Régie de l'énergie du Québec
Informations sur la décision
[1] Le 14 mars 2014, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro, ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie) une demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification du texte des Conditions de service et Tarif (la Demande) à compter du 1er octobre 2014. Cette Demande est présentée en vertu des articles 31 (1º), (2º) et (2.1º), 32, 34 (2), 48, 49, 52, 72 et 74 de la Loi sur la Régie de l’énergie (la Loi) .
Contenu de la décision
québec régie de l’énergie
|
D-2015-181 |
R-3879-2014 |
4 novembre 2015 |
|
|
Phases 3 et 4 |
|
PRÉSENTS :
Gilles Boulianne
Louise Rozon
Marc Turgeon
Régisseurs
Société en commandite Gaz Métro
Demanderesse
et
Intervenants dont les noms apparaissent ci-après
Décision partielle sur le fond
Demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification des Conditions de service et Tarif de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2014
Intervenants :
Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG);
Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI);
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME);
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ);
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA);
TransCanada Energy Ltd. (TCE);
Union des consommateurs (UC);
Union des municipalités du Québec (UMQ).
TABLE DES MATIÈRES
3.1 Suivis liés au dossier 2015
3.2 Plan d’approvisionnement 2016-2019
3.3 Suivis liés au dossier 2016
5.1 Mesures d’allègement réglementaire
5.3 Frais de transport, d’équilibrage et de distribution
5.4 Coûts liés à la vente de GNL
5.5 Indices de qualité de service
6. DÉPENSES NÉCESSAIRES À LA PRESTATION
DU SERVICE DE DISTRIBUTION
6.2 Suivis reliés aux charges d’exploitaton
6.4 Allocation des coûts entre AR et ANR
7. INVESTISSEMENTS - BASE DE TARIFICATION
7.1 Stratégie de gestion des actifs
7.2 Additions à la base de tarification
7.3 Planification des investissements
7.5 Fonctionnalisation de l’impôt
8. RÉMUNÉRATION DES COMPTES DE FRAIS REPORTÉS
8.3 Principe d’appariement des termes de financement
8.4 Coût de financement et structure de capital
9.3 Coût en capital prospectif
10.1 Modifications aux programmes existants du PGEÉ de Gaz Métro
10.2 Suivis demandés dans les décisions D-2014-077 et D‑2014‑201
10.3 Fin du programme PE124 Fenêtres Energy Star
10.4 Intégration des BNÉ dans les tests économiques
10.5 Budget et objectifs du PGEÉ 2016
11. STRATÉGIE TARIFAIRE ET SYSTÈME DE PLAFONNEMENT
ET D’ÉCHANGE DES DROITS D’ÉMISSION DE GES
11.2 Marge de manœuvre en journée d’interruption.
11.3 Instrumentation des clients aux tarifs D4 et D5
12. CONDITIONS DE SERVICE ET TARIF
LISTE DES DÉCISIONS
DÉCISIONS DOSSIERS
D-90-75............................................................................................. R-3186-90
D-96-31............................................................................................. R-3351-96
D-2001-78........................................................................................ R-3443-2000
D-2007-47........................................................................................ R-3599-2006
D-2010-144...................................................................................... R-3720-2010 Phase 2
D-2011-182...................................................................................... R-3752-2011 Phase 2
D-2012-175...................................................................................... R-3809-2012
D-2013-054...................................................................................... R-3809-2012 Phase 1
D-2013-063...................................................................................... R-3693-2009 Phase 3
D-2013-106...................................................................................... R-3809-2012 Phase 2
D-2013-192...................................................................................... R-3837-2013 Phase 2
D-2014-029...................................................................................... R-3875-2014
D-2014-032...................................................................................... R-3837-2013 Phase 2
D-2014-037...................................................................................... R-3854-2013
D-2014-064...................................................................................... R-3837-2013 Phase 2
D-2014-077...................................................................................... R-3837-2013 Phase 3
D-2014-078...................................................................................... R-3879-2014
D-2014-088...................................................................................... R-3837-2013 Phase 3
D-2014-116...................................................................................... R-3879-2014 Phase 2
D-2014-171...................................................................................... R-3879-2014 Phase 1
D-2014-201...................................................................................... R-3879-2014 Phase 2
DÉCISIONS DOSSIERS
D-2015-003...................................................................................... R-3879-2014 Phase 2
D-2015-012...................................................................................... R-3879-2014 Phase 2
D-2015-018...................................................................................... R-3905-2014
D-2015-029...................................................................................... R-3879-2014 Phase 3
D-2015-076...................................................................................... R-3879-2014 Phase 3
D-2015-118...................................................................................... R-3919-2015
D-2015-125...................................................................................... R-3916-2015
LISTE DES TABLEAUX
Demande avant interruptions (scénario de base) (106m³)
Prévision des besoins de pointe et de l’hiver extrême (10³m³/jour)
Capacités de transport contractées
Période 2013-2016 (avant révision du plan d’approvisionnement)
Évolution du revenu requis par service
Période 2013-2016 (avant révision du plan d’approvisionnement)
Évolution du revenu requis et des tarifs 2015 et 2016
(avant révision du plan d’approvisionnement)
Établissement du pourcentage global de réalisation des indices
Révision des taux et durée de vie utile
Actifs de distribution, d’entreposage et de transmission
Plan de balisage et échéancier
Stratégie de gestion des actifs - investissements prévus
Évolution des additions en immobilisations corporelles de 2013 à 2016
Évolution de la base de tarification pour la période 2013 à 2016
Économies nettes par marché (m³)
Principaux BNÉ pris en considération dans la proposition de Gaz Métro
LISTE DES GRAPHIQUES
Coûts des mesures en $/M3 économisés sur la durée de vie
Évolution du gaz naturel prévu au dossier tarifaire et
des coûts évités
de base et de chauffage
1. INTRODUCTION
[1] Le 14 mars 2014, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro, ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie) une demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification du texte des Conditions de service et Tarif (la Demande) à compter du 1er octobre 2014. Cette Demande est présentée en vertu des articles 31 (1º), (2º) et (2.1º), 32, 34 (2), 48, 49, 52, 72 et 74 de la Loi sur la Régie de l’énergie (la Loi)[1].
[2] Dans sa décision D-2014-116, la Régie accueille la proposition de Gaz Métro de procéder à l’examen de sa Demande en trois phases.
[3] Dans sa décision D-2015-029, la Régie fixe le calendrier de traitement de la phase 3 et demande à Gaz Métro de déposer l’ensemble de son dossier tarifaire 2016 au plus tard le 29 mai 2015, sur la base de la méthode allégée et temporaire qu’il propose.
[4] La phase 3 traite de la demande tarifaire 2015 et la demande tarifaire 2016 est traitée dans le cadre de la phase 4. L’audience relative à ces deux phases se déroule du 8 au 17 septembre 2015.
[5] Dans le cadre de la présente décision, la Régie se prononce sur les phases 3 et 4.
