACEFO et de la FCEI d’exiger de Gazifère des analyses de rentabilité par segments de clients.

 

[131]    Par conséquent, la Régie approuve les déboursés de 6 119 000 $ qui sont reliés aux projets d’extension, de modification et d’entretien du réseau de distribution dont le coût de chacun des projets est inférieur à 450 000 $.

 

 

 

6.            Coût en capital prospectif

 

[132]    Gazifère présente le calcul du coût en capital prospectif pour lequel elle ne demande pas d’autorisation à la Régie[58].

 

[133]    La Régie constate un changement de méthode de calcul de ce coût de capital prospectif. En effet, lors du projet d’extension de réseau Escarpement Limbour[59], Gazifère présentait le calcul du coût en capital prospectif après impôt en utilisant le taux de la dette à long terme prospective[60]. Or, dans le présent dossier, Gazifère calcule le coût en capital prospectif après impôt en utilisant le taux de la dette à long terme, combinant la dette historique et prospective de 5,39 %[61] au lieu d’utiliser uniquement le taux de la dette prospective de 6,59 %[62].

 

[134]    En réponse à une DDR[63], Gazifère précise qu’elle ne trouve aucune explication au changement de méthode appliqué en 2007. Elle croit que le changement apporté à la méthode de calcul a été réalisé par souci d’harmonisation avec les pratiques d’EGD. À la suite des demandes de la Régie, elle présente le coût en capital prospectif en utilisant uniquement le taux de la dette prospective. Le résultat s’établit à 7,42 %[64] et à 6,41 % lorsque l’économie d’impôt reliée aux frais financiers est intégrée.

 

[135]       Gazifère indique que l’utilisation du coût en capital prospectif, incluant uniquement la nouvelle dette, est conforme avec la théorie économique. Elle ajoute :

 

« Bien que la méthodologie qu’elle utilise (taux de rendement sur la base de tarification qui correspond au coût moyen en capital pondéré) soit légèrement différente de la théorie économique et financière, Gazifère considère que cette méthodologie est représentative d’une entreprise d’utilité publique dont les tarifs sont réglementés »[65].

 

[136]    Gazifère explique que certains éléments militent en faveur de l’utilisation du taux de la base de tarification plutôt que le taux de la nouvelle dette. Elle soutient que son financement ne se fait pas en mode marginal mais plutôt en mode groupé, lequel combine l’ensemble de ses besoins de financement, tenant compte des besoins totaux en capitaux de l’entreprise, de l’état actuel de la structure du capital et la nature des amortissements durant l’année.

 

[137]    Enfin, Gazifère indique qu’elle ne s’oppose pas à utiliser le coût en capital prospectif incluant uniquement la nouvelle dette, si la Régie considère que cette méthodologie serait plus appropriée. En audience, Gazifère ajoute qu’elle est consciente que sa méthode diffère de celle utilisée par Gaz Métro et Hydro-Québec et que si la Régie préfère qu’elle utilise la même méthode que celle utilisée par les autres distributeurs, elle n’y voit pas d’inconvénient[66].

 

[138]    Dans sa preuve, la FCEI note que le coût en capital prospectif est basé sur le taux moyen de la dette plutôt que sur le taux prévu de la nouvelle dette. L’intervenante indique que la décision D-97-25 a établi que le coût en capital prospectif devait être basé sur le coût de la nouvelle dette et non sur le coût moyen de la dette.

 

[139]    De plus, la FCEI se questionne sur la justesse d’utiliser le coût en capital prospectif après impôt plutôt qu’avant impôt. Selon l’intervenante, les clients paient l’impôt additionnel qu’engendre le projet, il serait donc logique que le taux d’actualisation corresponde au coût en capital prospectif avant impôt[67]. En audience, la FCEI précise que l’objectif est d’obtenir une analyse la plus réelle possible de la rentabilité attendue d’un projet ou d’un investissement[68].

 

[140]    La Régie constate que les autres entreprises réglementées demandent l’autorisation de leur coût en capital prospectif et qu’elles utilisent dans le calcul du coût en capital prospectif le coût de la dette prospective uniquement (nouvelle dette). Dans sa décision D-97-25, la Régie indiquait : 

 

« La Régie est d’avis que l’utilisation d’un coût en capital prospectif telle que proposée est valable puisqu’il reflète les taux de marché qui serviront de base au financement des nouveaux projets alors que le coût en capital actuellement utilisé inclut des taux qui, dans certains cas, ont été contractés il y a 20 ans et ne reflètent donc plus les taux de marché actuellement disponibles »[69].

 

[141]    La Régie considère que l’utilisation du coût moyen de la dette peut causer une sous-estimation ou une surestimation du coût de la dette d’un projet d’investissement, selon la valeur du taux de la dette prospective. Elle est également d’avis que l’utilisation du coût de la dette prospective dans le calcul du coût en capital prospectif est un meilleur estimateur du coût de financement d’un projet d’investissement. Par conséquent et par souci de cohérence avec les autres entreprises réglementées, la Régie ordonne à Gazifère d’utiliser uniquement le coût de la dette prospective dans la méthode de calcul du coût en capital prospectif.

 

[142]    Aux fins d’évaluation d’un projet d’investissement, la Régie ne retient pas que l’utilisation du coût de la dette prospective doive s’accompagner également d’un ajustement du tarif. Selon elle, si les tarifs sont ajustés aux fins d’une évaluation d’un projet d’investissement pour tenir compte du coût de la dette prospective, alors cette évaluation devient circulaire car elle suppose que les coûts sont inclus aux tarifs, ce qui fausserait le calcul de la rentabilité d’un projet d’investissement.

 

[143]    Aux fins d’évaluation d’un projet d’investissement, la Régie précise qu’il faut utiliser les derniers tarifs en vigueur et les maintenir fixes pour l’horizon du projet, afin de constater la rentabilité du projet avant son effet sur les tarifs. Par la suite, il faut mesurer l’impact tarifaire sur l’horizon du projet afin d’évaluer l’effet de l’addition des revenus et coûts de ce projet sur les tarifs.

 

[144]    La Régie ordonne à Gazifère de déposer le calcul détaillé du coût en capital prospectif et de demander l’autorisation pour tout changement méthodologique à son cadre réglementaire.

 

[145]    Elle ordonne également à Gazifère, lors des prochains dossiers tarifaires, de déposer pour approbation son coût en capital prospectif.

 

[146]    Enfin, la Régie demande à Gazifère de mettre à jour, au plus tard le 12 décembre 2014, le calcul du coût en capital prospectif afin de tenir compte de la présente décision et aux fins d’autorisation par la Régie.

 

Traitement de l’impôt

 

[147]    En ce qui a trait au traitement de l’impôt dans le calcul du coût en capital prospectif, la Régie considère nécessaire de distinguer certains éléments quant au taux utilisé, afin d’évaluer la rentabilité d’un projet.

 

[148]    Aux fins d’évaluation de la rentabilité d’un projet, il faut comparer le TRI généré par le projet avec le coût en capital prospectif après impôt, si le flux monétaire utilisé dans le calcul du TRI n’intègre pas la notion d’économie d’impôt reliée aux frais financiers. Si le flux monétaire utilisé dans le calcul du TRI intègre la notion d’économie d’impôt reliée aux frais financiers, alors l’utilisation du coût en capital prospectif avant impôt doit être utilisée.

 

[149]    La Régie est d’avis qu’il est plus simple d’utiliser le coût en capital prospectif après impôt et ainsi comparer le TRI généré par le projet en n’intégrant pas la notion d’économie d’impôt reliée aux frais financiers dans le flux monétaire.

 

[150]    En ce qui a trait au taux de l’avoir propre, la Régie est d’avis que l’utilisation du taux de l’avoir propre après impôt est plus appropriée, tout en tenant compte de l’estimation des impôts à payer sur les profits du projet dans le flux monétaire. Un calcul séparé pour estimer les impôts à payer doit être présenté aux fins d’évaluation du projet.

 

[151]    En conclusion, la Régie est d’avis que les taux utilisés dans le calcul du coût en capital prospectif doivent tenir compte du traitement fiscal utilisé dans les flux monétaires lors de l’évaluation de la rentabilité d’un projet.

 

 

 

7.            Méthode de récupération des revenus additionnels requis de distribution

 

[152]    Gazifère propose d’allouer son revenu requis de distribution de l’exercice 2015 par classe tarifaire, selon la méthode d’allocation des coûts approuvée par la Régie dans ses décisions D-2006-158 et D-2011-186[70]. Elle propose également de garder les obligations minimales mensuelles de ses tarifs de distribution à leur niveau de 2014, maintenant ainsi en 2015 la récupération des coûts fixes approximativement au même niveau que celui des années antérieures[71].

 

[153]    À la suite de la mise en place du Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre[72] (le Règlement concernant le SPEDE), l’année 2015 sera la première année où Gazifère devra gérer les achats des droits d’émission de GES de sa clientèle, excluant les clients qui sont qualifiés à titre d’Émetteur[73]. Elle propose d’allouer les frais de gestion du SPEDE à l’ensemble de la clientèle, sauf la clientèle des tarifs 5 et 9, sur la base des consommations totales de gaz naturel de chaque classe tarifaire[74].

 

[154]    Gazifère propose d’ajuster les ratios revenu/coût (R/C) des classes tarifaires par rapport à leur niveau de 2014 en haussant les revenus alloués au tarif 2 – Service résidentiel et baissant les revenus alloués au tarif 1, 3, 5 et 9. Le revenu additionnel requis de distribution demandé pour l’année 2015 sera entièrement récupéré auprès des clients au tarif 2 et permettra d’augmenter le ratio R/C de cette classe tarifaire qui passerait de 0,86 en 2014 à 0,87 en 2015.

 

[155]    Gazifère soumet que les ajustements qu’elle propose sont appropriés en raison du faible impact tarifaire pour les clients au tarif 2, soit une augmentation de 0,9 % pour ces clients[75].

 

[156]    L’ACEFO allègue que l’objectif premier d’un mécanisme incitatif est de faire bénéficier l’ensemble des clients des gains de productivité réalisés. C’est pourquoi il serait contre-indiqué d’autoriser une répartition différenciée de l’augmentation des revenus de distribution dans le contexte de la dernière année d’application du présent mécanisme incitatif. Elle recommande donc le rejet de la proposition du Distributeur et le maintien des ratios R/C actuels des tarifs[76]. Elle souligne que la répartition uniforme de l’augmentation des revenus de distribution proposée, sans correction des ratios R/C des classes tarifaires, occasionnerait des augmentations de 0,2 % au tarif 1, de 0,5 % au tarif 2, de 0,1 % au tarif 3 et de 0,1 % au tarif 9.

 

[157]    L’ACEFO affirme que, sans modification du ratio R/C, les clients au tarif 2 auraient déjà une augmentation tarifaire plus importante que ceux des autres classes tarifaires. Ces clients auront même un bénéfice moindre dans le cas d’une baisse de revenu requis de distribution. Elle est d’avis que l’interfinancement dont bénéficient les clients au tarif 2 du Distributeur serait la contrepartie de la sécurité et de la stabilité des revenus qu’une clientèle résidentielle offre à un distributeur et que le déséquilibre entre les tarifs en termes d’allocation des coûts n’est pas exclusif à Gazifère. Elle ne croit pas que dans les quatre dernières années, une correction de l’interfinancement ait été proposée[77].

 

[158]    La FCEI appuie l’objectif de Gazifère de rééquilibrer le niveau d’interfinancement. Elle est satisfaite de l’approche progressive adoptée par le Distributeur à cet égard depuis quelques années. Elle estime que le rééquilibrage des tarifs doit être poursuivi, voire accéléré, pour améliorer la rentabilité du développement résidentiel. Selon l’intervenante, la proposition de Gazifère est un minimum acceptable[78].

 

[159]    SÉ-AQLPA recommande à la Régie d’accepter la proposition de Gazifère de porter la hausse de tarif proposée pour 2015 entièrement sur le tarif 2, afin de réduire l’interfinancement en faveur de ce tarif[79]. Il suggère que le ratio R/C des clients au tarif 2 soit maintenu à son niveau de 2014, soit 85,5 %, dans le cas où la hausse du revenu requis de distribution était nulle ou négative[80].

 

[160]    Aucun intervenant ne s’oppose à la proposition de Gazifère d’allouer les frais de gestion du SPEDE aux différentes classes tarifaires, sauf aux tarifs 5 et 9, sur la base des consommations totales de gaz naturel de chaque classe tarifaire.

 

[161]    La Régie est d’avis que tous les clients du Distributeur bénéficient de son obligation d’efficacité, telle que captée par le facteur de productivité intégré dans la formule d’ajustement du revenu requis de distribution de son mécanisme incitatif. Elle constate que Gazifère tient compte de son budget et de ses prévisions du nombre de clients ainsi que des volumes de l’année témoin, quand elle alloue les coûts de distribution à chaque classe de clients, conformément aux principes et critères de l’étude d’allocation des coûts approuvée par la Régie.

[162]    La Régie considère qu’une telle approche permet au Distributeur d’actualiser la répartition des coûts entre chaque classe de clients, les ratios R/C et les impacts tarifaires pour chacune de ces classes[81].