2. CONCLUSIONS RECHERCHÉES
[6] Les conclusions recherchées par Gaz Métro sont les suivantes :
« DANS LE CADRE DE LA PHASE 3 DU […] DOSSIER TARIFAIRE 2015
[…]
À l’égard de la proposition d’allègement réglementaire et de révision du mode de partage (Gaz Métro-3, Documents 1 et 2)
AUTORISER les mesures d’allégement réglementaire proposées pour les années tarifaires 2015, 2016 et 2017, soit ;
a. un point de départ des dépenses d’exploitation de 188,27 M$ et le cas échéant, la neutralisation des trois éléments demandés à l’égard, des comptes de frais reportés, de la méthodologie de détermination du montant prévu de recharge aux activités non réglementées ainsi que les ajustements liés aux régimes de retraite;
b. une croissance du point de départ en fonction du taux d’inflation déterminé selon la moyenne historique 12 mois de l’indice de prix à la consommation (IPC) pour le Canada publié au mois d’août et basé sur les données de juillet;
AUTORISER des dépenses d’exploitation de 191,1 M$ pour l’année tarifaire 2015;
AUTORISER, pour les années tarifaires 2016 et 2017, des dépenses d’exploitation augmentées en fonction du taux d’inflation déterminé selon la même méthodologie que l’année tarifaire 2015, tel que décrit à la pièce Gaz Métro-3, Document 1;
[…]
À l’égard de la demande de modifications des Conditions de services et Tarif applicables au 1er janvier 2015 (Gaz Métro-12, Documents 16 et Gaz Métro-13, Documents 3 et 4)
[…]
À l’égard des suivis reliés au plan d’approvisionnement gazier 2015-2018 (pièces Gaz Métro-16, Documents 1 à 4)
PRENDRE ACTE des modifications à apporter au rapport mensuel du prix du service de fourniture pour tenir compte de l’abolition du service de gaz de compression et de la fin du Programme des dérivés financiers au 1er novembre 2015, telles que décrites à la section 1 de la pièce Gaz Métro-16, Document 1;
APPROUVER la méthodologie de calcul du coût relié au maintien de la capacité minimale de transport FTLH, incluant sa considération dans l’évaluation des tarifs de transport, et l’application de cet ajustement à compter de la date où la capacité minimale sera effectivement applicable dans la structure d’approvisionnement;
APPROUVER les modifications proposées à l’article 13.1.4.1 des Conditions de service et Tarif relatif au préavis d’entrée au service de transport du distributeur pour une entrée en vigueur d’une telle modification dès la réception, le cas échéant, d’une décision favorable de la Régie;
APPROUVER les modifications proposées aux articles 13.1.4.2 et 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif relatifs respectivement aux préavis de sortie du service de transport du distributeur et au préavis d’entrée au service de transport fourni par le client, pour une entrée en vigueur de telles modifications dès la réception, le cas échéant, d’une décision favorable de la Régie;
APPROUVER que la cession de capacité de transport soit faite à partir de la partie attribuée au service de transport des contrats FTSH Parkway-GMIT EDA/NDA;
AUTORISER Gaz Métro à céder la capacité de transport entre Parkway et GMIT EDA/NDA ayant une durée résiduelle la plus près possible de la durée résiduelle moyenne totale de tous les contrats;
APPROUVER les modifications proposées aux articles 13.2.3.1 et 13.2.3.1.1 des Conditions de service et Tarif relatifs à la cession de la capacité de transport détenue par le distributeur au 1er novembre 2016;
APPROUVER la fusion des zones Nord et Sud du service de transport à compter du 1er novembre 2016 ;
PRENDRE ACTE des modifications à apporter à la manière dont seront calculés les déséquilibres et les règlements financiers à la suite du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn;
APPROUVER les modifications proposées aux dispositions transitoires 19.2.6 et 19.2.7 des Conditions de service et Tarif relatives au service de fourniture et que ces changements soient en vigueur dès la réception, le cas échéant, d’une décision favorable de la Régie;
APPROUVER le processus de fonctionnalisation énoncé à la section 4.2.1 de la pièce Gaz Métro-16, Document 1, incluant le traitement financier au rapport annuel ;
APPROUVER la méthode de fonctionnalisation des achats de gaz naturel (option 4) présentée à la section 4.2.5 […] de la pièce Gaz Métro-16, Document 1 ;
APPROUVER la non-limitation des transferts de coûts entre les services ;
APPROUVER les changements à apporter à la suite de l’ajustement du mécanisme de calcul du prix de la fourniture au point Dawn pour le 1er novembre 2016, tels que détaillés à la section 4.5 de la pièce Gaz Métro-16, Document 1.
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2015-003 relatif aux capacités de transport contractées pour l’année 2015-2016 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
INTERDIRE, pour une période indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées contenues à l’annexe 1 de la pièce Gaz Métro-16, Document 4;
AUTORISER Gaz Métro à déroger à l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif afin de lui permettre de conclure avec un client majeur spécifique, oeuvrant dans le domaine de la métallurgie, un contrat d’une durée de 7 mois, soit du 1er septembre 2015 au 31 mars 2016;
APPROUVER la méthode de fonctionnalisation des achats de gaz naturel évaluée lors de la cause tarifaire 2016, énoncée à la section 1 de la pièce Gaz Métro-16, Document 5;
APPROUVER la méthode de fonctionnalisation des achats de gaz naturel évaluée au rapport annuel jusqu’au 31 octobre 2016, présentée à la section 2 de la pièce Gaz Métro-16, Document 5 ;
APPROUVER la non-limitation des transferts de coûts entre les services ;
APPROUVER une période de récupération des comptes de frais reportés aux services de transport et d’équilibrage établis au rapport annuel 2014 sur une période de trois ans, portant intérêt au coût moyen du capital ;
À l’égard du développement des ventes (pièces Gaz Métro-17, Documents 1 à 4)
PRENDRE ACTE de la rentabilité de son plan de développement;
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2014-077 pour la mise en place d’une méthodologie permettant l’analyse des pertes de clients en 2014 et les années subséquentes, et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE des suivis aux décisions D-2013-135, D-2014-077 et D‑2014‑165, en lien avec les programmes PRC et PRRC et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
AUTORISER le report, à la Cause tarifaire 2016, de l’examen des grilles d’aides financières révisées pour les programmes PRC et PRRC et APPROUVER les modifications proposées aux textes de ces programmes;
APPROUVER la méthode proposée à la pièce Gaz Métro-17, Document 4, pour déterminer le coût marginal de prestation de service de long terme spécifique à chaque projet, et AUTORISER son utilisation dans l’analyse de la rentabilité d’un projet de raccordement d’un client ou d’un ajout de charge chez un client existant, ainsi que dans l’analyse de la rentabilité globale du plan de développement.
À l’égard de la stratégie de gestion des actifs (pièce Gaz Métro-18, Document 1)
PRENDRE ACTE du suivi de la décision D-2013-106 relatif à la planification pluriannuelle des investissements requis dans le cadre de sa stratégie de gestion des actifs et S’EN DÉCLARER SATISFAITE.
À l’égard des investissements (pièces Gaz Métro-19, Documents 1 à 9)
ÉTABLIR la base de tarification à des fins d’établissement des tarifs à 1 939 797 000 $;
APPROUVER les additions à la base de tarification relatives à des projets d’investissement inférieurs à 1,5 M$;
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2013-106 relatif au compte de frais reportés lié à une extension éventuelle du réseau gazier vers la Côte-Nord et S’EN DÉCLARER SATISFAITE, AUTORISER le maintien de ce compte de frais reporté et REPORTER l’examen d’une proposition relative à sa disposition à la Cause tarifaire 2016.
À l’égard de la stratégie financière (pièces Gaz Métro-20, Documents 1 à 10)
RECONDUIRE la structure de capital présumée actuelle constituée de 38,5 % d’avoir ordinaire, 7,5 % d’avoir privilégié et 54 % de dette;
APPROUVER un coût en capital moyen de 7,09 % pour l’année tarifaire 2015;
APPROUVER un coût en capital prospectif de 5,86 % pour l’année tarifaire 2015.
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées déposées sous pli confidentiel et contenues à la pièce Gaz Métro-20, Document 2;
À l’égard du coût de service et revenu requis additionnel (pièces Gaz Métro 21, Documents 1 à 31)
Dans l’éventualité où la Régie devait APPROUVER la proposition d’allègement réglementaire et de révision du mode de partage de Gaz Métro (pièce Gaz‑Métro‑3, Document 1), RÉSERVER sa décision sur le revenu requis 2015 et PRENDRE ACTE du fait que Gaz Métro intégrera, dans le revenu requis 2015, les impacts de cette décision à intervenir sur la proposition, et ce, suivant la décision finale à être rendue sur les autres éléments du coût de service 2015 et sur les différents suivis, notamment ceux relatifs aux ANR et aux CFR, pouvant avoir un impact sur le point de départ décrit dans la proposition d’allégement réglementaire;
Dans l’éventualité où la Régie devait rejeter la proposition d’allègement réglementaire et de révision du mode de partage (pièce Gaz Métro-3, Document 1), APPROUVER un revenu requis de 1 101 842 000 $;
APPROUVER le code de conduite régissant les transactions entre apparentées du groupe corporatif qui se trouve à l’annexe 1 de la pièce Gaz Métro-21, Document 12;
PRENDRE ACTE de l’étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre les activités réglementées et non réglementées et de S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2013-106 (par. 193) relatifs aux charges d’exploitation reliées aux énergies nouvelles et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du fait qu’aucun coût lié aux activités de traitement du biométhane n’est inclus au budget 2015 dans le centre de coûts 14087- énergies nouvelles et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2013-106 faisant état des efforts consentis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER les coûts établis liés à la vente de GNL, soit 2 056 000 $;
PRENDRE ACTE du plan de balisage et du calendrier de réalisation décrits à la pièce Gaz Métro-21, Document 28 en suivi de la décision D-2014-077 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du résultat de l’application de la formule paramétrique retenue par la Régie exposé à la pièce Gaz Métro-21, Document 29 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER le traitement proposé à la pièce Gaz Métro-21, Document 31 pour l’ensemble des comptes de frais reportés ainsi que pour leur rémunération à un taux moyen pondéré du capital.
À l’égard des indices de qualité de service et incitatif à la performance (pièces Gaz Métro-22, Documents 1 et 2)
APPROUVER les indices de qualité de service proposés à la pièce Gaz Métro-22, Document 1.
À l’égard de la stratégie et des grilles tarifaires (pièces Gaz Métro-23, Documents 1 à 11)
APPROUVER les taux d’équilibrage et de transport, de même que la stratégie tarifaire d’établissement des tarifs de distribution ainsi que les taux en découlant pour l’année tarifaire 2014/2015.
À l’égard des modifications aux Conditions de service et Tarif (pièce Gaz Métro‑24, Document 1)
APPROUVER les modifications aux Conditions de service et Tarif, telles que présentées à la pièce Gaz Métro-24, Document 1.
À l’égard du texte des Conditions de service et Tarif (pièces Gaz Métro-25, Documents 1 et 2)
APPROUVER le texte des Conditions de service et Tarif tant dans ses versions française qu’anglaise, celles-ci étant communiquées comme pièces Gaz Métro-25, Documents 1 et 2.
À l’égard du rapport relatif au projet d’extension du réseau à La Corne (pièce Gaz Métro-26, Document 1)
PRENDRE ACTE du rapport produit sous la cote Gaz Métro-26, Document 1;
[…]
DANS LE CADRE DU DOSSIER TARIFAIRE 2016 – PHASE 4
À l’égard du plan d’approvisionnement gazier 2016-2019 (pièces Gaz Métro-103, Documents 1 à 6
APPROUVER le plan d’approvisionnement gazier 2016-2019;
PRENDRE ACTE des projections des ventes de GNL et de leur impact sur le plan d’approvisionnement gazier 2016-2019;
PRENDRE ACTE qu’aucun outil de maintien de la fiabilité n’est requis dans l’horizon du plan d’approvisionnement gazier 2016-2019;
PRENDRE ACTE que le client GM GNL se verra facturer les coûts d’utilisation de l’usine LSR reliés à la fonction entreposage, au taux moyen, pour la capacité qu’il aura réservée;
En lien avec le projet de déplacement de la structure d’approvisionnement vers Dawn :
PRENDRE ACTE de la stratégie de Gaz Métro pour assurer la flexibilité opérationnelle;
APPROUVER la méthode d’évaluation des coûts de flexibilité opérationnelle;
APPROUVER les modalités d’établissement des prix de la fourniture et de transport pour l’année de transition du déplacement des livraisons des clients en achat direct;
En réponse à différents suivis requis en lien avec les approvisionnements gaziers :
PRENDRE ACTE du suivi sur la sensibilité de la méthode d’évaluation de la demande de pointe au changement de l’année de référence et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du suivi requis portant sur l’examen de la possibilité que le facteur d’ajustement puisse tenir compte de la croissance de la demande de manière à refléter le profil de consommation de l’ajout des volumes pour les grandes catégories VGE et PMD et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER le maintien du statu quo pour la méthode de calcul du facteur d’ajustement;
APPROUVER la reconduction de l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour l’exercice 2016;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations déposées sous pli confidentiel et contenues aux annexes 1, 2 et 3 des annexes 14 a) et b) de la pièce Gaz Métro-103, Document 1, ainsi que l’information caviardée contenue à l’annexe 14 c) de la pièce Gaz Métro 103, Document 1.
À l’égard du développement des ventes (pièces Gaz Métro-104, Documents 1 à 3)
RECONDUIRE, jusqu’au 30 septembre 2017, le programme de flexibilité tarifaire;
PRENDRE ACTE de la rentabilité du plan de développement;
En lien avec les suivis requis par la Régie concernant le PRC :
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2014-071 visant la révision du modèle d’attribution des aides financières du PRC et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2014-065 relatif aux appareils périphériques et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
AUTORISER Gaz Métro à verser dans la base de tarification les montants contenus au compte de frais reportés temporaire hors base créé pour les appareils périphériques;
PRENDRE ACTE du maintien des aides financières versées pour les appareils périphériques;
À l’égard du Système de plafonnement et d’échange des droits d’émission de gaz à effet de serre (pièces Gaz Métro-105, Documents 1 et 2)
PRENDRE ACTE des suivis déposés relatifs à la décision D-2014-171 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER la mise à jour de la stratégie de couverture pour la période 2015 à 2017;
APPROUVER la stratégie de couverture pour la période 2018 à 2020;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations déposées sous pli confidentiel et contenues aux sections 2.1, 2.2, 2.3 et 5 de la pièce Gaz Métro-105, Document 1 et à la pièce Gaz Métro-105, Document 2.
À l’égard de la stratégie de gestion des actifs (pièce Gaz Métro-106, Document 1)
PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2013-106 concernant la planification pluriannuelle des investissements requis dans le cadre de la stratégie de gestion des actifs et S’EN DÉCLARER SATISFAITE.
À l’égard des investissements (pièces Gaz Métro-107, Documents 1 à 11)
ÉTABLIR la base de tarification à des fins d’établissement des tarifs à 1 953 869 000 $;
APPROUVER les additions à la base de tarification relatives à des projets d’investissement inférieurs à 1,5M$;
APPROUVER la proposition de modalités de disposition du compte de frais reportés lié à l’extension éventuelle du réseau gazier vers la Côte-Nord;
PRENDRE ACTE de l’étude des taux d’amortissement réalisée par la firme Gannett Fleming pour les actifs de distribution, de stockage et de transmission;
AUTORISER la modification des taux d’amortissement des actifs de distribution, de stockage et de transmission qui seront en vigueur jusqu’à la prochaine étude des taux;
AUTORISER la création de nouvelles catégories d’actifs d’installations générales;
AUTORISER la modification des taux d’amortissement des actifs d’installations générales qui seront en vigueur jusqu’à la prochaine étude des taux.
À l’égard de la stratégie financière (pièces Gaz Métro-108, Documents 1 à 10)
RECONDUIRE la structure de capital présumée actuelle constituée de 38,5 % d’avoir ordinaire, 7,5 % d’avoir privilégié et 54 % de dette;
APPROUVER un coût en capital moyen de 6,82 % pour l’année tarifaire 2016;
APPROUVER un coût en capital prospectif de 5,43 % pour l’année tarifaire 2016.