 

[163]    La Régie ne retient donc pas l’argument de l’ACEFO visant une répartition uniforme de l’augmentation des revenus de distribution. Cet argument ne reconnaît d’ailleurs pas les efforts du Distributeur de réduire le déséquilibre des prix entre les classes tarifaires aux cours des dernières années.

 

[164]    La Régie note, par ailleurs, qu’il est possible de corriger les ratios R/C même avec une hausse tarifaire nulle. Selon Gazifère, il demeure nécessaire dans ce cas d’allouer un montant additionnel de 269 000 $ aux clients du tarif 2 pour améliorer le R/C de cette classe tarifaire de 0,86 à 0,87. L’ensemble des autres classes tarifaires, notamment les clients au tarif 1, auront une baisse tarifaire d’un montant correspondant[82].

 

[165]    La Régie est d’avis que l’objectif de réduire le déséquilibre du ratio R/C entre les clients au tarif 2 et les autres classes tarifaires doit être graduellement poursuivi par Gazifère. Toutefois, la Régie ne juge pas nécessaire d’allouer des montants additionnels aux clients du tarif 2 pour y parvenir dans une situation de baisse du revenu requis de distribution.

 

[166]    Pour l’année témoin 2015, la Régie autorise une baisse du revenu requis de distribution estimé à 30 400 $. Elle demande donc à Gazifère de maintenir le tarif 2 à son niveau de 2014 et d’ajuster, en conséquence, les revenus alloués aux autres classes tarifaires.

 

[167]    La Régie considère la proposition d’allocation des frais de gestion du SPEDE de Gazifère raisonnable[83]. Elle approuve donc sa proposition d’allouer les frais de gestion du SPEDE aux différentes classes tarifaires, sauf à celles des tarifs 5 et 9, sur la base des consommations totales de gaz naturel de chaque classe tarifaire.

 

[168]    La Régie approuve également la proposition de Gazifère de maintenir les obligations minimales mensuelles à leur niveau de 2014.

 

 

 

8.            Plan global en efficacité énergétique

 

8.1             Cadre réglementaire

 

[169]    Gazifère a indiqué, lors de l’audience, qu’elle croyait avoir une obligation légale de faire de l’efficacité énergétique, sans toutefois que cette obligation lui fixe de cible précise et, en conséquence, qu’elle prend tous les moyens pour « rentrer des mètres cubes dans tous les secteurs, que ce soit les MFR, le secteur résidentiel, commercial, institutionnel, au moindre coût possible »[84]. Gazifère confirme, en audience, « [P]our résumer[, l]’objectif d’un programme d’efficacité énergétique, c’est des économies d’énergie »[85].

 

[170]    La Régie croit important de rappeler les principes qui doivent guider l’élaboration et l’approbation d’un PGEÉ.

 

[171]    En premier lieu, comme l’a confirmé la procureure de Gazifère[86], le Distributeur n’a aucune obligation légale d’offrir des programmes d’efficacité énergétique. De l’avis de la Régie, cette affirmation du témoin de Gazifère qu’une telle obligation existe est erronée[87] et vient ainsi fausser la base sur laquelle le Distributeur a construit son PGEÉ.

 

[172]    Dans sa décision D-2003-110, la Régie s’exprimait ainsi à propos du traitement réglementaire applicable au PGEÉ :

 

« Le PGEÉ contribue aussi à la mission générale de la Régie qui exerce ses fonctions dans une perspective de développement durable. En effet, outre la clientèle du Distributeur, toute la société, actuelle et future, bénéficie d’un tel plan. La Régie doit veiller à son application ainsi qu’à sa qualité.

Dans sa décision D-2002-17 relative au plan d’approvisionnement 2002-2011 du Distributeur, la Régie qualifie la provision de 0,4 TWh d’économie d’énergie proposée par le Distributeur comme étant faible, notamment en raison de la méthodologie utilisée pour estimer les coûts évités [note de bas de page omise]. Le présent dossier sert, par l’examen des mesures proposées et grâce à la participation des intervenants, à définir adéquatement les mesures du PGEÉ de façon à maximiser les économies d’énergie réalisables.

 

Pour ce faire, la Régie doit procéder à un examen concomitant du programme lui‑même ainsi que des dépenses qui s’y greffent, car il serait inefficient de déterminer des dépenses sans s’assurer qu’elles sont nécessaires et se justifient par la pertinence et la qualité des mesures envisagées. L’article 49 de la Loi permet cette flexibilité dans le traitement réglementaire.

 

En outre, l’examen des sommes nécessaires à la mise en œuvre du PGEÉ constitue un intrant essentiel à l’évaluation du caractère raisonnable des montants affectés au compte de frais reportés, lesquels seront inclus dans la base de tarification du Distributeur. L’article 49 permet un examen efficient de toutes les composantes du programme.

 

Par ailleurs, le Distributeur requiert lui-même une approbation pluriannuelle de ses budgets compte tenu de son incertitude d’atteindre les objectifs du PGEÉ. En conséquence, la Régie doit pouvoir mettre en place certains suivis, que ce soit dans le cadre d’une nouvelle demande ou lors de dépôts de documents à la Régie dans le cadre d’un suivi administratif. Quelle que soit la nature du suivi prévu à la présente décision, celle-ci dessaisit de façon définitive la formation actuelle.

 

Ainsi, dans le cadre de ses pouvoirs tarifaires prévus à l’article 49, la Régie est compétente pour évaluer le contenu qualitatif du programme dans ses orientations, ses approches et ses méthodologies principales.

 

Dans cette perspective, la Régie est d’avis que le PGEÉ doit être évalué en vertu de l’article 49 de sa loi constitutive. Toutefois, étant donné la nature particulière du programme, ces dépenses font l’objet d’un traitement spécifique dans un compte de frais reportés »[88]. [nous soulignons]

 

[173]    Un PGEÉ vise l’économie dans l’utilisation des ressources énergétiques disponibles, de laquelle résulte une baisse des ventes. Il se caractérise par l’instauration de mesures visant à inciter la clientèle à gérer de manière optimale sa consommation d’énergie. Cette incitation se traduit par des mesures de nature administrative, commerciale et financière dont le coût est partagé entre la clientèle et le Distributeur. Il s’agit donc de mesures offertes à la clientèle dans le cadre d’une approche commerciale et dans un contexte de concurrence, sans effet négatif sur le confort des participants. Les coûts liés au PGEÉ influencent directement ceux liés à la prestation du service, lesquels sont traités et examinés dans le cadre défini par l’article 49 de la Loi[89].

 

[174]    En deuxième lieu, il faut rappeler que le PGEÉ est un moyen pour parvenir à des fins et non pas une fin en soi. Dans la Stratégie énergétique du Québec - 2006-2015, l’efficacité énergétique est définie comme un moyen rentable d’économiser pour les consommateurs ainsi qu’un moyen de contribuer à la lutte aux changements climatiques, puisque la diminution de toute utilisation de l’énergie réduit les impacts environnementaux de la consommation d’énergie[90].

 

[175]    Bien que la lutte aux changements climatiques soit un objectif louable, la Régie ne peut cependant faire fi de l’objectif de rentabilité économique globale du PGEÉ, comme Gazifère et le GRAME semblent le suggérer. D’autres programmes et mesures gouvernementales, tels que le SPEDE, ont été mis sur pied justement afin d’inciter à la réduction d’émissions de GES.

 

[176]    Les avantages économiques d’un PGEÉ sont essentiellement liés à la réduction des coûts d’approvisionnement, de transport et d’immobilisations en distribution. Ces réductions profitent à l’ensemble de la clientèle et non seulement aux participants à ces programmes d’efficacité. En fait, si la Régie juge équitable que les consommateurs paient les charges associées au PGEÉ à même les tarifs, c’est parce que ce PGEÉ procure un avantage collectif et non un avantage individuel pour le participant aux programmes d’efficacité énergétique.

 

[177]    Au sujet de la rentabilité économique du PGEÉ, un témoin de Gazifère s’est exprimé comme suit en audience :

 

« En termes économiques, si on voulait être vraiment strict, tout coût d’investissement en efficacité énergétique dans un PGEÉ qui est supérieur au prix d’acquisition de la molécule, on ne devrait pas techniquement en faire. On serait mieux de brûler du gaz naturel que de faire de l’efficacité énergétique d’un point de vue strictement économique.

 

Si le coût de la molécule versus le coût de faire de l’efficacité énergétique est moindre, économiquement c’est ce qu’on devrait faire. Par contre, on a une obligation de faire de l’efficacité énergétique.

 

À partir de là, les mesures qui sont mises en place pour faire de l’efficacité énergétique, le but c’est que ce soit rentable, d’une part, pour le participant parce que c’est un non-sens au niveau économique pour lui s’il perd de l’argent à adopter une mesure d’efficacité énergétique. D’autre part, pour le Distributeur de mettre en place cette mesure-là pour qu’au niveau sociétal ce soit rentable de le faire »^[91]. [nous soulignons]

 

[178]    Cette rentabilité pour le participant s’évalue au moyen du test du participant (TP). Ce test compare le montant défrayé par le client pour implanter la mesure d’économie d’énergie par rapport à d’éventuels gains sur sa facture de gaz naturel découlant de l’adoption de cette mesure. Plus le résultat positif de ce test est grand, plus il est rentable pour un client de participer au programme. À l’inverse, un résultat négatif démontre que ce projet n’est pas rentable pour le participant.

 

[179]    Le test du coût total en ressources (TCTR) est un test de rentabilité qui mesure le bénéfice simultané pour le Distributeur et ses clients. Ce test vise à s’assurer que les coûts évités par la mesure compensent les coûts nécessaires à son implantation, indépendamment de celui qui fait la dépense. Plus le résultat positif de ce test est grand, plus il est rentable pour la société que ce programme d’efficacité énergétique soit offert. À l’inverse, plus le résultat négatif du TCTR est grand, plus la perte causée par ce programme est importante pour le Distributeur et ses clients.

 

[180]    Ces deux tests sont requis pour mesurer l’impact du PGEÉ au plan collectif et individuel.

 

[181]    Un troisième test est également appliqué. Il s’agit du test de neutralité tarifaire (TNT). Ce test vise à déterminer si un programme aura un effet positif ou négatif sur les revenus du Distributeur. Il compare la valeur actualisée des coûts évités par rapport à la valeur actualisée des pertes de revenus et des investissements du Distributeur. Si le résultat est négatif, le déficit constaté est habituellement compensé par une hausse des tarifs. Le TNT révèle donc si un programme exerce une pression à la hausse ou à la baisse sur les tarifs.

 

[182]    La mise en relation du TNT avec le TCTR permet un raffinement de l’analyse coûts/bénéfices pour chacun des programmes. Elle permet de comparer la rentabilité calculée par le TCTR et les charges qui doivent être assumées par l’ensemble de la clientèle sont révélées par le TNT.

 

[183]    Cette analyse économique fine est importante. Le témoin de Gazifère a souligné, avec justesse, que le TP doit être positif « parce que c’est un non-sens au niveau économique pour lui [le participant] s’il perd de l’argent à adopter une mesure d’efficacité énergétique »[92]. La Régie estime que cette conclusion peut être transposée à l’ensemble de la clientèle. Pourquoi cette dernière devrait-elle perdre de l’argent par l’implantation de mesures d’efficacité énergétique?

 

[184]    À cette question, Gazifère répond laconiquement que c’est la mécanique réglementaire qui prévoit ça[93].

 

[185]    De l’avis de la Régie, il n’y a aucune obligation réglementaire justifiant que l’ensemble de la clientèle assume systématiquement une perte afin que des programmes d’efficacité énergétique soient adoptés.

 

[186]    Dans sa preuve, SÉ-AQLPA résume bien les principes qui devraient guider la Régie dans l’évaluation du PGEÉ du Distributeur :

 

« Oui. Bien, on pense qu’il y a au moins trois principes qui devraient guider, qui devraient être applicables. Le premier principe à poser c’est que le résultat du test du coût total en ressources d’un programme devrait être positif.

 

Comme principe général, si le TCTR est négatif, le programme ne devrait normalement pas avoir lieu d’exister dans le budget du PGEÉ d’un distributeur, à deux exceptions près.

 

D’une part, lorsque le programme en est un d’innovation, à ses premiers essais ou au stade d’un projet pilote. Ou encore, d’autre part, lorsqu’il s’agit d’un programme visant les ménages à faible revenu. On sait, en effet, qu’il est difficile de livrer des programmes rentables selon le TCTR pour cette clientèle.

 

Alors lorsque nous nous trouverons dans l’une ou l’autre de ces deux exceptions, il appartiendra au Distributeur et aux décideurs d’arbitrer entre, d’une part, la non-rentabilité de ces programmes et, d’autre part, le souhait d’intérêt public ou sociétal ou gouvernemental de réaliser davantage d’économies d’énergie. Et il faudrait aussi tenir compte d’une certaine stabilité du PGEÉ au-delà des variations interannuelles qui peuvent arriver aux coûts évités.