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées déposées sous pli confidentiel et contenues à la pièce Gaz Métro-108, Document 2;
À l’égard des coûts de service et du revenu additionnel requis (pièces Gaz Métro‑109, Documents 1 à 23)
APPROUVER un revenu requis de 1 185 743 000 $;
APPROUVER les coûts établis liés à la vente de GNL, soit 2 369 000 $;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis par la décision D-2013-106 présentant les efforts poursuivis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis par la décision D-2014-077 relatif au plan de balisage des charges d’exploitation et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du résultat de l’application de la formule paramétrique pour la période 2009-2016 et AUTORISER la suspension du dépôt du résultat de la formule paramétrique pour la période au cours de laquelle l’allègement réglementaire s’appliquera;
APPROUVER la méthode proposée de fonctionnalisation de l’impôt sur le revenu dans le coût de service, telle que décrite à la pièce Gaz Métro-109, Document 23;
APPROUVER des ajustements aux méthodes d’établissement des tarifs mensuels du SPEDE et de la fourniture et de la compression, tels que décrits à la pièce Gaz Métro-109, Document 23;
AUTORISER que l’ajustement à la méthode d’établissement du tarif mensuel du SPEDE soit applicable rétroactivement au 1er janvier 2015;
À l’égard de l’efficacité énergétique (pièces Gaz Métro-110, Documents 1 à 5)
APPROUVER les budgets du PGEÉ 2015-2016;
PRENDRE ACTE des modifications apportées aux modalités et aux aides financières des programmes existants du PGEÉ;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis dans la décision D-2014-201 relatif au programme PE111 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE de la fin du programme PE124 Fenêtre ENERGY STAR;
APPROUVER l’intégration des bénéfices non énergétiques dans les tests économiques du PGEÉ;
APPROUVER un montant de 1 000 000 $ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes;
À l’égard des indices de qualité de service et incitatif à la performance (pièces Gaz Métro-111, Documents 1 et 2)
APPROUVER les indices de qualité de service proposés;
À l’égard de la stratégie et des grilles tarifaires (pièces Gaz Métro-112, Documents 1 à 12)
APPROUVER les taux d’équilibrage et de transport, de même que la stratégie tarifaire d’établissement des tarifs de distribution ainsi que les taux en découlant pour l’année tarifaire 2015-2016.
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis par la décision D-2014-065 décrivant l’état des réflexions concernant l’établissement des obligations minimales annuelles de transport et les modalités d’allégement s’y rapportant et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis par la décision D-2014-201 relatif à l’état des réflexions concernant la marge de manoeuvre de 2 % accordée aux clients en combinaison tarifaire continue et interruptible ainsi que les règles tarifaires entourant la migration des clients entre les services interruptible et continu en cours de contrat et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis par la décision D-2014-201 portant sur l’instrumentation des clients aux tarifs D4 et D5 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
À l’égard des modifications aux Conditions de service et Tarif (pièce Gaz Métro‑113, Document 1)
APPROUVER les différentes modifications proposées aux Conditions de service et Tarif décrites à la pièce Gaz Métro-113, Document 1;
APPROUVER les différentes modifications proposées aux Conditions de service et Tarif concernant l’abolition du service de compression décrites à la pièce Gaz Métro-113, Document 2 pour une entrée en vigueur le 1er novembre 2015;
À l’égard du texte des Conditions de service et Tarif (pièces Gaz Métro-114, Documents 1 à 4)
APPROUVER le texte des Conditions de service et Tarif tant dans ses versions française qu’anglaise, celles-ci étant communiquées comme pièces Gaz Métro‑114, Documents 1 et 2;
APPROUVER le texte des Conditions de service et Tarif reflétant l’abolition du service de compression pour une entrée en vigueur le 1er novembre 2015 tant dans ses versions française qu’anglaise, celles-ci étant communiquées comme pièces Gaz Métro-114, Documents 3 et 4.
[…] »[2].
3. PLAN D’APPROVISIONNEMENT
[7] Gaz Métro a déposé des suivis liés au dossier 2015, le plan d’approvisionnement 2016-2019 (le Plan d’approvisionnement), ainsi que des suivis liés au dossier 2016.
3.1 Suivis liés au dossier 2015
3.1.1 Rapport mensuel du calcul du prix de service de la fourniture
[8] Gaz Métro présente les modifications proposées au calcul du prix du service de fourniture pour refléter l’abolition du gaz de compression et la fin du Programme des dérivés financiers[3]. Gaz Métro demande à la Régie de prendre acte de ces modifications afin de les intégrer au rapport mensuel du calcul du prix du service de fourniture.
[9] La Régie prend acte des modifications à apporter au rapport mensuel du prix du service de fourniture pour tenir compte de l’abolition du service de gaz de compression et de la fin du Programme des dérivés financiers au 1er novembre 2015.
[10] La Régie prend acte du fait que le « Document explicatif » du calcul du prix du service de fourniture sera présenté au début de 2016 en mode « suivi de modifications » et traitera, entre autres, des changements apportés au calcul du prix de fourniture à compter du 1er novembre 2015.
[11] La Régie approuve également les changements proposés au calcul du prix du service de fourniture à la suite de l’ajustement du mécanisme de calcul du prix de la fourniture au point de livraison de Dawn pour le 1er novembre 2016[4].
[12] La Régie prend acte du fait que le « Document explicatif » du calcul du prix du service de fourniture sera présenté au début de 2017 en mode « suivi de modifications » et traitera, entre autres, des changements approuvés par la Régie au mécanisme de calcul du prix de la fourniture pour le 1er novembre 2016.
3.1.2 Méthodologie de calcul du coût de maintien de la capacité minimale de transport Firm Transmission Long Haul
[13] Dans le cadre de l’Entente[5], le Distributeur doit maintenir une capacité minimale de 85 000 GJ/jour de transport ferme entre Empress et la franchise de Gaz Métro jusqu’au 31 décembre 2020.
[14] La capacité de transport minimale Firm Transmission Long Haul (FTLH) à contracter a été convenue de façon à permettre à TransCanada Pipelines Limited (TCPL) un développement rentable de nouvelles capacités à partir de Dawn et de limiter la hausse tarifaire du transport Firm Transmission Short Haul (FTSH). L’ensemble de la clientèle, incluant les clients qui détiennent leur propre service de transport, bénéficie donc des impacts de cette modalité.
[15] Dans sa décision D-2014-064, la Régie précise :
« [36] Par conséquent, la Régie retient le principe que tous les clients du Distributeur devront assumer les coûts supplémentaires découlant de ces réservations. Elle ordonne au Distributeur de présenter, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, les dispositions tarifaires qui permettront la mise en œuvre d’une telle mesure »[6].
[16] À cet égard, le Distributeur propose une méthodologie qui consiste à évaluer la différence entre le coût unitaire global de livrer le gaz d’Empress vers la franchise de Gaz Métro et le coût de livraison à partir de Dawn. Cette comparaison se fait sur la base d’hypothèses établies pour les prix de fourniture, de compression et de transport, sur une base annuelle et porte sur une capacité de transport minimale de 85 000 GJ/jour[7].
[17] Gaz Métro indique avoir scindé cette capacité minimale à contracter entre FTLH‑GMIT EDA[8] (75 000 GJ/jour) et FTLH-GMIT NDA[9] (10 000 GJ/jour) de manière à refléter les coûts de transport et de compression de ces tronçons. Le Distributeur propose d’appliquer un taux uniforme de maintien de la capacité minimale pour l’ensemble de sa clientèle, sans distinction de zone.
[18] Ce taux unitaire est obtenu en divisant le coût de maintien de capacité minimale par les volumes projetés au moment du dossier tarifaire pour l’ensemble de la clientèle, incluant les volumes des clients qui détiennent leur propre service de transport[10].
[19] Gaz Métro propose que le coût de maintien de capacité minimale soit applicable au moment où la quantité minimale deviendra obligatoire. Le Distributeur indique que, selon le plan d’approvisionnement, il doit conserver des capacités de transport FTLH entre Empress et sa franchise au-delà du niveau minimum de 85 000 GJ/jour prévu à l’Entente, afin de répondre aux besoins de la clientèle jusqu’au 31 octobre 2017. Les coûts seront donc facturés à l’ensemble de la clientèle du 1er novembre 2017 au 31 décembre 2020.
[20] Le Distributeur indique que les clients qui achètent le gaz naturel renouvelable produit sur la franchise de Gaz Métro, incluant le client en réseau dédié de biogaz, n’auront pas à assumer ces coûts, étant donné qu’ils s’approvisionnent dans la franchise de Gaz Métro et ne contractent aucune capacité de transport en amont. Ce traitement est similaire à celui des volumes contractés sous le service de gaz d’appoint, puisque le coût direct du transport fourni ponctuellement par le Distributeur est facturé au client sous ce service.
[21] L’ACIG ne se prononce pas sur la méthodologie du calcul de coût de maintien de la capacité minimale FTLH, mais sur le principe selon lequel tous les clients devraient assumer les coûts supplémentaires découlant de ces réservations. L’intervenante croit que le présent dossier doit permettre un débat plus large que l’analyse de la méthodologie présentée, et permettre la discussion sur le principe, à savoir s’il est juste, raisonnable et non discriminatoire d’instaurer une telle mesure.
[22] L’ACIG affirme que la proposition de Gaz Métro découle directement de l’ordonnance de la Régie, sans toutefois qu’il n’y ait eu de véritable débat sur les fondements de cette question.
[23] L’intervenante considère que la décision de la Régie d’ordonner à tous les clients du Distributeur d’assumer les coûts supplémentaires découlant des réservations de 85 000 GJ/jour à Empress de 2017 à 2020 est discriminatoire et cause un préjudice réel aux clients qui détiennent leur propre transport.
[24] L’ACIG est d’avis que l’engagement de Gaz Métro à contracter une capacité minimale de 85 000 GJ/jour à Empress réside dans l’Entente. Elle souligne que les clients s’étant retirés du service de transport de Gaz Métro assument eux-mêmes les tarifs de TCPL ou ceux découlant de conditions du marché pour le transport acquis d’un tiers.
[25] L’ACIG indique que la proposition de Gaz Métro impose aux clients qui détiennent leur propre transport une duplication des coûts, en ce que ces clients financent des coûts supplémentaires de transport, alors qu’ils assument les tarifs de TCPL pour le transport qu’ils ont eux-mêmes contracté. Selon cette intervenante, il est illusoire de prétendre que des clients pourraient tenter d’éviter les coûts additionnels de longue distance en fournissant leur propre transport. En effet, les capacités de transport entre Parkway et Maple sont restreintes, toute capacité additionnelle demande un engagement de 15 ans et les clients qui détiennent du transport sont déjà assujettis à d’autres engagements.
[26] En réponse à une demande de l’ACIG, Gaz Métro confirme que les distributeurs Enbridge Gas Distribution Inc. (Enbridge) et Union Gas Limited (Union Gas) ne facturent pas de frais de maintien des capacités minimales découlant de l’Entente à leurs clients qui fournissent leur propre service de transport[11].
[27] L’ACIG indique que l’application du principe retenu par la Régie aurait pour effet de pénaliser les usagers du Québec par rapport à ceux de l’Ontario[12].
[28] Lors de l’audience, en réponse à un engagement, Gaz Métro confirme les motifs pour lesquels Enbridge et Union Gas ne facturent pas, aux clients qui détiennent leur propre transport, les capacités de FTLH à maintenir découlant de l’Entente :
« […] Tel que confirmé hier, Enbridge et Union ne facturent pas les capacités de FTLH qu’ils doivent maintenir suite à l’entente qu’on a eue avec TCPL. Au niveau de Union, en fait, la raison est relativement simple, ce qu’ils disent, c’est que les clients qui ont leur propre service de transport assument eux-mêmes leur service de transport et les coûts qui en découlent, donc n’ont pas à assumer les frais supplémentaires que Union doit maintenir en fonction des capacités qui découlent de l’entente. Donc, seuls les clients qui sont à l’équivalent de leur gaz de réseau, donc au service du distributeur, en assument les frais.
Pour ce qui est d’Enbridge, c’est la première partie de la réponse est la même. Et Enbridge rajoute que ça respecte mieux les principes ou ça respecte les principes de causalité des coûts […] »[13].
[29] L’ACIG souligne que ces informations supplémentaires quant aux politiques d’Union Gas et d’Enbridge sur le même enjeu, ainsi que les motifs au soutien de ces politiques, constituent des faits nouveaux qui, s’ils avaient été connus par la Régie en 2014, auraient pu justifier une décision différente de celle qui a été rendue. L’intervenante invite donc la Régie à reconsidérer son approche à l’égard de cette politique.
Opinion de la Régie
[30] La Régie constate que la méthodologie proposée par le Distributeur pour le calcul du coût de maintien de la capacité minimale FTLH, découlant de l’Entente, est conforme au principe établi dans sa décision D‑2014‑064.
[31] La méthodologie propose une application équitable du partage des coûts de maintien de la capacité minimale entre tous les clients, incluant ceux qui fournissent leur propre service de transport.
[32] Considérant les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve l’exclusion des clients qui achètent le gaz naturel renouvelable, incluant les clients en réseau dédié de biogaz ainsi que les volumes contractés sous le service de gaz d’appoint, du calcul des coûts de maintien de la capacité minimale FTLH.
[33] La Régie fixe la date d’entrée en vigueur de cette exclusion au 1er novembre 2017, considérant que la capacité minimale sera exigée à partir de cette date.
[34] À l’égard de la position de l’ACIG, la Régie indique que la décision D‑2014‑064 était basée sur des motifs d’équité entre tous les clients de Gaz Métro et sur le contexte gazier connu à ce moment.
[35] La Régie rappelle que l’ensemble de la clientèle, incluant les clients qui détiennent leur propre service de transport, bénéficie des impacts à la baisse sur les tarifs reliés à la signature de l’Entente.
[36] La Régie considère que l’enjeu principal relatif au partage des capacités minimales de transport a trait aux modalités d’application du principe approuvé dans sa décision D‑2014‑064. Elle considère aussi que l’équité entre les clients de Gaz Métro est un principe qui a préséance sur l’équité avec les clients des autres distributeurs. En conséquence, la Régie réitère les termes de sa décision D‑2014‑064, en ce qui a trait à cet enjeu.
[37] La Régie approuve la méthodologie de calcul du coût relié au maintien de la capacité minimale de transport FTLH, incluant sa considération dans l’évaluation des tarifs de transport, ainsi que l’application de cet ajustement à compter de la date où la capacité minimale sera effectivement applicable dans la structure d’approvisionnement.
3.1.3 Préavis d’entrée et de sortie du service de transport
[38] Considérant que le contexte gazier actuel implique la construction de nouveaux pipelines, TCPL impose un avis de renouvellement de deux ans avant l’échéance des contrats de service de transport. La durée des futurs contrats de transport entre Parkway et la franchise de Gaz Métro sera de 15 ans, ce qui implique la modification de la durée de l’ensemble des contrats FTSH existants à cinq ans, à partir de la date de la mise en application des nouvelles capacités.
[39] Gaz Métro demande de modifier les modalités relatives aux préavis d’entrée et de sortie du service de transport du Distributeur prévues au texte des Conditions de service et Tarif. Elle mentionne que les préavis doivent être revus afin de tenir compte des modifications relatives au droit de renouvellement des capacités détenues.
Préavis d’entrée du service de transport
[40] Gaz Métro propose de modifier l’article 13.1.4.1 des Conditions de service et Tarif portant sur le Préavis d’entrée comme suit :
« Le client qui désire se prévaloir du service de transport du distributeur au plus tôt le 1er novembre doit en informer ce dernier par écrit avant le 1er mars précédent. Nonobstant le respect ou non par le client du préavis exigé au présent article, le client ne pourrait se prévaloir du service de transport du distributeur que s’il était possible pour le distributeur de le lui fournir »[14].
[41] Le Distributeur indique que, dans certains cas, le retour du client permet de générer des revenus additionnels, sans augmenter ses coûts, ce qui est bénéfique pour l’ensemble de la clientèle.
[42] Gaz Métro reprend les motifs énoncés au dossier tarifaire 2014, pour ne pas intégrer la notion « financièrement rentable » au nouvel article 13.1.4.1 des Conditions de service et Tarif :
« […] L’ajout de la notion “financièrement rentableˮ pourrait :
1) être en contradiction avec le droit qu’a toute personne qui en fait la demande et qui se situe dans le territoire desservi par le réseau de Gaz Métro […]. […] Gaz Métro est le fournisseur de dernier recours et que si le client ne contracte pas de transport, Gaz Métro devra le desservir;
2) se traduire en un traitement discriminatoire entre les clients.
[…] Si Gaz Métro trouve les outils de transport nécessaires et que la date du 1er mars est respectée, Gaz Métro estime qu’elle se doit de permettre le retour du client à son service, au même titre qu’elle accepterait l’augmentation de consommation du client déjà assujetti à son service de transport »[15].