 

Alors le second principe à poser qui est celui que la formation de la Régie a exprimé hier aux pages 158 à 160 des notes sténographiques, c’est que le test, le résultat du test de neutralité tarifaire, s’il est négatif, ne devrait pas dépasser en valeur absolue le résultat du TCTR. Autrement dit, TCTR plus un chiffre négatif devrait demeurer négatif. Comme ça, pour l’ensemble de la société un gain, même si les payeurs de Gazifère, dans ce cas-ci, payent un peu plus cher, payent plus, mais, globalement, c’est rentable pour la société.

 

Q. [41] Excusez-moi, TCTR plus TNT devrait rester positif ou négatif?

 

R. C’est ça.

 

Q. [42] Positif ou négatif?

 

R. Idéalement, le TNT devrait être positif avec des gros coûts évités. Mais des gros évités plus haut que les revenus, ça n’arrive pas dans le gaz, là. Ça arrive dans l’électricité, ça arrivait dans l’électricité!

 

Alors donc, comme principe général, si le TNT est négatif d’une valeur absolue dépassant le TCTR, le programme ne devrait normalement pas avoir lieu d’exister dans le budget du PGEÉ d’un distributeur ou son niveau d’aide financière devrait être modifié pour que l’impact tarifaire négatif soit moins important.

 

Mais, là encore, on pourra trouver deux exceptions à ce principe. D’une part, dans le cas des programmes d’innovation et, d’autre part, dans le cas des programmes visant les ménages à faible revenu. Ici encore, ça sera une décision de nature publique que de déterminer jusqu’à quelle quantité on devrait admettre ce programme malgré tout, jusqu’à quels coûts et selon quelles modalités »[94].

[nous soulignons]

 

[187]    Par ailleurs, comme SÉ-AQLPA le mentionne, la Régie a depuis longtemps reconnu que certains programmes destinés aux ménages à faible revenu (MFR), ainsi que des programmes d’innovation ou d’études de faisabilité, peuvent bénéficier d’une dérogation à la règle du TCTR négatif en autant que le PGEÉ dans son ensemble soit, lui, positif.

 

 

8.2             Résultats au 30 juin 2014

 

[188]    Gazifère dépose les résultats du PGEÉ pour les six premiers mois de l’année témoin 2014[95], conformément à la demande de la Régie dans sa décision D-2006-158[96].

 

[189]    Dans l’ensemble, la Régie constate que la performance du PGEÉ de Gazifère dépasse les prévisions. Au 30 juin 2014, soit à la mi-année, les résultats du PGEÉ atteignent presque l’objectif annuel en termes de volumes économisés.

 

[190]    En examinant le détail des résultats par secteur, la Régie note que pour le secteur résidentiel, le PGEÉ atteint 67 % des objectifs volumétriques de l’année en utilisant 76 % du budget prévu. Le secteur commercial et institutionnel (CI) affiche des économies volumétriques atteignant 101 % de l’objectif annuel avec une utilisation de 77 % du budget prévu.

 

[191]    Après les six premiers mois de 2014, la performance du PGEÉ de Gazifère résulte essentiellement d’un seul programme du secteur CI, soit celui « Appui aux initiatives – optimisation énergétique des bâtiments » (AIOEB) avec plus de 54 % des économies d’énergie créditées au PGEÉ.

 

[192]    La Régie constate que quatre des dix programmes du secteur CI ont une performance inférieure aux prévisions.

 

[193]    Dans le secteur résidentiel, tous les programmes affichent des résultats cohérents avec les prévisions. Le secteur sociocommunautaire, par contre, n’a attiré aucun participant depuis le début de l’année.

 

[194]    La Régie note qu’au 30 juin 2014, alors que seulement la moitié de l’année est écoulée, plus du trois quarts des budgets alloués au secteur résidentiel de même qu’au secteur CI, ont été utilisés. En fait, 202 % du budget prévu au 30 juin 2014 a été utilisé au secteur résidentiel et 158 % du budget prévu au 30 juin 2014 a été utilisé au secteur CI. Si le budget global du PGEÉ, au 30 juin 2014, demeure équilibré, cela est dû au fait que seulement 40 % du budget « Tronc commun : gestion et communication » a été utilisé.

 

[195]    En réponse aux demandes de l’ACEFO, Gazifère indique :

 

« Considérant que l’objectif du PGEÉ de Gazifère, rappelons-le, est de contribuer, à la hauteur de ses capacités, à la réalisation d’économies d’énergie, le dépassement des objectifs du PGEÉ ne devrait pas faire l’objet de restrictions particulières dans un contexte où tous, clients et distributeur, bénéficient d’un compte d’écart.

 

Par ailleurs, Gazifère dispose d’une certaine flexibilité dans l’allocation de son enveloppe globale d’aides financières, et cela, toujours dans l’objectif de respecter la nature de son budget et d’éviter d’avoir recours à des restrictions particulières. Ainsi, un programme qui sous-performe par rapport aux prévisions permet d’atténuer l’impact d’un autre programme qui performe mieux qu’anticipé.

 

De plus, Gazifère soumet qu’il serait dommage de mettre fin à un programme qui affiche un dépassement significatif avec pour seul motif que ce programme affiche de trop bons résultats. […] Si Gazifère souhaite faire de l’efficacité énergétique une priorité pour sa clientèle, elle doit avoir les moyens de ses ambitions. […] »[97].

 

[196]    Comme mentionné précédemment, et contrairement à ce qu’énonce Gazifère, l’objectif du PGEÉ n’est pas de faire des économies d’énergie à tout prix. L’objectif du PGEÉ est de faire économiser l’ensemble de la clientèle au moyen d’économies d’énergie. Il s’agit d’une nuance importante. En conséquence, si le budget global 2014 dépasse les prévisions, le Distributeur devra indiquer, lors de la fermeture réglementaire de ses livres, comment ce dépassement a bénéficié à l’ensemble de la clientèle.

 

[197]    La Régie prend acte des résultats du PGEÉ au 30 juin 2014 et demande à Gazifère d’indiquer, lors des prochaines fermetures réglementaires de ses livres, les bénéfices pour l’ensemble de sa clientèle d’un dépassement du budget global du PGEÉ autorisé par la Régie.

 

 

8.3             Budgets volumétrique et monétaire

 

[198]    Gazifère propose plusieurs changements au PGEÉ 2015 et au PGEÉ 2016 par rapport à celui de 2014 :

 

Marché résidentiel

 

•      introduction du programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – OMH »;

Ménages à faible revenu

 

•      introduction du programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – volets résidentiel et CI ».

 

Marché commercial et institutionnel

 

•      révision des cas type des programmes « Étude de faisabilité » et « Chaudière à condensation »;

•      révision de certains paramètres du cas type des programmes « Chaudière à efficacité intermédiaire », « Fenêtres ENERGY STAR^® », « Unité de chauffage infrarouge », « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – coopératives d’habitation et organismes à vocation sociocommunautaire » et « Chauffe-eau à condensation »;

•      introduction du programme « Aérotherme à condensation ».

 

[199]    Gazifère soumet les budgets pour le PGEÉ 2015 et le PGEÉ 2016 à la pièce B‑0171.

 

[200]    Le budget total prévu pour 2015 est de 563 970 $ comparativement à un budget de 308 228 $[98] approuvé par la Régie en 2014. Le budget total prévu pour 2016 est de 505 470 $.

 

[201]    Les économies d’énergie prévues atteignent 389 844 m³ en 2015 par rapport à des prévisions de 243 652 m³ en 2013. Les économies d’énergie prévues atteignent 374 289 m³ en 2016.

 

[202]    Les dépenses prévues au secteur résidentiel (incluant la clientèle des MFR) passent de 57 500 $ en 2014 à 247 675 $ en 2015 et à 187 175 $ en 2016.

 

[203]    Au secteur CI, le budget passe de 184 126 $ en 2014 à 161 295 $ en 2015 et en 2016. Les budgets sont identiques pour l’ensemble des programmes en 2015 et 2016. Par rapport à 2014, il faut noter une augmentation significative des budgets des programmes « Appui aux initiatives – volet Optimisation énergétique des bâtiments », « Étude de faisabilité », « Chaudière à condensation » et « Chauffe-eau à condensation » ainsi qu’une diminution pour le programme « Chaudière à efficacité intermédiaire ».

 

[204]    Le budget de « Tronc commun » (incluant le budget d’évaluation) passe de 156 050 $ en 2014[99] à 155 000 $ en 2015 et à 157 000 $ en 2016. Plus précisément, les économies de 26 000 $ en 2015 pour les frais liés aux postes « Consultant » et « Déplacements et autres » en raison d’un PGEÉ sur deux ans sont compensées par une hausse de 26 000 $ du budget d’évaluation, dont 8 000 $ pour le programme « Fenêtres ENERGY STAR^® ». Le 2 000 $ d’écart entre le budget 2015 et celui de 2016 résulte d’une augmentation du poste « Salaire » en raison d’une augmentation annuelle prévue de 3 %.

 

[205]    Le budget du PGEÉ en 2015 se répartit comme suit : 21,3 % pour les clients MFR, 27,5 % au secteur résidentiel, 23,7 % au secteur CI et 27,5 % au « Tronc commun ». Le budget du PGEÉ en 2016 se répartit comme suit : 14,8 % pour les clients MFR, 27,7 % au secteur résidentiel, 26,5 % au secteur CI et 31,1 % au « Tronc commun ».

 

Nouveaux programmes et changements proposés aux programmes existants

 

[206]    Gazifère propose plusieurs changements au PGEÉ 2015 et au PGEÉ 2016 par rapport à celui de 2014.

 

[207]    Au marché résidentiel, le Distributeur propose l’introduction du programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – OMH » pour le PGEÉ en 2015 seulement. Il s’agit d’un programme spécifiquement destiné à l’office municipal d’habitation (OMH) de Gatineau, qui vise à installer des récupérateurs de chaleur des eaux de douche pour l’ensemble des logements Théodore-Lambert, soit une centaine de logements.

 

[208]    Gazifère souhaite soutenir la réalisation de ce projet afin de comptabiliser les importantes économies d’énergie qui y sont associées. Sans son aide financière, l’OMH ne pourra pas implanter cette mesure.

 

[209]    L’aide financière de 75 000 $ du Distributeur équivaut à la moitié du coût total du projet. L’autre moitié des coûts serait assumée directement par l’OMH.

 

[210]    Le TCTR pour ce programme est de (42 369 $). Le TP est positif à 130 023 $ mais le résultat de (165 226 $) pour le TNT présente un important déficit. Après analyse du tableau 17[100], la Régie constate qu’il faudrait doubler le coût évité pour rendre ce programme rentable.

 

[211]    Non seulement ce programme n’est pas rentable, mais ses calculs de rentabilité ont été obtenus en retenant l’hypothèse, non vérifiée[101], que les économies d’énergie sont deux fois plus élevées dans une OMH que dans un immeuble multilogement de type coopératif (coop).

 

[212]    Cette dernière hypothèse repose sur l’affirmation du fournisseur d’équipement. Ce dernier estime que les résidants de ce type d’habitation consomment deux fois plus d’eau chaude lors de douches que la moyenne des consommateurs puisqu’ils ne paient pas les factures liées à la consommation d’énergie. En fait, si la Régie devait plutôt retenir les économies d’énergie utilisées dans le calcul de rentabilité du programme coops et sociocommunautaire, les résultats des tests de rentabilité seraient encore plus catastrophiques.

 

[213]    Gazifère estime que sa contribution financière à la réalisation d’économies d’énergie liée à ce projet constitue un réel bénéfice pour l’environnement. De plus, elle offre l’opportunité de sensibiliser les MFR aux nombreux bénéfices liés à l’efficacité énergétique.

 

[214]    Gazifère estime que ce programme est destiné aux MFR qui résident à l’intérieur de sa franchise. Or, en réponse à la question de la Régie à savoir quels sont les bénéfices directs que les MFR peuvent espérer en retirer, Gazifère indique que cela permettrait à l’OMH de dégager des sommes pour, hypothétiquement, réaliser d’autres travaux majeurs visant la rénovation des bâtiments, ce qui serait au profit des MFR occupant ces logements.

 

[215]    Cette réponse de Gazifère démontre l’imposture de la situation. Cette logique, poussée jusqu’au bout, pourrait avoir pour résultat qu’un commerce ayant des MFR pour clients se qualifierait dans un programme MFR dans l’espoir que ce commerce investisse l’équivalent des sommes liées à ce programme afin d’offrir un meilleur service à la clientèle.

 

[216]    La Régie juge également cette réponse de Gazifère incohérente avec celle qu’elle présente à la question 12.3 de la DDR n^o 3 de la Régie qui portait sur le programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – CI » :

 

« […] Si Gazifère propose de verser 60 % de la bonification aux locataires MFR c’est dans l’objectif de favoriser la participation des MFR via l’obtention d’un bénéfice direct et concret »[102]. [nous soulignons]

 

[217]    Cette réponse est incohérente avec la réponse précédente de Gazifère quant à son programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – CI », où elle indiquait être « d’avis que le supplément doit être attaché aux MFR qui ont participé à l’implantation des mesures et non pas au logement […] »[103] [nous soulignons].

 

[218]    La Régie constate donc que ce programme n’offre pas de bénéfice direct aux MFR. Au mieux, ces derniers pourraient en bénéficier indirectement et seulement si l’OMH, avec les sommes économisées, effectuait d’autres travaux de rénovation majeurs. C’est pourquoi la Régie juge qu’il ne s’agit pas d’un programme destiné aux MFR.

 

[219]    En conséquence, puisque ce projet n’est pas rentable, qu’il contribue à une forte pression à la hausse sur les tarifs et qu’il ne profite pas directement aux clients MFR, la Régie rejette le budget associé au programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – OMH ».

 

[220]    Gazifère propose l’introduction d’un nouveau programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – volets Résidentiel et CI ».

 

[221]    Ce programme vise essentiellement à mettre à la disposition du Distributeur une enveloppe budgétaire afin de bonifier les aides financières aux consommateurs dans les marchés résidentiel ou commercial, à la condition que ceux-ci soient des MFR ou des propriétaires qui ont un ou plusieurs MFR comme locataire.

 

[222]    À l’exception des programmes visant l’installation de récupérateurs de chaleur des eaux de douche, tout participant se qualifiant à titre de MFR profitera de cette contribution supplémentaire. Dans le volet CI de ce programme, le montant de cette contribution est réparti entre le propriétaire (40 %) et les MFR (60 %). La portion MFR de la contribution se partage par la suite entre les MFR qualifiés.

 

[223]    Puisque ce programme d’efficacité énergétique vise uniquement à accorder une aide financière supplémentaire aux MFR participants à l’un des programmes du PGEÉ de Gazifère, à l’exception du surcoût et de l’aide financière, les paramètres des cas types sont à zéro.

 

[224]    Dans le marché résidentiel, tant en 2015 qu’en 2016, Gazifère prévoit que trois participants au programme « Fenêtres ENERGY STAR^® » se qualifieraient également au programme « Supplément pour les ménages à faible revenu ».

 

[225]    Dans le marché CI, tant en 2015 qu’en 2016, Gazifère prévoit que cinq participants au programme « Chaudière à condensation » se qualifieraient également au programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – CI ».

 

[226]    La Régie comprend que le but du volet CI du programme est d’inciter les locataires MFR à promouvoir l’efficacité énergétique auprès de leur propriétaire car ils devront s’investir dans le processus de qualification du propriétaire[104].

 

[227]    Pour les motifs exprimés ci-après, la Régie rejette le budget dédié au programme résidentiel « Fenêtres ENERGY STAR^® ». Évidemment, cela n’empêche pas de verser une contribution, non pas supplémentaire, mais plutôt unique, aux clients MFR qui souhaitent se prévaloir de ce programme.

 

[228]    La Régie approuve le budget lié à la mise en place du nouveau programme « Supplément pour les ménages à faible revenu – volets Résidentiel et CI » pour 2015 et 2016.

 

[229]    Gazifère propose aussi une révision des cas types des programmes « Étude de faisabilité » et « Chaudière à condensation » du secteur CI.

 

[230]    Gazifère a poursuivi ses efforts d’évaluation auprès des non-participants afin de réviser le taux de bénévolat et mettre à jour le taux de distorsion du programme « Étude de faisabilité ». L’exercice d’évaluation a permis de conclure que les paramètres du cas type sont corrects et c’est pourquoi ils demeurent inchangés par rapport au PGEÉ 2014.

 

[231]    La Régie prend acte de la révision du cas type du programme « Étude de faisabilité ».

 

[232]    Le Distributeur a également entrepris de réviser le cas type du programme « Chaudière à condensation ». Plusieurs paramètres sont changés.

 

[233]    Parmi les changements apportés au cas type du programme, la Régie note :

 

•      L’accroissement du taux d’opportunisme, qui passe de 11 % à 30 %, et l’absence d’un effet de bénévolat conduisant à un taux de distorsion net de 30 % (conséquence de l’évaluation du programme).

•      L’accroissement du surcoût, qui passe de 9 600 $ à 11 711 $ (conséquence de l’évaluation du programme).

•      La hausse du montant moyen d’aide financière, qui passe de 4 055 $ à 5 140 $. La contribution moyenne du participant du cas type augmente également, en passant de 5 545 $ à 6 571 $ (conséquence de l’évaluation du programme).

•      L’ajustement de la consommation moyenne normalisée, qui passe de 98 472 m³ à 119 534 m³ (conséquence de l’évaluation du programme).

•      L’augmentation des économies unitaires attribuables à ce programme, qui passe de 7 387 m³ à 10 419 m³, résulte de l’adéquation entre les résultats d’évaluation et l’intégration des économies unitaires réelles de 2013.

 

[234]    Par ailleurs, lors de l’audience[105], Gazifère mentionne qu’elle est disposée à modifier son formulaire de participation et ses critères d’admissibilité. De même, elle est d’accord pour demander à l’installateur d’attester du rendement optimal de l’appareil.

 

[235]    La Régie prend acte de la révision du cas type du programme « Chaudière à condensation ». Elle demande à Gazifère d’exiger de l’installateur un certificat attestant du rendement optimal de l’appareil installé. Elle demande à Gazifère de présenter, lors du prochain dossier tarifaire, le formulaire de déclaration ainsi que la manière dont cette modalité est présentée au programme.

 

[236]    Gazifère a procédé, en 2014, à la révision de plusieurs composantes du cas type des programmes « Chaudière à efficacité intermédiaire », « Unité de chauffage infrarouge » et « Chauffe-eau à condensation » dans le secteur CI et « Fenêtres ENERGY STAR^® » et « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – coopératives d’habitation et organismes à vocation sociocommunautaire » dans le secteur résidentiel, dont elle demande l’approbation à la Régie.

 

[237]    Contrairement à ce qui est fait lors de l’évaluation d’un programme, Gazifère n’a pas réalisé de sondage auprès des participants et des non-participants aux programmes visés par cette révision. Le taux de distorsion (comprenant les effets de bénévolat et d’opportunisme), de même que la durée de vie de la mesure sont deux paramètres qui n’ont fait l’objet d’aucun changement.

 

[238]    Parmi les changements apportés au cas type du programme « Chaudière à efficacité intermédiaire », il faut noter que, puisque l’appareil moyen type est légèrement moins puissant, cela entraîne une légère diminution du coût incrémental du programme, du montant moyen de l’aide financière de Gazifère, du montant de la contribution moyenne du participant ainsi que de la consommation moyenne normalisée. Toutefois, il faut noter une légère augmentation des économies unitaires attribuables à ce programme.

 

[239]    En ce qui a trait au programme « Unité de chauffage infrarouge », Gazifère n’a apporté qu’un seul changement au cas type de ce programme. Elle modifie les économies unitaires attribuables à ce programme en incluant dans le calcul les économies unitaires de 2013 définies par les calculs d’ingénierie d’Econoler. Ainsi, ces économies unitaires passent de 2 305 m³/an à 2 325 m³/an.

 

[240]    La révision du cas type du programme « Chauffe-eau à condensation » est en grande partie due à la modification du modèle d’appareil type, qui est beaucoup plus puissant que le modèle prévu en 2014. Ceci amène des hausses du coût incrémental, du montant moyen de l’aide financière, du montant de la contribution moyenne du participant, de la consommation moyenne normalisée ainsi que des économies unitaires attribuables à ce programme.

 

[241]    Parmi les changements apportés au cas type du programme « Fenêtres ENERGY STAR^® », il faut noter l’augmentation du surcoût du programme, ce qui entraîne une hausse du montant moyen de l’aide financière et du montant de la contribution moyenne du participant.

 

[242]    Gazifère demande aussi à la Régie de reconnaître le gain unitaire moyen de 2,40 m³/pi² adopté par Gaz Métro plutôt que la valeur de 1,01 m³/pi² utilisée antérieurement.

 

[243]    Il faut noter également l’impact du crédit d’impôt Écorénov, entré en vigueur en octobre 2013, ainsi que des résultats du TCTR.

 

[244]    Gazifère indique qu’elle n’a pas objection à concentrer ses efforts à la promotion du programme « Fenêtres ENERGY STAR^® » et à abandonner l’octroi d’une aide financière pour cette mesure[106]. C’est pourquoi le budget de ce programme passerait de 60 000 $ à 0 $ en 2015 et de 45 000 $ à 0 $ en 2016.

 

[245]    Gazifère propose de diviser le programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – coopératives d’habitation et organismes » en deux volets : le volet « Étude de faisabilité » et le volet « Installation de récupérateurs ».

 

[246]    C’est ce dernier volet qui comporte des changements au cas type. Parmi les changements, il faut noter que le surcoût de cette partie du projet augmente de 350 % puisque la révision a permis de déterminer qu’il faut prévoir l’installation de 3 à 4 récupérateurs par participant au lieu d’un seul. En conséquence, le montant moyen de l’aide financière augmente également, passant de 2 000 $ à 7 000 $.

 

[247]    Toutefois, les économies unitaires de ce programme diminuent de 25 % et la consommation moyenne normalisée s’ajuste à la baisse.

 

[248]    Pour les motifs exprimés à la section 8.4, la Régie refuse le budget associé aux programmes « Chaudière à efficacité intermédiaire » et « Chauffe-eau à condensation ». C’est pourquoi elle ne se prononce pas sur la révision de ces cas types.

 

[249]    Pour le programme « Fenêtres ENERGY STAR^® », la Régie n’est pas convaincue par les arguments de Gazifère afin de modifier le gain unitaire. Cette modification, s’il y a lieu, prendra place à la suite de l’évaluation du programme en 2016. En ce qui a trait à l’aide financière, celle-ci est ajustée à 0 $, tant pour le PGEÉ 2015 que pour le PGEÉ 2016. Sous réserve de ces deux modifications, la Régie retient la révision du cas type du programme « Fenêtres ENERGY STAR^® ». Toutefois, elle note que la réalisation de l’évaluation de ce programme aura lieu en 2016.

 

[250]    La Régie retient également les modifications du cas type pour le programme « Unité de chauffage infrarouge » ainsi que pour le programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – coopératives d’habitation et organismes à vocation sociocommunautaire ». Elle exprime toutefois une grande réserve pour ce dernier programme qui voit ses coûts tripler pour des économies d’énergie moindres. Elle demande à Gazifère de proposer d’autres programmes destinés aux MFR puisque ce dernier programme démontre un certain étiolement dans les bénéfices générés.

 

[251]    Enfin, Gazifère propose d’introduire une aide financière, pour la clientèle CI, afin de favoriser l’achat d’un aérotherme à condensation. Les données du cas type relèvent du projet pilote PE225 de Gaz Métro et ont été adaptées selon la consommation moyenne des clients CI de Gazifère. En vertu de ce programme, Gazifère offrirait une aide financière de 800 $ pour l’installation d’un aérotherme à condensation. L’évaluation de ce programme serait effectuée en 2020.

 

[252]    La Régie approuve le budget lié à la mise en place du programme « Aérotherme à condensation ».

 

 

8.4             Analyse économique du PGEÉ

 

[253]    L’ACEFO se préoccupe grandement de l’augmentation considérable du budget du PGEÉ à titre d’exclusion[107]. Elle se dit d’autant plus préoccupée que, au 30 juin 2014, il y avait des dépassements importants des budgets annuels prévus pour l’année en cours dans certains programmes[108].

 

[254]    À cet égard, l’ACEFO mentionne que les économies d’énergie réelles dépassent largement les économies prévues. Selon elle, cela démontre une surestimation des aides financières requises afin de stimuler la participation à certains programmes.

 

[255]    La Régie est également d’avis qu’il faut considérer l’impact des débordements budgétaires de ces programmes. Gazifère bénéficie d’un compte d’écart qui l’autorise à dépasser le budget alloué lorsque le nombre de participants dépasse ce qui est prévu. Ces excédents de coûts sont alors absorbés par la clientèle. Cette situation, qui est survenue avec le PGEÉ de 2013, risque de se reproduire en 2014, compte tenu des résultats au 30 juin 2014.

 

[256]    Devant cette situation, la Régie estime qu’il vaut mieux être prudent dans l’approbation de budgets associés à ces programmes qui imposent un fardeau pour l’ensemble des consommateurs.

 

[257]    Pour 2015 et 2016, le PGEÉ, dans son ensemble, est rentable. Le TCTR total est de 489 037 $ en 2015 et de 560 605 $ en 2016.

 

[258]    Toutefois, la Régie est fortement préoccupée par le résultat négatif du TNT : (1 375 048 $) en 2015 et (1 254 804 $) en 2016. Ces résultats négatifs du TNT indiquent une forte pression à la hausse sur les tarifs de Gazifère.

 

[259]    Ces résultats sont causés, notamment, par les importantes aides financières offertes par Gazifère, particulièrement dans le secteur résidentiel. En 2015, ces aides financières dans le secteur résidentiel se chiffrent à 247 675 $ alors que le TCTR est de 93 271 $. Cela signifie que pour chaque dollar investi par le Distributeur, la société bénéficie seulement de 0,38 $. Si la contribution du participant est comptabilisée, alors, pour chaque dollar investi par Gazifère et le participant, la société bénéficie seulement de 0,19 $.

 

[260]    En 2016, puisque le programme « Récupérateur de chaleur des eaux de douche – OMH » n’est pas reconduit, le résultat, au secteur résidentiel, du ratio aides financières sur TCTR est moins dramatique, mais il demeure que les aides financières sont supérieures aux bénéfices escomptés et cela, sans tenir compte de la contribution du participant.