[43] Lors de l’audience, le Distributeur explique que peu de clients fournissent leur propre service de transport et que les arbitrages de marchés ne constituent pas un enjeu important :
« Je vous répondrais que les arbitrages de marchés dont parle la FCEI ne constituent pas pour nous présentement un enjeu important, d’abord parce qu’on propose des modifications au préavis de sortie, des modifications qui sont plus fermes, plus strictes et ça, pour nous, ça empêche aux clients d’alterner d’un service à l’autre, donc de se promener entre le service du Distributeur et le service du client. Si les règles d’entrée sont plus souples, les règles de sortie, elles, sont beaucoup plus strictes »[16].
[44] Gaz Métro soutient qu’il y a lieu de permettre une flexibilité quant au préavis lorsqu’il y a des bénéfices potentiels pour la clientèle. Le Distributeur indique qu’il s’engage à surveiller étroitement la situation des migrations et, au besoin, à proposer à la Régie l’application d’un incitatif monétaire motivant les clients à respecter la date butoir du 1er mars chaque année.
[45] L’ACIG comprend l’approche du Distributeur et appuie en conséquence la modification proposée à l’article 13.1.4.1 des Conditions de service et Tarif.
[46] La FCEI est en principe d’accord avec la possibilité de permettre le retour de clients au service de transport de Gaz Métro lorsque cela est à l’avantage de l’ensemble de la clientèle, même lorsque le préavis prévu à l’article 13.1.4.1 des Conditions de service et Tarif n’est pas respecté. Toutefois, cette intervenante est préoccupée par la flexibilité que demande Gaz Métro pour permettre le retour de clients ne respectant pas l’échéance annuelle du 1er mars.
[47] La FCEI souligne qu’il y a une distinction fondamentale entre un client au service de transport du Distributeur, et dont la consommation augmente, et un client qui a fait le choix d’utiliser son propre transport. Dans le second cas, le client a fait un choix délibéré afin de profiter de conditions plus avantageuses que les tarifs de Gaz Métro, mais présentant aussi un risque plus grand. Dans ce cas, elle indique qu’il n’appartient pas aux autres clients d’assumer ce risque.
[48] L’intervenante indique que la notion de rentabilité devrait être prise en considération dans l’étude de ces migrations, de la même manière que dans le cas de migrations entre service interruptible et continu et pour les sorties du service de transport du Distributeur.
[49] Lors de l’audience, la FCEI indique :
« […] la FCEI demande, c’est d’avoir une protection accrue pour les clients qui sont captifs du service de transport de Gaz Métro. Et il y a, dans les Tarifs et conditions, une notion de rentabilité qui est associée aux conditions de migration, à certaines en tout cas clauses de migration. Mais, l’impression que ça laisse, c’est que cette notion-là de rentabilité n’a jamais vraiment été prise en compte […].
[…] ce que l’on recherche, ce sont des indications claires. Ce qu’on veut, c’est que cette notion-là de rentabilité soit vraiment opérante et qu’elle soit évaluée de façon vraiment objective »[17].
[50] Selon la FCEI, les bénéfices à moyen et long termes, tels que définis par Gaz Métro, sont difficilement quantifiables et supposent des hypothèses sur le choix du client si la migration n’est pas acceptée. Elle estime, dans l’hypothèse où la Régie accepte la Demande, qu’il est nécessaire de préciser que la migration génère des bénéfices à court terme au service de transport.
Préavis de sortie du service de transport
[51] Selon le Plan d’approvisionnement, Gaz Métro anticipe une augmentation de la proportion des capacités de plus longue échéance, soit des termes allant jusqu’en 2030 ou 2031. Cette situation accroîtrait la possibilité de coûts de transport non utilisés, à la charge de la clientèle au service de transport du Distributeur. Gaz Métro propose de raffermir les conditions de sorties du service de transport afin d’éviter les coûts échoués.
[52] À cet égard, Gaz Métro propose une modification de l’article 13.1.4.2 des Conditions de service et Tarif permettant au client de se retirer du service du Distributeur sans cession de capacité, sauf pour les clients qui achètent le gaz naturel renouvelable produit sur la franchise de Gaz Métro.
[53] En réponse à une question de la Régie, Gaz Métro confirme qu’une réévaluation de la modification de cet article sera effectuée lorsque les termes des contrats de transport détenus par le Distributeur seront de l’ordre de deux à trois ans, en novembre 2030. Une réévaluation de l’article de préavis de sortie sans cession de capacité est donc prévue dans le cadre du dossier tarifaire 2027[18].
[54] Gaz Métro demande, par ailleurs, l’autorisation d’exiger un préavis de 60 jours afin de couvrir les délais administratifs et précise que les articles 13.1.4.2 et 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif ne feraient plus référence à la notion de « cession de capacité ».
[55] Gaz Métro indique qu’il est possible de se retirer du service de transport selon l’article 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif proposé, lorsqu’il est rentable et opérationnellement possible pour le Distributeur de l’accepter[19].
[56] Gaz Métro propose de modifier les articles 13.1.4.2 et 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif de la façon suivante :
« Service du Distributeur
13.1.4.2 Préavis de sortie
Sous réserve de l’article 13.2.1, le client qui ne désire plus se prévaloir du service de transport du distributeur pour fournir le service lui-même doit en informer ce dernier par écrit au moins 60 jours à l’avance.
Nonobstant le respect ou non par le client
du préavis exigés au présent article, ce dernier ne pourrait se retirer
du service de transport du distributeur que s’il était rentable et
opérationnellement possible pour le distributeur de l’accepter.
Service fourni par le client
13.2.3.2 Préavis d’entrée
Le client qui désire fournir son service de transport doit en informer le distributeur par écrit au moins 60 jours à l’avance.
Nonobstant le respect ou non par le client de l’un desdu préavis exigés au présent article, ce dernier ne pourrait fournir son service de transport que s’il était rentable et opérationnellement possible pour le distributeur de l’accepter »[20].
[57] L’ACIG s’objecte à la modification des articles 13.1.4.2 et 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif qu’elle considère discriminatoire et contraire aux principes d’un marché déréglementé, puisqu’elle empêche les clients de se prévaloir des conditions favorables de marché leur permettant de maintenir leur compétitivité.
[58] L’ACIG valorise l’accès au marché secondaire qui procure de la flexibilité opérationnelle aux clients.
[59] L’ACIG est d’avis que les conditions actuelles d’approvisionnement en amont de la franchise du Distributeur sont difficiles. Toutefois, elle soutient qu’au plan des principes, les avantages découlant d’un marché libre dynamique et du dégroupement des tarifs demeurent réels. Conséquemment, elle indique que les conditions reviendront à une certaine normalité et qu’alors, les clients pourront à nouveau choisir de diversifier et d’optimiser leurs outils d’approvisionnement.
[60] Selon l’ACIG, la suspension de l’article 13.1.4.2 des Conditions de service et Tarif pourrait priver Gaz Métro d’une flexibilité qui pourrait bénéficier à l’ensemble de la clientèle. Elle cite l’exemple d’un client souhaitant se retirer du service de transport du Distributeur, sans cession de capacité, et qui pourrait rendre disponible sa capacité à Gaz Métro, afin de desservir la demande additionnelle, sans que cette dernière ait à contracter un engagement de 15 ans, ni à prolonger de cinq ans les ententes existantes.
[61] L’ACIG s’oppose à ce que les clients qui sont présentement au service de transport y demeurent liés pour un grand nombre d’années, sans possibilité de s’en libérer à des conditions raisonnables.
[62] L’intervenante propose de collaborer afin de trouver une formule qui répondra aux préoccupations du Distributeur, par exemple une cession des contrats sur une base partielle, pour une durée initiale moindre, assujettie à des conditions de renouvellement. Cette collaboration nécessiterait la mise en place d’un groupe de travail afin de permettre à Gaz Métro et aux intervenants concernés d’explorer d’autres alternatives et de réviser l’ensemble des conditions de service de transport.