 

[261]    Il est vrai, comme le rappelle Gazifère, que le TNT considère le coût de l’aide financière et la perte de revenus de distribution associés à la mesure[109]. Pour que le TNT soit positif, il faut que le coût évité soit supérieur aux tarifs chargés aux clients, ce qui n’est pas le cas dans le secteur gazier. Ainsi, plus les économies d’énergie d’un programme sont importantes, plus elles pèsent lourdement sur les résultats du TNT.

 

[262]    Face à cette situation, Gazifère propose de revoir les montants de l’aide financière accordée aux différents programmes plutôt que de voir des budgets associés à des programmes éliminés, particulièrement en ce qui a trait au programme « Système combo ».

 

[263]    Le nombre de participants et les budgets associés à ce dernier programme ont fluctué dans le cadre du dossier. Lors de la révision du 20 octobre 2014, le TCTR du programme est de 101 483 $ en 2015 et de 102 906 $ en 2016. Le TNT est de (242 986 $) en 2015 et en 2016. Le Distributeur indique que, même sans aucune aide financière, le résultat négatif du TNT de ce programme demeure plus élevé en terme absolu à (167 896 $) que celui du TCTR à 101 483 $, en raison des importantes économies d’énergie que ce programme génère[110]. Gazifère souhaite cependant réduire l’aide financière de ce programme à 350 $ plutôt que de le voir éliminer. Elle va même jusqu’à le qualifier d’innovation technologique. Cette dernière affirmation, qui n’est étayée par aucune preuve, n’est pas retenue par la Régie.

 

[264]    La Régie n’est pas convaincue par les arguments de Gazifère. Le Distributeur maîtrise peu les variables du programme « Système combo » qui souffre d’une absence de données historiques et du manque de projections pour les programmes liés à la nouvelle construction. Gazifère ignore si les projets de nouvelles constructions étaient initialement au gaz naturel ou à l’électricité. La méthodologie utilisée par Gazifère pour établir l’aide financière peut amener à une surestimation de celle-ci. En effet, le calcul de l’aide financière s’est fait après discussions avec divers partenaires dans le marché[111] afin de connaître ce qui pourrait les inciter à adhérer au programme. Enfin, les réponses obtenues de Gazifère démontrent que le calcul des économies d’énergie est quelque peu aléatoire. La Régie estime qu’il aurait pourtant été facile de communiquer avec un des promoteurs de nouvelles constructions s’étant prévalu du programme en 2014, afin de connaître l’appareil que le système combo est destiné à remplacer.

 

[265]    Pour les motifs exprimés à la section 8.1, la Régie approuve les budgets liés aux programmes dont le TCTR, positif, est plus grand en valeur absolue que le TNT. Elle approuve également les budgets liés à certains programmes dont le TNT est plus grand que le TCTR lorsque ces deux tests sont presque équivalents, afin d’assurer une certaine stabilité du PGEÉ dans le temps. Elle approuve également les budgets liés aux programmes visant les MFR ainsi que certains programmes d’innovations et d’étude de faisabilité. Les programmes dont les budgets sont approuvés par la Régie tant pour 2015 que pour 2016 se trouvent au tableau 5 « Investissements – PGEÉ 2015 et 2016 Gazifère ». La Régie refuse les budgets associés aux programmes qui ne s’y retrouvent pas.

 

Tableau 5

Investissements - PGEÉ 2015 et 2016 Gazifère

 

PROGRAMME	AIDE FINANCIÈRE GAZIFÈRE 2015	AIDE FINANCIÈRE GAZIFÈRE 2016
	($)	($)
Secteur résidentiel
Trousse de produits économiseurs d’eau chaude – volet Abaissement de la température du chauffe-eau	0	0
Fenêtre ENERGY STAR®	0	0
Récupérateur de chaleur des eaux de douche (coops et sociocomm.) – volet Installation de récupérateurs	14 000	42 000
Récupérateur de chaleur des eaux de douche (coops et sociocomm.) – volet Étude de faisabilité	1 500	3 000
Supplément MFR – Résidentiel	2 175	2 175
Sous-total résidentiel	17 675 $	47 175$
Secteur CI
Appui aux initiatives – volet Optimisation énergétique des bâtiments	14 000	14 000
Appui aux initiatives – volet Aide à l’implantation	5 508	5 508
Chauffe-eau efficace (petit réservoir)	0	0
Chaudière à condensation	61 680	61 680
Étude de faisabilité	8 000	8 000
Unité de chauffage à l’infrarouge	500	500
Thermostats programmables	5 000	5 000
Aérotherme à condensation	2 400	2 400
Suppléments MFR – CI	27 450	27 450
Sous-total CI	124 538	124 538
Total programmes	142 213	171 713

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Source : pièce B-0171, tableaux 22 et 27.

 

[266]    En ce qui a trait au « Tronc commun », malgré la réduction du nombre de programmes à gérer, la Régie approuve le budget, tel que demandé. Elle espère ainsi que Gazifère entreprendra une réflexion poussée pendant les deux prochaines années sur la manière dont elle peut offrir des programmes d’efficacité énergétique qui procurent des avantages économiques à l’ensemble de sa clientèle.

 

[267]    Par ailleurs, les budgets présentés par Gazifère pour l’évaluation des programmes doivent être revus en fonction des programmes qui ne font plus partie du PGEÉ. Ainsi, en 2015, Gazifère prévoyait une somme de 8 000 $ pour le programme « Chauffe-eau à condensation ». En raison de son retrait du PGEÉ, cette évaluation n’est plus nécessaire.

 

[268]    De même, pour 2015, Gazifère prévoyait procéder à la révision de certains paramètres de cas types de certains programmes qui sont retirés du PGEÉ, soit les programmes « Système combo », « Chauffe-eau sans réservoir à condensation » et « Hotte à débit variable ». En conséquence, la Régie ajuste ce budget à la baisse et le fixe à 20 000 $ au lieu des 32 000 $ demandés.

 

[269]    Par ailleurs, la Régie croit que Gazifère aurait avantage à devancer l’évaluation du programme « Thermostats programmables » dans le secteur CI. En conséquence, elle ajuste ce budget à la hausse et le fixe à 14 000 $.

 

[270]    Les montants accordés pour le « Tronc commun » et l’évaluation des programmes s’établissent comme suit :

 

Tableau 6

Troncs communs et évaluations 2015 et 2016

 

Tronc commun	123 000	151 000
Évaluation	20 000	14 000

 

 

 

[271]    Ainsi, le budget total pour le PGEÉ 2015 s’élève à 285 213 $ et celui pour le PGEÉ 2016 à 336 713 $.

 

[272]    La Régie approuve un budget de 285 213 $ pour le PGEÉ 2015 et un budget de 336 713 $ pour le PGEÉ 2016, en raison des modifications apportées par la présente décision, et demande à Gazifère de déposer, au plus tard le 12 décembre 2014 à 12 h, sous forme de tableau, les budgets monétaire et volumétrique du PGEÉ intégrant ces modifications. La Régie demande également à Gazifère de déposer à cette même date l’analyse de rentabilité du PGEÉ intégrant les modifications demandées dans la présente décision.

 

 

8.5             Suivi de décisions antérieures de la Régie relatives au PGEÉ

 

[273]    Gazifère répond aux suivis demandés par la Régie dans ses décisions passées[112].

 

[274]    Dans sa décision D-2014-114, la Régie demandait à Gazifère de déposer, dans le cadre de la phase 3 du présent dossier, les fichiers de calcul du TCTR réel 2013, corrigés pour tenir compte des économies réellement observées en 2013.

 

[275]    En suivi de cette demande, le Distributeur dépose une étude de la firme Éconoler qui propose une méthode pour évaluer les économies réelles des programmes dont les aides financières varient en fonction de l’ampleur du projet subventionné[113]. L’étude présente les résultats du calcul du TCTR réel 2013 pour chacun des programmes du PGEÉ, basé sur la méthode proposée.

 

[276]    La Régie est satisfaite du suivi présenté par Gazifère. Elle lui demande de déposer, dans les prochains dossiers d’examen du rapport annuel, les résultats du calcul du TCTR réel des programmes du PGEÉ en utilisant la méthodologie proposée par Éconoler.

 

[277]    La Régie est satisfaite du suivi des activités de conversions réalisées sur le territoire de Gazifère, de la mise à jour du plan d’évaluation et du plan de communication.

 

 

9.            Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre

 

9.1             Mise en contexte

 

[278]    Les GES attribuables aux clients de Gazifère, à l’exclusion des clients aux tarifs 5 et 9, dépassent annuellement 25 000 tonnes de dioxyde de carbone (tCO₂). En vertu du Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère[114] (RDOCÉCA), Gazifère doit déclarer ces émissions de GES. Pour les émissions de GES liées aux procédés et équipements utilisés pour le transport et la distribution de gaz naturel, Gazifère mentionne qu’elles sont inférieures au seuil de 10 000 tCO₂ et ne doivent donc pas être déclarées.

 

[279]    Pour l’année 2013, Gazifère déclare un volume total vérifié de 263 294 tCO₂. Elle soumet le rapport de la firme Enviro-accès qui confirme avoir vérifié cette déclaration et qui conclut :

 

« Enviro-accès conclut avec un niveau d’assurance raisonnable que la déclaration des émissions de GES 2013 de Gazifère, telle qu’attestée en ligne, est exempte d’écarts importants et conforme aux exigences de vérification »[115].

 

[280]    Gazifère est également assujettie au Règlement concernant le SPEDE, à titre de distributeur de carburants et de combustibles. À compter du 1^er janvier 2015, Gazifère doit couvrir les émissions de GES attribuables à l’utilisation ou à la combustion du gaz naturel consommé au Québec par ses clients qui ne se qualifient pas comme Émetteurs[116].

 

[281]    Au terme d’une période de conformité, Gazifère a l’obligation de détenir un nombre de droits d’émission égal aux émissions déclarées et vérifiées pour cette même période. Les droits d’émission acquis pour couvrir les émissions d’une période de conformité peuvent être applicables pour une prochaine période de conformité mais non l’inverse.

 

[282]    Par ailleurs, Gazifère ne paiera plus de redevance au Fonds vert à compter du 1^er janvier 2015, puisque cette redevance sera remplacée par le marché du carbone.

 

[283]    Selon Gazifère, l’impact du marché du carbone pour ses clients sera important. Le coût lié au marché du carbone sera au minimum trois fois plus élevé que la redevance au Fonds vert. La variabilité des coûts peut devenir importante, dépendamment de l’évolution des prix sur le marché international. De plus, le niveau de complexité est nettement plus élevé.

 

[284]    Dans ce contexte, Gazifère a eu recours à la firme ÉcoRessources pour les questions relatives au SPEDE, dont la préparation du présent dossier.

 

 

9.2             Prévisions à l’horizon 2020

 

[285]    Gazifère présente les prévisions d’émission de GES jusqu’en 2017 et celles relatives au prix des droits d’émission jusqu’en 2020. Elle se concentre, en particulier, sur la période de conformité 2015-2017 puisqu’il est difficile d’établir une stratégie année par année pour l’ensemble de cette période de conformité. Selon ÉcoRessources, une période de trois ans constitue un horizon déjà très ambitieux dans le contexte actuel.

 

 

9.2.1           Émission de GES

 

[286]    Gazifère établit les prévisions d’émission des clients sur la base des prévisions de son plan d’approvisionnement gazier 2015-2017, tel que présenté au tableau 7.

 

Tableau 7

Prévisions des émissions pour la période de conformité 2015-2017

 

Source : pièce B-0072, p. 2 et pièce B-0141, p. 7 et 8.

Note : La présence d’arrondis peut causer des écarts.

 

[287]    Questionnée sur le nombre d’unités d’émission qui devraient être mises en circulation pour le marché Québec-Californie, le Distributeur soumet qu’environ 300 millions d’unités seront mis en vente lors des quatre enchères de 2015, soit 1 000 fois le besoin annuel de Gazifère[117].

 

 

9.2.2           Prix des droits d’émission

 

[288]    Selon ÉcoRessources, l’évolution des prix sur le marché du carbone est difficile à prévoir, étant donné les incertitudes tant sur l’offre que sur la demande. Dans ce contexte, Gazifère choisit de se concentrer sur les grandes tendances qui caractérisent ce marché émergent.

 

[289]    ÉcoRessources fait valoir que le marché du carbone est perçu tendanciellement comme suralloué : l’offre de droits d’émission est plus importante que la demande. De plus, le gouvernement ne peut vendre sous un prix plancher fixé par réglementation. Il ne peut non plus remettre sur le marché les droits non vendus tant que le prix des enchères n’est pas remonté deux fois de suite au-dessus du prix plancher. Ce fonctionnement amène les analystes internationaux à prévoir que les prix attendus seront très proches ou égaux au prix plancher.

 

[290]    Le tableau 8 présente l’évolution attendue du prix plancher, basée sur un taux d’inflation constant de 2 % et un taux de change constant de 1,1.

 

Tableau 8

Prix des droits d’émission

Période 2014-2020

 

Source : pièce B-0141, p. 10.

 

[291]    ÉcoRessources mentionne que trois analystes prévoient un prix plancher : Bloomberg le prévoit jusqu’en 2027, ICIS jusqu’en 2020, avec un pic en 2017, et Thomson Reuters Point Carbon (TRPC) jusqu’au moins en 2020. The Energy Institute et ICF International confirment la forte probabilité d’un prix plancher, sans s’avancer sur la durée. De plus, certaines analyses menées en Californie au nom des distributeurs de produits pétroliers ont évoqué le risque d’augmentation des prix avant 2020. Cependant, aucun analyste ne prévoit d’ici 2017 un prix s’élevant tendanciellement au-dessus du prix plancher.

 

[292]    Selon ÉcoRessources, le prix à court terme dépendra aussi du comportement stratégique des acteurs du marché. Ainsi, la surallocation du marché n’empêchera pas le prix de monter par moment au-delà du prix plancher de 2 $ ou 3 $.

 

[293]    Finalement, certains événements extrêmes pourraient avoir un impact important sur le prix des droits d’émission, dont les risques politiques (par exemple, l’abolition du Règlement concernant le SPEDE) et autres facteurs externes impossibles à prévoir. ÉcoRessources mentionne que ces risques ont une probabilité trop faible pour être prise en compte dans les modèles utilisés par les analystes internationaux.

 

[294]    La FCEI commente les grandes tendances du marché présentées par ÉcoRessources en regardant plus particulièrement les risques reliés au taux de change, au taux d’inflation, au coût en capital, à l’équilibre offre-demande et au risque réglementaire.

 

[295]    Selon l’intervenante, les risques reliés au taux de change, au taux d’inflation et au coût en capital sont somme toute symétriques, même si le risque à la baisse du taux de change est limité par le prix plancher en $CA.

 

[296]    Par contre, la FCEI fait valoir que le risque relié à l’équilibre offre-demande est fortement asymétrique : les prix augmentent rapidement lorsque le marché devient sous alloué, soit à partir de 2018. Au soutien de cette affirmation, l’intervenante réfère au rapport préparé par ÉcoRessources, en collaboration avec TRPC et Four Twenty Seven (427), dans le cadre du dossier R-3879-2014[118].

 

[297]    L’intervenante retient de l’analyse de TRPC que les besoins en droits d’émission seront comblés de façon très prévisible au fur et à mesure de leurs émissions par tous les acteurs. La FCEI juge cette hypothèse fort hasardeuse dans un marché qui a comme finalité de devenir sous alloué.

 

[298]    À cet effet, la FCEI mentionne la possibilité que certains acteurs choisissent de se créer des réserves de crédits pour une année ou une période de conformité subséquente alors que certains acteurs pourraient spéculer sur l’évolution des cours.

 

 

9.2.3           Exposition de Gazifère

 

[299]    En considérant un comportement équilibré des acteurs du marché, Gazifère établit à 10,93 M$ le coût total de sa couverture requise pour la période 2015-2017. Pour l’année 2015, le coût de couverture serait de 3,36 M$, soit 2,56 ¢/m³.

 

Tableau 9

Exposition de Gazifère pour la période 2015-2017

 

Source : pièce B-0141, p. 14 (mais p. 17 au fichier PDF).

 

[300]    Selon ÉcoRessources, le prix plancher pourrait être plus faible que prévu en raison d’une inflation inférieure à 2 % ou d’une variation favorable du taux de change. Dans la situation où le prix plancher du Québec serait plus élevé que le prix plancher de la Californie converti en $CA, le prix plancher serait de 12,19 $ en 2015. Basé sur ce scénario de faibles coûts, le montant d’acquisition des droits d’émission serait de 3,07 M$ en 2015, soit une baisse de 0,3 M$ comparativement au scénario moyen.

 

[301]    Pour le scénario à coûts élevés où ÉcoRessources considère un taux de change de 1,2 ainsi qu’une hausse de 10 % du prix moyen attendu par rapport au prix plancher, il faudrait un budget de 4,03 M$ pour l’année 2015, soit une hausse de 0,72 M$ comparativement au scénario moyen.

 

 

9.3             Stratégie d’acquisition des droits d’émission

 

[302]    Gazifère demande à la Régie d’approuver la stratégie d’achat des droits d’émission présentée à la section 4 de la pièce B-0141, afin de lui permettre d’assurer sa conformité au Règlement concernant le SPEDE.

 

[303]    Pour déterminer la meilleure stratégie à retenir, Gazifère indique avoir étudié trois familles de stratégie, soit une première qui vise l’achat de l’ensemble des besoins à l’avance, une deuxième qui vise des achats progressifs au cours de la période et une troisième qui vise des achats à la fin de la période de conformité.

 

[304]    Le GRAME souhaite s’assurer que la stratégie d’acquisition des droits d’émission retenue ne crée pas indûment de charges d’intérêt qui, le cas échéant, pourraient augmenter les coûts d’acquisition des droits et influencer négativement la compétitivité du secteur de la distribution du gaz naturel vis-à-vis l’électricité.

 

[305]    Le GRAME recommande à la Régie de retenir une stratégie qui réduit au minimum ce coût d’intérêt, considérant qu’il serait très surprenant qu’une problématique de disponibilité des droits d’émission se présente pour la période 2015-2017.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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9.4             Cavalier tarifaire

 

[373]    Gazifère propose un mécanisme pour établir le taux unitaire d’un cavalier tarifaire relatif aux coûts d’acquisition des droits d’émission nécessaires, selon la stratégie d’achat qu’elle propose, pour couvrir les émissions de GES de ses clients non assujettis au SPEDE ainsi que la mise à jour de ce taux dans le cadre de ses ajustements trimestriels du coût du gaz.

 

[374]    Les caractéristiques du mécanisme proposé sont les suivantes[125] :

 

•      Les coûts d’acquisition des droits d’émission seront récupérés sur une base volumétrique à tous les clients éligibles, soit ceux aux tarifs 1, 2 et 3[126].

•      Le cavalier tarifaire sera identifié sur une ligne séparée de la facture aux clients, comme c’était le cas pour la redevance au Fonds vert.

•      Le cavalier est calculé en divisant le coût total anticipé des droits d’émission par le volume total budgétisé pour les clients visés. Pour tous les trimestres, les ajustements du cavalier seront également divisés par des volumes de 12 mois pour assurer le moins de volatilité possible.

•      Un compte d’écart sera maintenu pour suivre les revenus générés par le cavalier et les coûts réels d’acquisition des droits d’émission.

•      Gazifère propose de mettre à jour le cavalier sur une base trimestrielle en même temps que son ajustement trimestriel du coût du gaz. Toutefois, à la fin de chaque mois, un intérêt sera chargé ou débité sur le solde net du compte d’écart.

•      Si aucune transaction n’est effectuée dans un trimestre particulier, le prix d’acquisition antérieur qui est reflété dans le cavalier sera maintenu et le cavalier ne sera pas ajusté en conséquence. Toutefois, le taux unitaire du cavalier sera ajusté pour liquider l’intérêt sur ce solde.

 

[375]    Comme mentionné précédemment, Gazifère précise qu’elle n’a pas d’objection à ce que les frais liés aux lettres de crédit soient comptabilisés au CFR-SPEDE au même titre que les achats de droits d’émission pour que ces frais soient récupérés via le cavalier tarifaire[127].

 

[376]    La Régie demande à Gazifère de comptabiliser les frais financiers reliés à l’acquisition des droits d’émission dans le CFR-SPEDE.

 

[377]    Gazifère précise que le mécanisme qu’elle propose peut s’adapter à toutes les stratégies d’achat. Dans l’éventualité où elle achète, dès le début et en même temps, tous les droits d’émission pour couvrir les besoins de toute la période de conformité de trois ans, la composante relative au coût des droits d’émission du cavalier tarifaire sera calculée sur la base des volumes de 36 mois. La composante relative à l’intérêt du CFR sera, quant à elle, récupérée sur une base annuelle[128].

 

[378]    Le GRAME est favorable à la proposition de Gazifère de créer un CFR pour capter les écarts entre les coûts d’acquisition des droits d’émission et les montants récupérés des clients. L’intervenant est également favorable à l’établissement d’un cavalier tarifaire facturé mensuellement aux clients, afin de récupérer les coûts d’acquisition des droits d’émission[129].

 

[379]    SÉ-AQLPA supporte le cavalier tarifaire demandé par Gazifère mais demande que les coûts soient révisés mensuellement pour maintenir la cohérence avec Gaz Métro[130].

[380]    La Régie est satisfaite du mécanisme proposé par Gazifère pour établir le taux unitaire du cavalier tarifaire relatif aux coûts d’acquisition des droits d’émission de GES, car il est simple, transparent et assez flexible pour s’adapter à toutes les stratégies d’achat du Distributeur.

 

[381]    Quant à la fréquence d’ajustement du taux de ce cavalier, la Régie note qu’à chaque fois qu’elle ajuste ses tarifs, Gazifère doit tester les nouveaux taux dans son système de facturation afin de s’assurer que ces taux soient exacts et facturés correctement à ses clients et que ces ajustements doivent être également communiqués et expliqués aux clients. Elle note également que le changement de la fréquence des ajustements tarifaires, de trimestrielle à mensuelle, impliquerait une hausse de ces activités administratives et, par conséquent, des coûts additionnels pour le Distributeur et ses clients[131].

 

[382]    Considérant qu’il y a un compte d’écart pour balancer les revenus reçus des clients et les coûts réels d’acquisition des droits d’émission, la Régie considère raisonnable la proposition de Gazifère de mettre à jour le taux du cavalier tarifaire dans le cadre de ses ajustements trimestriels habituels du coût du gaz. Elle juge que le motif de cohérence avec Gaz Métro n’est pas valable dans la présente situation.

 

[383]    La Régie approuve le mécanisme proposé par Gazifère pour établir le taux unitaire du cavalier tarifaire relatif à l’achat des droits d’émission de GES ainsi que la mise à jour de ce taux dans le cadre de ses ajustements trimestriels du coût du gaz.

 

 

9.5             Compte de frais reportés

 

[384]    Gazifère demande à la Régie la création d’un CFR, hors base de tarification et portant rémunération au taux de rendement sur la base de tarification en vigueur, afin de capter les écarts entre le coût réel d’acquisition des droits d’émission et les montants récupérés mensuellement des clients par l’entremise du cavalier tarifaire. Le solde de ce compte sera incorporé dans l’établissement du taux du cavalier tarifaire.

 

[385]    La Régie constate que le traitement comptable proposé par Gazifère s’apparente au traitement comptable présenté par Gaz Métro et autorisé par la Régie dans sa décision D‑2014-171 :

 

« [100] La Régie juge que la performance du Distributeur ne doit pas être affectée par l’imposition de la réglementation du SPEDE. Le CFR permet de tenir indemne le Distributeur des écarts entre les coûts encourus pour couvrir les émissions de GES sous sa responsabilité et les revenus facturés aux clients.

 

[101] Le maintien du CFR hors base de tarification permettra de considérer, dans le prix mensuel du SPEDE, seulement l’effet des intérêts pour une période de 12 mois. Cette méthode permet une meilleure équité entre les générations. De plus, la Régie constate que le CFR relié au coût du gaz naturel fonctionne bien, depuis plusieurs années. 

 

            […]

 

[107] En conséquence, la Régie autorise la création d’un CFR permettant de cumuler les écarts de coûts d’acquisition des droits d’émission, lequel sera maintenu hors base de tarification et portant intérêt selon le coût moyen pondéré du capital, tel que proposé par Gaz Métro »[132].

 

[386]    Pour les mêmes motifs, la Régie autorise la création d’un CFR, hors base de tarification et portant rémunération au taux de rendement sur la base de tarification en vigueur, afin de capter les écarts entre le coût réel d’acquisition des droits d’émission et les montants récupérés mensuellement des clients par l’entremise du cavalier tarifaire.

 

[387]    Par ailleurs, lors d’un dossier tarifaire précédent, la Régie avait jugé prématuré de revoir la rémunération des CFR, particulièrement ceux liés à des charges plutôt que des investissements en raison du mécanisme incitatif en cours. Toutefois, cette question de rémunération de CFR devra être examinée dans le cadre d’un prochain dossier. Ceci implique que toute décision en regard de la rémunération de CFR pourra être revisitée. Conséquemment, la Régie souligne que la rémunération sur le CFR-SPEDE, accordée au présent dossier, ne doit pas être interprétée comme étant une décision permanente liée à la création de ce CFR.

10.       Charges liées au coût du gaz naturel

 

[388]    Conformément à la demande de la Régie^[133], Gazifère présente l’impact des volumes de ventes prévu sur son coût du gaz naturel, selon le Tarif 200 d’EGD^[134]. Pour l’année tarifaire 2015, cet impact tient compte de la récente migration des clients du service‑T de l’Ontario vers le service‑T de l’Ouest[135] et se traduit par une augmentation de 484 100 $ des charges liées au coût du gaz naturel.

 

[389]    La Régie est satisfaite des informations fournies par Gazifère.