[63] La FCEI souligne que l’article 13.1.4.2 des Conditions de service et Tarif prévoit que la rentabilité est une condition nécessaire à l’acceptation de migrations. Or, cette notion de rentabilité doit trouver application dans la réalité et les clients qui demeurent au service de transport du Distributeur ne doivent pas être pénalisés par le choix de ceux qui migrent. Par conséquent, la FCEI estime que des règles concrètes doivent permettre de mieux mettre en application la notion de rentabilité.
[64] En ce qui a trait à l’entrée, autant que la sortie, du service de transport du Distributeur, la FCEI suggère que la notion de rentabilité trouve une application concrète dans la pratique, par l’imposition, entre autres, d’un frais de migration évitant le transfert de coûts vers la clientèle du service de transport du Distributeur.
[65] Quant à la proposition de l’ACIG sur la mise en place d’un groupe de travail afin de discuter de ces enjeux, la FCEI indique :
« […] on n’est absolument pas fermés à ce qu’il y ait une discussion qui se fasse pour essayer de trouver s’il n’y a pas moyen d’avoir une solution qui puisse être acceptable pour tout le monde, selon la proposition de l’ACIG […] »[21].
Opinion de la Régie
[66] La Régie constate que, dans le contexte impliquant la construction de pipelines, Gaz Métro doit assumer la gestion et la sécurité du Plan d’approvisionnement, dans des conditions moins flexibles imposées par TCPL.
[67] Elle note que le Plan d’approvisionnement du Distributeur s’échelonne sur de plus longues échéances, avec des termes allant jusqu’en 2030 ou 2031. Elle est d’avis que cette situation accroît la possibilité de coûts échoués à la charge de la clientèle du service de transport du Distributeur.
[68] La Régie accepte de modifier les conditions d’entrée et de sortie au service de transport du Distributeur, afin de tenir compte des modifications apportées par TCPL à ses tarifs de transport, particulièrement aux articles relatifs au droit de renouvellement des capacités détenues.
[69] La Régie considère que le traitement des clients qui désirent se retirer du service de transport, avec cession de capacité de transport, lorsqu’il est rentable et opérationnellement possible pour le Distributeur de l’accepter, s’avère un compromis acceptable vis-à-vis des clients qui restent au service de transport du Distributeur.
[70] La proposition de Gaz Métro permettrait ainsi de minimiser les coûts de transport non utilisés et les risques à la charge de la clientèle de son service de transport.
[71] Dans ce contexte, la Régie est d’avis que la notion de rentabilité doit être évaluée de façon objective et s’appliquer concrètement afin de s’assurer que les clients qui demeurent au service de transport du Distributeur ne soient pas pénalisés par le choix de ceux qui migrent.
[72] Pour les motifs présentés par Gaz Métro, et considérant que le Distributeur est déjà assujetti aux nouvelles règles de TCPL, la Régie approuve les modifications proposées aux articles 13.1.4.1, 13.1.4.2 et 13.2.3.2 des Conditions de service et Tarif et fixe leur entrée en vigueur à la date de la présente décision.
[73] En ce qui a trait aux conditions d’entrée et de sortie du service de transport du Distributeur, la Régie demande à Gaz Métro de fournir, lors du prochain dossier tarifaire, une analyse portant sur l’application concrète de la notion de rentabilité globale, soit pour les services de fourniture, transport, équilibrage et distribution, sur la durée de vie du contrat de transport, basée sur des critères de rentabilité, objectifs et leur application, tel que demandé par la FCEI. Cette rentabilité devrait être conciliée avec l’obligation de desservir de Gaz Métro.
[74] La Régie comprend, par ailleurs, les préoccupations exprimées par l’ACIG quant aux modifications aux conditions de service de transport du Distributeur, qui empêchent les clients de se prévaloir des conditions de marché favorables.
[75] La Régie demande à Gaz Métro de mettre en place un groupe de travail avec les représentants de toutes les catégories de ses clients afin d’évaluer les modalités relatives aux préavis d’entrée et de sortie du service de transport du Distributeur, tenant compte de l’environnement actuel. Un rapport faisant état des améliorations potentielles devra être déposé dans le prochain dossier tarifaire.
3.1.4 Cession de la capacité de transport
[76] Le Distributeur propose de modifier l’article 13.1.4.2 des Conditions de service et Tarif afin que le client qui désire se retirer du service de transport du Distributeur se voie céder, de façon permanente, la capacité de transport détenue, pour son utilisation.
[77] Le Distributeur prévoit cette cession de capacité en fonction du portefeuille de transport détenu lorsque le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn sera effectif le 1er novembre 2016. Il identifie les contrats suivants:
• FTLH Empress-GMIT EDA/NDA;
• FTSH Dawn-GMIT EDA;
• FTSH Parkway-GMIT EDA/NDA combiné avec M12 Dawn-Parkway;
• STS Parkway-GMIT EDA/NDA combiné avec M12 Dawn-Parkway;
• contrat de transport avec une tierce partie Dawn-GMIT EDA/Parkway.
[78] Gaz Métro prévoit que la cession de capacité de transport se fera à partir des contrats fermes. Elle propose de ne pas céder les contrats de transport secondaire, puisque ces derniers sont généralement de courte durée et que les contrats avec des tierces parties ne comportent pas d’articles permettant de céder une partie ou la totalité de cette capacité.
[79] Le Distributeur propose de ne pas céder les capacités liées à la capacité minimale FTLH de 85 000 GJ/jour, car celles-ci doivent être maintenues jusqu’au 31 décembre 2020, non plus que les capacités de durée résiduelle d’un an, ou, enfin, les capacités dédiées au service d’équilibrage[22]. Par ailleurs, Gaz Métro confirme qu’elle ne prévoit pas céder de capacité sur Champion Pipeline (Champion) à un client de la zone Nord qui se retirerait du service de transport du Distributeur.
[80] Enfin, Gaz Métro propose que les capacités entre Parkway et GMIT EDA attribuées au transport, disponibles à la cession, soient établies à partir de tous les contrats, dans une proportion de 93 %.
Détermination de la durée de capacité de transport à céder
[81] Étant donné que les contrats FTSH Parkway-GMIT EDA ont des échéances diverses, Gaz Métro a analysé trois options afin de déterminer les contrats à partir desquels les cessions de capacité seraient effectuées.
[82] La première option consiste à céder les contrats de plus courte échéance. Cette option favorise les clients se retirant du service de transport de Gaz Métro, aux dépens des clients au service du Distributeur. Le Distributeur indique qu’advenant la gestion d’une baisse potentielle de la demande, la flexibilité relative par des contrats de plus courte durée serait diminuée, ce qui implique des surcoûts de transport.
[83] La seconde option consiste à céder une partie des contrats selon les trois échéances de 5, 14 et 15 ans, au prorata des capacités. Cette option présente une équité parfaite, mais elle entraîne une complexité administrative non souhaitable.
[84] La troisième option analysée consiste à maintenir la règle actuelle, soit une cession de la capacité de transport ayant une durée résiduelle la plus près possible de la durée résiduelle moyenne totale de tous les contrats. Cette règle permet de maintenir une équité entre les clients se retirant du service de transport du Distributeur qui préféreraient se voir céder les contrats ayant l’échéance la plus courte et les clients ne se retirant pas du service de transport du Distributeur qui préféreraient que les retombées des contrats à courte échéance leur soient profitables.
[85] Gaz Métro ne retient pas l’option 1, car elle entraîne une iniquité entre les clients qui se retirent et ceux qui demeurent au service de transport du Distributeur. Par ailleurs, et bien qu’elle présente une équité parfaite, Gaz Métro ne retient pas non plus l’option 2, car elle entraîne trop de complexité administrative.
[86] Gaz Métro juge que l’option 3 est le meilleur compromis entre l’équité entre les clients qui se retirent et ceux qui ne se retirent pas du service du Distributeur et la simplicité administrative, pour les clients et pour le Distributeur. De plus, cette option correspond à la règle déjà en place depuis le dégroupement des tarifs. Par conséquent, Gaz Métro retient l’option 3.
[87] Gaz Métro propose de céder la capacité de transport entre Parkway et GMIT EDA/NDA ayant une durée résiduelle la plus près possible de la durée résiduelle moyenne totale de tous les contrats, à compter du 1er novembre 2016.