 

 

 

11.       Conditions de service et Tarif

 

[390]    À la suite de l’entrée en vigueur du Règlement concernant le SPEDE, Gazifère demande à la Régie de modifier l’article 22.1 des Conditions de service et Tarif qui porte sur la redevance au Fonds vert pour qu’il se lise comme suit dans ses versions française et anglaise[136] :

 

« 22.1 ACHAT DE DROITS D’ÉMISSION

 

Suite à l’entrée en vigueur du Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (chapitre Q-2, r. 46.1), un montant est facturé à titre de coût d’achat de droits d’émission à tout client qui n’est pas reconnu émetteur.

 

Une charge de x,xx ¢/m³ visant à récupérer les sommes versées par le distributeur, au nom du client, à titre de coût d’achat de droits d’émission s’applique à tous les volumes de gaz naturel livrés et vendus durant la période du 1^er janvier 2015 au 31 décembre 2015 à l’exclusion des volumes suivants :

 

1.      les volumes de biogaz distribués par canalisation utilisée uniquement pour la distribution de biogaz;

 

2.      les volumes de gaz naturel lorsqu’ils sont utilisés comme matière première sans combustion de gaz naturel ou lorsqu’ils sont constitués de gaz naturel renouvelable, ou lorsqu’ils sont utilisés pour servir à l’alimentation des moteurs de navire tels qu’ils auront été déclarés par le client; et

 

3.      les volumes retirés par un émetteur. ».

 

« 22.1 PURCHASE OF EMISSION ALLOWANCES

 

Following the coming into force of the Regulation respecting a cap-and-trade system for greenhouse gas emission allowances (chapter Q-2, R. 46.1), an amount is charged as the cost of purchase of emission allowances to any customer who is not registered as an emitter.

 

A charge of x.xx ¢/m³ to recover the amounts paid by the distributor, on behalf of the customer, to purchase emission allowances is applied to all volumes of natural gas delivered and sold during the period of January 1, 2015 to December 31, 2015 excluding the following volumes:

 

1.      volumes of biogas distributed by pipe used solely for biogas distribution;

 

2.      volumes of natural gas if they are used as raw materials without combustion of natural gas, or originate from renewable natural gas, or if they are used to fuel ship engines as declared by the customer; and

 

3.      volumes withdrawn by an emitter. ».

 

[391]    À cette fin, Gazifère propose d’introduire une définition du terme Émetteur qui se lirait comme suit dans ses versions française et anglaise :

 

« Émetteur: Client se qualifiant à titre d’émetteur au sens de l’article 2 du Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (chapitre Q-2, r. 46.1). ».

 

« Emitter: Customer qualifying as an emitter within the meaning of Article 2 of the Regulation respecting a cap-and-trade system for greenhouse gas emission allowances (chapter Q-2, r. 46.1). ».

 

[392]    Gazifère propose également de modifier les articles suivants des Conditions de service et Tarif afin de les harmoniser aux Conditions de service et Tarif de Gaz Métro :

 

•      la définition du terme « réseau de distribution »;

•      l’article 2.1.1 « Accessibilité » : la modification vise à permettre de réduire davantage le nombre de cas où l’accès aux installations, notamment aux appareils de mesurage, lui est refusé;

•      l’article 5.3.3 « Lecture par le client » : la modification au 1^er alinéa vise à élargir le moyen d’obtenir la lecture du client sans se limiter à l’utilisation d’une carte d’auto-relève;

•      l’article 5.5 « Défectuosité de l’appareil de mesurage » : la modification au 4^e alinéa vise à améliorer la compréhension du texte existant sans changer la condition de service;

•      l’article 23.1.1.3 « Frais de remise en service » : la modification vise à inclure une référence à l’article 2.1.1.

 

[393]    La modification de la définition du terme « réseau de distribution » dans sa version française se lirait comme suit :

 

« Réseau de distribution: Réseau de distribution de gaz naturel tel que défini dans la Loi sur la Régie de l’énergie (L.R.Q., c. R-6.01). ».

 

[394]    Les modifications proposées aux articles 2.1.1, 5.3.3, 5.5 et 23.1.1.3 se liraient comme suit dans leurs versions française et anglaise :

 

« Article 2.1.1 ACCESSIBILITÉ

 

Le client doit rendre accessible le réseau de distribution au distributeur en tout temps et doit maintenir les lieux de façon à permettre l’exploitation du réseau de distribution par le distributeur conformément à la législation applicable.

 

Lorsque le client refuse l’accès au réseau de distribution du distributeur, le distributeur envoie un avis écrit au client de son intention de procéder à une interruption. Le préavis doit être d’au moins dix jours ouvrables. À l’échéance de ce préavis, le distributeur peut interrompre le service de gaz naturel.

 

À la suite d’une interruption de service conformément au présent article, le distributeur facture au client les frais de remise en service prévus à l’article 23.1.1.3 au moment de la remise en service.».

 

Article 2.1.1 ACCESSIBILITY

 

The customer shall make the distribution system accessible to the distributor at any time and shall maintain the premises in a manner that permits the distributor to operate the distribution system in accordance with the applicable legislation.

 

When the customer refuses access to the distribution system of the distributor, the distributor shall send a written notice advising the customer of the intention to proceed to an interruption. The notice must be of at least 10 working days. At the expiration of the notice, the distributor may interrupt natural gas service.

 

After an interruption of service under this article, the distributor invoices the reconnection charge set out in Article 23.1.1.3 to the customer upon the reconnection of the service. ».

 

« Article 5.3.3 LECTURE PAR LE CLIENT

 

Lorsque le distributeur n’a pas obtenu de lecture conformément à l’article 5.3.2, il peut demander au client d’effectuer et de lui transmettre cette lecture.

 

[…]

 

Article 5.3.3 READING BY THE CUSTOMER

 

When the distributor has not obtained a reading in accordance with Article 5.3.2, it may ask the customer to take the reading and communicate it to the distributor. 

 

[…]

 

Article 5.5 DÉFECTUOSITÉ DE L’APPAREIL DE MESURAGE

 

[…]

 

Lorsque le client initie une demande de vérification de l’appareil de mesurage, le distributeur informe le client des raisons qui l’amènent à ne pas douter de l’exactitude de cet appareil, le cas échéant. Si le client maintient sa demande de vérification et que cette démarche confirme l’exactitude de l’appareil de mesurage dans les limites permises, le distributeur est alors autorisé à facturer au client les frais prévus à l’article 23.1.1.4.

 

Article 5.5 DEFECTIVE METERING DEVICE

 

[...]

 

If the customer initiates a request for verification of the metering device, the distributor shall inform the customer of the reasons that lead not to doubt the metering device accuracy, if any. If the customer maintains its request of verification and that the verification confirms the accuracy of the metering device within the allowed limits, the distributor is then authorized to bill it the fee stipulated in Article 23.1.1.4. ».

 

« Article 23.1.1.3 Frais de remise en service

 

Les frais prévus aux articles 2.1.1, 4.4.1 et 9.5 sont les suivants :

 

[…]

 

Article 23.1.1.3 Reconnection Charge

 

The charges provided for in Articles 2.1.1, 4.4.1 and 9.5 shall be as follows:

 

[…] ».

 

[395]    L’ACEFO propose d’ajouter un deuxième alinéa à l’article 2.1.1 qui établirait une procédure initiale à suivre par le Distributeur pour s’assurer préalablement que le client qui lui refuse l’accès à son réseau connaît ses obligations ainsi que le droit du Distributeur et comprend la nature des travaux à effectuer[137]. L’intervenante soumet que sa proposition vise à éviter d’aggraver inutilement un conflit avec un client pouvant découler d’une simple incompréhension et, indirectement, d’avoir à effectuer une interruption de service qui ne garantirait pas nécessairement un dénouement positif du litige. L’alinéa proposé pourrait se lire comme suit :

 

« Lorsqu’un client refuse l’accès au réseau de distribution, le Distributeur contacte d’abord le client par l’entremise d’un représentant des services à la clientèle pour s’assurer que le client connait le droit du Distributeur et comprend la nature des travaux à effectuer. ».

 

[396]    Le troisième alinéa de l’article 2.1.1 serait le premier des deux alinéas dont l’ajout est proposé par Gazifère et débuterait alors ainsi :

 

« Si, en dépit d’au moins une tentative de conciliation effectuée par le Distributeur, le client persiste pendant plus de deux jours ouvrables à refuser l’accès au réseau de Distribution, le distributeur envoie un avis écrit au client de son intention de procéder à une interruption de service. (… etc.) ».

 

[397]    Gazifère n’est pas d’accord avec la proposition de l’ACEFO. Elle soumet que le texte des Conditions de service et Tarif se veut un document qui établit les obligations du Distributeur et des clients et qui reflète les pratiques générales du Distributeur.

 

[398]    Gazifère soumet que l’ajout proposé par l’ACEFO vise à lui imposer un délai additionnel qui n’est pas justifié. Elle souligne que sa proposition donne au client un délai de 10 jours ouvrables pour régulariser la situation et que le client ne recevra un avis écrit qu’à la suite de son refus au Distributeur. Il est donc implicite qu’une discussion aura lieu entre le client et le Distributeur au préalable pour déterminer le temps approprié pour accorder l’accès au réseau de distribution. Il va de soi que lors de cette discussion, et avant d’envoyer un avis écrit au client, le client sera informé des droits et obligations du Distributeur[138].

 

[399]    L’ACEFO précise que l’ajout qu’elle propose à l’article 2.1.1 des Conditions de service et Tarif n’est pas une contrainte additionnelle pour le Distributeur mais une précaution pour un client qui est entêté ou qui a une mauvaise perception de la justification même des travaux ou des droits du Distributeur. L’intervenante sera prête à ce que l’ensemble des clients du Distributeur perdent deux jours d’avis de façon générale pour que certains clients récalcitrants puissent bénéficier de deux jours de conciliation[139].

 

[400]    La Régie est d’avis que les difficultés pouvant survenir avec des clients difficiles ne devraient pas imposer un fardeau plus lourd pour Gazifère dans ses opérations ou des délais d’avis plus courts pour l’ensemble de la clientèle. L’article 1.2 des Conditions de service et Tarif prévoit par ailleurs que :

 

« 1.2  INFORMATION

 

Le distributeur informe ses clients quant aux présentes conditions de service et à l’application des divers services et tarifs. De plus, lors de l’entrée en vigueur de nouvelles conditions de service ou de nouveaux tarifs, le distributeur en informe ses clients par écrit. Il les informe également de la disponibilité de différents tarifs, de leur droit de bénéficier du tarif de distribution le plus avantageux et d’obtenir, sans frais, une copie des Conditions de service et Tarif ».

 

[401]    La Régie est d’avis que l’obligation de Gazifère d’informer ses clients quant aux Conditions de service et Tarif est suffisante pour s’assurer que les clients possèdent toute l’information relative au service de gaz naturel offert par Gazifère et aux conditions auxquelles le gaz naturel est distribué. La Régie rappelle également qu’à l’obligation d’information de Gazifère existe le corollaire de cette obligation pour le client de s’informer. Elle ne retient donc pas les ajouts proposés par l’ACEFO à l’article 2.1.1 des Conditions de service et Tarif.

 

[402]    La Régie considère justifiées les modifications proposées par Gazifère, car elles tiennent compte du Règlement concernant le SPEDE, apportent des précisions aux Conditions de service et Tarif et visent l’harmonisation du texte avec les Conditions de service et Tarif de Gaz Métro.

 

[403]    La Régie approuve les modifications proposées par Gazifère pour le texte français de la définition du terme « réseau de distribution », les textes français et anglais de la définition du terme « Émetteur » et les textes français et anglais des articles 2.1.1, 5.3.3, 5.5 et 23.1.1.3 des Conditions de service et Tarif.

 

 

 

12.       Suivi de décision antérieure relatif au gaz naturel perdu et non facturé

 

[404]    Conformément à la demande de la Régie[140], Gazifère dépose trois suivis spécifiques à l’égard du gaz naturel perdu et non facturé[141].

 

[405]    Gazifère informe la Régie qu’elle a travaillé étroitement avec le client à grand débit dont le mesurage est problématique et la firme d’ingénierie de ce dernier, pour déterminer la faisabilité d’une reconfiguration de ses installations de mesurage, afin d’isoler deux petits brûleurs sur les huit de production. Cette reconfiguration permettra à Gazifère d’installer un appareil de mesurage secondaire afin d’améliorer la précision du mesurage des petits débits générés par les petits brûleurs. Gazifère souligne que le système de mesurage actuel du client est complexe et que les approbations des autorités compétentes sont requises avant que les modifications puissent y être apportées.

 

[406]    Gazifère a obtenu une confirmation verbale que la reconfiguration des installations du client est faisable. Elle prévoit obtenir les autorisations requises pour débuter les travaux dans les deux mois suivants l’obtention des dessins techniques finaux du consultant en ingénierie. Dès lors, elle estime que les travaux pourraient prendre de six à huit semaines et seraient complétés à la fin de mars 2015.

 

[407]    En ce qui a trait au modèle qu’elle utilise pour estimer les volumes de gaz naturel non facturés en fin d’année, Gazifère identifie les opportunités pour améliorer le niveau de précision.

 

[408]    Gazifère souligne toutefois que la méthode mise en place demeure une estimation raisonnable du gaz naturel non facturé à la fin du mois et que, depuis cette mise en place à la fin de l’exercice 2012, ses vérificateurs externes n’ont pas détecté d’anomalies pour lesquelles des revenus, et donc des volumes significatifs, seraient manquants ou en trop aux états financiers. Elle souligne également que le modèle utilise une formule d’application générale et qu’il est possible que des ajustements pour traiter les exceptions puissent s’avérer peu significatifs dans l’ensemble. Par conséquent, elle précise que le fait d’apporter des améliorations à son modèle d’estimation des volumes non facturés pourrait ne pas engendrer de changements significatifs dans le résultat du gaz perdu.

 

[409]    Quant au processus de mesurage avec NGTL, Gazifère confirme que les installations de cette dernière ont été testées et sont certifiées précises à environ 0,3 %. Les certificats de calibration officielle indiquent des précisions variant de 0,2 % à 0,3 %, comparativement aux normes obligatoires de Mesures Canada de 1,0 % ou mieux. Gazifère précise que le recalibrage de ces installations se fait à tous les sept ans, conformément aux exigences de Mesures Canada. Selon elle, il serait redondant d’ajouter des installations de mesurage de son côté. Une telle option coûterait environ 600 000 $ pour les deux points de mesurage de gaz naturel entrant dans sa franchise à Gatineau[142].

 

[410]    SÉ-AQLPA est satisfait des démarches entreprises par Gazifère pour diminuer la proportion de gaz perdu. L’intervenant recommande de poursuivre le suivi de cette question dans les dossiers ultérieurs[143].

 

[411]    La Régie est satisfaite des explications et des démarches entreprises par Gazifère pour améliorer l’identification du gaz naturel perdu et non facturé. Elle prend acte des pistes que le Distributeur a identifiées pour améliorer la précision du mesurage.

 

[412]    La Régie demande à Gazifère de maintenir le suivi relatif à la problématique des erreurs de mesurage chez le client à grand débit que Gazifère a identifiée. De plus, elle lui demande de lui faire un suivi administratif dans les 30 jours suivant la complétion des travaux requis de reconfiguration du système de mesurage du client.

 

[413]    La Régie demande également à Gazifère de maintenir le suivi relatif aux opportunités qu’elle a identifiées, afin d’améliorer le modèle utilisé pour estimer les volumes de gaz naturel non facturés en fin d’année et de lui en faire état lors du prochain dossier tarifaire.

 

[414]    La Régie est satisfaite des explications de Gazifère relatives au processus de mesurage avec NGTL. Considérant que les installations de mesurage avec NGTL sont conformes aux normes et exigences de Mesures Canada et des coûts que Gazifère devrait engager pour ajouter des installations de mesurage de son côté, la Régie conclut qu’une telle option n’est pas nécessaire.

 

 

 

13.       Demande d’ordonnance de confidentialité

 

[415]    Gazifère demande à la Régie de rendre une ordonnance de confidentialité à l’égard du chapitre 4 de la pièce B-0141[144] portant sur sa stratégie d’achat de droits d’émission de GES visant à couvrir les émissions de GES attribuables à ses clients. Elle dépose, à cet effet, un affidavit de madame Lise Meloche, Directrice générale chez Gazifère.

 

[416]    Le Distributeur transmet également, sous pli confidentiel, les réponses à certaines questions des DDR n^os 4, 5 et 6 de la Régie ainsi qu’à la DDR n^o 2 de la FCEI, respectivement aux pièces B‑0163, B-0167, B‑0169 et B‑0164, et en demande le traitement confidentiel. Il dépose, à cet effet, un second affidavit de madame Lise Meloche. Ces réponses sont en lien direct avec les informations du chapitre 4 de la pièce B-0141 pour laquelle le traitement confidentiel est demandé.

 

[417]    Le Distributeur dépose, lors de l’audience à huis clos, la pièce B-0186, soit une présentation directement en lien avec le chapitre 4 de la pièce B-0141.

 

[418]    La FCEI a déposé des DDR ainsi qu’une preuve en lien avec le chapitre 4 de la pièce B-0141.

 

[419]    Lors de l’audience, à une question de la formation relative à la durée pour laquelle l’ordonnance de confidentialité est demandée, Gazifère répond qu’elle requiert le traitement confidentiel des informations jusqu’en 2025[145].

 

[420]    L’article 30 de la Loi prévoit ce qui suit :

 

« La Régie peut interdire ou restreindre la divulgation, la publication ou la diffusion de renseignements ou de documents qu’elle indique, si le respect de leur caractère confidentiel ou l’intérêt public le requiert ».

 

[421]    Cet article constitue une exception à la règle générale du caractère public des audiences. C’est à celui qui demande une ordonnance de confidentialité qu’incombe le fardeau de prouver que les renseignements visés par sa demande ont un caractère confidentiel qui doit être respecté.

 

[422]    Aux fins du présent dossier, la Régie prend en considération la nature des informations visées par la demande et le préjudice commercial auquel Gazifère serait exposée, selon l’affirmation solennelle déposée au dossier.

 

[423]    La Régie constate qu’aucun intervenant ne s’oppose à cette demande d’ordonnance de confidentialité.

[424]    Après examen de l’affirmation solennelle de madame Meloche, la Régie juge que les motifs invoqués justifient l’émission de l’ordonnance de confidentialité demandée à l’égard du chapitre 4 de la pièce B-0141 et des pièces B‑0163, B‑0164, B-0167, B‑0169, B‑0174 et B‑0186 contenant des informations directement liées au chapitre 4 de la pièce B-0141. Elle est en effet d’avis que la divulgation des informations y contenues peut être préjudiciable aux intérêts commerciaux de Gazifère, dans le cadre de négociations ou de ventes aux enchères, notamment en permettant à des acteurs susceptibles d’intervenir dans le cadre du SPEDE d’ajuster leur positionnement, causant ainsi un préjudice à Gazifère, au détriment de l’ensemble de sa clientèle.

 

[425]    La Régie accorde donc le traitement confidentiel jusqu’au 31 décembre 2025 :

 

•      du chapitre 4 de la pièce B‑0141, des réponses aux DDR déposées sous pli confidentiel comme pièces B‑0163, B‑0164, B-0167 et B‑0169 ainsi que des pièces B‑0174 et B‑0186;

•      des informations présentées aux pièces C-FCEI-0007 et C-FCEI-0009;

•      des informations contenues aux pièces A-0014, A-0024, A-0030, A-0035, A‑0036 et A-0037.

 

 

 

14.       Ajustement final des tarifs 2015

 

[426]    La Régie demande à Gazifère de modifier et de déposer, au plus tard le 12 décembre 2014 à 12 h, l’ensemble des pièces nécessaires à l’établissement des tarifs finaux de l’année tarifaire 2015, en tenant compte des modifications découlant de la présente décision.

 

[427]    Pour l’ensemble de ces motifs,

 

La Régie de l’énergie :

 

ACCUEILLE partiellement la demande ré-amendée du 27 octobre 2014 de Gazifère;

 

APPROUVE, sous réserve de la présente décision en ce qui a trait aux volumes d’économies d’énergie du PGEÉ, le plan d’approvisionnement de Gazifère pour l’exercice 2015;

 

MODIFIE les tarifs de Gazifère, à compter du 1^er janvier 2015, de façon à ce qu’ils puissent générer les revenus de distribution établis à la suite de l’application de la formule approuvée par la Régie aux termes de la décision D-2010-112;

 

APPROUVE les paramètres utilisés et le calcul fait par Gazifère pour établir les revenus requis de distribution pour l’année témoin 2015, sujets aux modifications à apporter découlant de la présente décision;

 

APPROUVE partiellement les charges réglementaires ainsi que les charges liées au PGEÉ et à la quote-part versée au ministre de l’Énergie et des Ressources naturelles prévues par Gazifère pour l’année témoin 2015, telles que présentées aux pièces B-0080 et B-0171, et modifiées par la présente décision, et AUTORISE Gazifère à inclure ces montants dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015, à titre d’exclusion;

 

AUTORISE Gazifère à inclure dans l’établissement du revenu requis de l’année témoin 2015, à titre d’exclusion, les soldes des comptes différés relatifs aux charges réglementaires, aux programmes d’efficacité énergétique et à la quote-part versée au ministre des Ressources naturelles et de la Faune (compte d’écart 2013), incluant les intérêts jusqu’au 31 décembre 2014, tels que présentés à la pièce B-0080;

 

APPROUVE l’ajout d’une exclusion à la formule de mécanisme incitatif afin de tenir compte de l’impact total du projet de mise en oeuvre du programme de francisation sur le coût de service de Gazifère et AUTORISE Gazifère à inclure cet impact dans l’établissement du revenu requis de distribution de l’année témoin 2015 à titre d’exclusion de la formule;

 

APPROUVE le maintien du facteur exogène à la formule de mécanisme incitatif approuvé par la Régie dans sa décision D-2013-191 afin de permettre à Gazifère de récupérer les dépenses associées à la gestion du SPEDE et AUTORISE Gazifère à inclure un montant de 85 000 $ dans son revenu requis pour l’année 2015;

 

APPROUVE le maintien du compte de frais reportés approuvé par la Régie dans sa décision D-2013-191 afin de comptabiliser les écarts entre les dépenses associées à la gestion du SPEDE encourues par Gazifère en 2015 et celles qui sont incluses dans les tarifs;

 

DEMANDE à Gazifère de justifier, lors de la fermeture réglementaire des livres de 2015, tout écart généré par des dépenses additionnelles au budget accordé de 85 000 $ pour les frais de gestion du SPEDE pour les fins d’approbation par la Régie, avant son inclusion dans le compte de frais reportés;  

 

MODIFIE, par la présente décision, les modalités, objectifs et budgets volumétrique et monétaire associés au PGEÉ de Gazifère pour les années témoins 2015 et 2016;

 

ACCUEILLE partiellement la stratégie d’achat des droits d’émission proposée par Gazifère au chapitre 4 de la pièce B-0141, afin d’assurer sa conformité au SPEDE, ORDONNE à Gazifère de se conformer aux éléments décisionnels relatifs à la stratégie énoncés à la section 9.3.6 de la présente décision et AUTORISE la récupération des coûts d’acquisition des droits d’émission nécessaires selon cette stratégie pour couvrir les émissions de GES des clients de Gazifère non assujettis au SPEDE par l’intermédiaire d’un cavalier tarifaire facturé mensuellement aux clients;

 

APPROUVE le mécanisme proposé par Gazifère pour établir le taux unitaire du cavalier tarifaire relatif à l’achat des droits d’émission ainsi que la mise à jour de ce taux dans le cadre des ajustements trimestriels du coût du gaz de Gazifère;

 

APPROUVE la création d’un compte de frais reportés hors base de tarification et portant rémunération au taux de rendement sur la base de tarification en vigueur, afin de capter les écarts entre les coûts réels d’acquisition des droits d’émission et les montants récupérés mensuellement des clients par le biais du cavalier tarifaire (CFR-SPEDE);

 

DEMANDE à Gazifère de comptabiliser les frais financiers reliés à l’acquisition des droits d’émission dans le CFR-SPEDE;

 

INTERDIT la divulgation, la publication et la diffusion des renseignements déposés sous pli confidentiel contenus au chapitre 4 de la pièce B‑0141 et aux pièces B‑0163, B‑0164, B-0167, B‑0169, B‑0174, B‑0186, C-FCEI-0007, C-FCEI-0009, A-0014, A-0024, A‑0030, A-0035, A‑0036 et A-0037et ORDONNE leur traitement confidentiel jusqu’au 31 décembre 2025;

 

AUTORISE les projets d’extension et de modification du réseau de Gazifère détaillés à la pièce B-0095, à l’exclusion de tout projet dont le coût est égal ou supérieur au seuil de 450 000,000 $ énoncé dans le Règlement sur les conditions et les cas requérant une autorisation de la Régie de l’énergie et qui n’a pas déjà reçu une approbation préalable de la Régie en vertu de l’article 73 de la Loi et dudit règlement;

 

APPROUVE le taux de gaz naturel perdu de 1,14 % pour l’année témoin 2015;

 

APPROUVE les modifications proposées par Gazifère au texte de ses Conditions de service et Tarif, selon les termes des pièces B-0105 et B-0106;

 

DEMANDE à Gazifère de modifier et de déposer, au plus tard le 12 décembre 2014 à 12 h, l’ensemble des pièces nécessaires à l’établissement des tarifs finaux de l’année tarifaire 2015, en tenant compte des modifications découlant de la présente décision;

 

ORDONNE à Gazifère de se conformer à l’ensemble des autres éléments décisionnels contenus dans la présente décision.

 

 

 

Lise Duquette

Régisseur

 

 

 

Laurent Pilotto

Régisseur

 

 

 

Bernard Houle

Régisseur

Représentants :

 

Association coopérative d’économie familiale de l’Outaouais (ACEFO) représentée par M^e Stéphanie Lussier;

Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI) représentée par M^e André Turmel;

Gazifère Inc. (Gazifère) représentée par M^e Louise Tremblay;

Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME) représenté par M^e Geneviève Paquet;

Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA) représenté par M^e Dominique Neuman.