Cession de la capacité d’Union Gas
[88] Les contrats cédés entre Parkway et GMIT EDA devront être combinés à des contrats de transport M12 Dawn-Parkway contractés auprès d’Union Gas. Gaz Métro propose de céder la capacité dont l’échéance est la plus près de celle cédée entre Parkway et GMIT EDA/NDA.
Modification proposée aux Conditions de service et Tarif
[89] Pour refléter ces propositions, incluant le traitement différent pour les clients utilisant du gaz naturel renouvelable, le Distributeur propose la révision de certains articles des Conditions de Service et Tarif en vigueur :
« 13.2.3.1 Cession de la capacité de transport détenue par le distributeur
À moins que ce ne soit pour acheter du gaz naturel renouvelable produit sur le territoire du distributeur, Lle client qui désire se retirer du service de transport du distributeur se voit céder de façon permanente la capacité de transport déjà détenue pour lui par le distributeur. Le client paie alors directement le transporteur pour le service de transport ainsi acquis.
Nonobstant l’alinéa qui précède et dans la mesure où il est rentable et opérationnellement possible pour le distributeur de l’accepter, le client en service de distribution D1, D3 ou D4 pourra fournir directement son service de transport après avoir transmis une demande préalablement au distributeur selon les délais prescrits à l’article 13.2.3.2.
13.2.3.1.1 Durée du contrat de transport cédé
La capacité de transport cédée au client provient des contrats de transport de :
1º « Service garanti courte distance entre Parkway et le territoire de Gaz Métro » du distributeur, détenu auprès de TransCanada Pipelines Limited, ayant une durée résiduelle la plus près possible de la durée résiduelle moyenne de l’ensemble des contrats du distributeur.
2º « M12 entre Dawn et Parkway » du distributeur, détenu auprès de Union Gas Limited, ayant une durée résiduelle la plus près de celle cédée entre Parkway et le territoire de Gaz Métro défini à l’alinéa 1 »[23].
[90] La FCEI est satisfaite de la proposition de Gaz Métro.
Opinion de la Régie
[91] Tenant compte des justifications de Gaz Métro sur la cession des capacités de transport à compter du 1er novembre 2016, la Régie approuve la méthode proposée, soit que la cession de capacité de transport soit faite à partir de la partie attribuée au service de transport des contrats FTSH Parkway-GMIT EDA/NDA.
[92] La Régie est d’accord avec la cession de capacité de transport d’une durée résiduelle la « plus près possible de la durée résiduelle moyenne totale de tous les contrats »[24] étant donné que c’est un compromis entre l’équité envers les clients qui se retirent et ceux qui demeurent au service du Distributeur. De plus, cette proposition implique une simplicité administrative.
3.1.5 Fusion des zones Nord et Sud du service de transport
[93] Dans le cadre du déplacement de l’approvisionnement vers Dawn, Gaz Métro propose la fusion des zones Nord et Sud du service de transport.
[94] Depuis le dégroupement des tarifs en 2001[25], les coûts de transport du gaz naturel sont récupérés par l’intermédiaire des tarifs de transport pour les zones Nord et Sud.
[95] Le Distributeur soutient que les clients d’une même catégorie tarifaire doivent bénéficier des mêmes conditions tarifaires, quelle que soit leur localisation sur la franchise. Il souligne que ce principe a déjà été adopté et réitéré par la Régie[26].
[96] Gaz Métro indique que l’écart entre les tarifs des deux zones est marginal, depuis le dégroupement des tarifs. Toutefois, depuis trois ans, les tarifs de la zone Nord sont supérieurs à ceux de la zone Sud[27].
[97] Gaz Métro explique que les tarifs de transport de la zone Sud ont diminué à la suite du transfert des approvisionnements d’Empress à Dawn et de la révision de la méthode de fonctionnalisation entre les services de transport et d’équilibrage. Par contre, les coûts de transport de la zone Nord sont plus élevés depuis 2011, étant donné l’augmentation importante des coûts découlant du renforcement du réseau de Champion.
[98] Le Distributeur anticipe que l’écart entre les tarifs du Nord et du Sud sera maintenu et pourrait même s’accentuer, considérant les investissements supplémentaires prévus sur le réseau de Champion au cours des prochaines années. Cette situation maintiendrait ainsi les clients de la zone Nord dans une position désavantageuse par rapport à la clientèle de la zone Sud.
[99] Gaz Métro présente trois arguments en faveur de la fusion des zones Nord et Sud.
[100] Premièrement, le principe selon lequel les clients d’une même catégorie tarifaire devraient bénéficier des mêmes conditions tarifaires quelle que soit leur localisation a été adopté par la Régie et réitéré depuis. La notion d’équité à l’égard des clients de la zone éloignée a d’ailleurs été énoncée dans différentes décisions de la Régie. Selon ce principe, le maintien d’une tarification régionale distincte au service de transport entraîne un traitement inéquitable des clients des régions éloignées.
[101] Deuxièmement, il existe présentement une certaine intégration des services de transport des zones Nord et Sud, de sorte que leurs structures de coûts ne sont pas entièrement distinctes et étanches.
[102] Gaz Métro cite deux exemples de conduites financées par la clientèle de la zone Nord bien qu’à l’usage exclusif de la zone Sud. Tout d’abord, les conduites de transport desservant le Lac-Saint-Jean, l’Estrie et la Beauce, qui sont comparables à des conduites à haute pression et dont les coûts sont récupérés auprès de l’ensemble de la clientèle, par l’intermédiaire du tarif de distribution. Ensuite, les conduites de TQM qui acheminent le gaz naturel de St-Lazare vers Québec et Coaticook. Les coûts de ces conduites sont récupérés par l’intermédiaire du tarif de TCPL auprès de l’ensemble de la clientèle.
[103] Troisièmement, Gaz Métro soutient que l’écart des tarifs pénalise les clients des régions éloignées et pourrait agir comme un frein au développement futur de ces régions.
[104] Le Distributeur souligne qu’au moment de la fusion des zones Est et Ouest, en 1988[28] « la Régie a fait valoir que le maintien d’une tarification par région pouvait freiner le développement économique d’une région éloignée, étant donné que l’écart de prix peut entraîner certaines industries à s’établir dans les régions où l’énergie est moins coûteuse »[29] :
« La Régie estime qu’il y a lieu de considérer non seulement l’intérêt des abonnés présentement raccordés au réseau, mais aussi celui des clients potentiels qui souhaiteraient utiliser le gaz naturel dans la zone Est si les tarifs applicables à cette zone permettaient au gaz de faire concurrence à l’électricité et au mazout lourd. Enfin, considérant que le coût de l’énergie est souvent un facteur de décision important dans le choix d’un site d’implantation d’une nouvelle entreprise, la Régie observe que des tarifs différents dans les zones Ouest et Est auraient pour effet de défavoriser le développement industriel de la zone Est en ce qui concerne les industries énergivores »[30].
[105] Lors du dégroupement des tarifs en 2000, Gaz Métro a favorisé l’établissement d’une tarification du service de transport reflétant le plus possible la structure des coûts, afin de permettre de revenir à une facturation plus précise. Une tarification régionale avait été mise en place, puisque Gaz Métro n’anticipait pas d’écart important entre les tarifs des deux zones et que les structures de coût des zones Nord et Sud étaient différentes.
« Les tarifs groupés fusionnés faisaient en sorte que les clients des deux zones Sud et Nord étaient, à peu près, assujettis aux mêmes coûts totaux de transport et de distribution. Le tarif dégroupé de transport ne changera pas grand-chose à cette situation, sinon de permettre de revenir à une facturation plus précise des coûts de transport, précision souhaitée dans le cadre du dégroupement des tarifs »[31].
[106] Gaz Métro estime que la fusion des zones Nord et Sud du service de transport est requise, étant donné que les structures de coûts de ces zones sont partiellement intégrées et que leur maintien entraîne une iniquité à l’égard des clients de la zone Nord, qui pourrait représenter un frein au développement futur de cette région.
[107] Le Distributeur explique que les prix unitaires actuels du tarif de transport de chaque zone sont déduits à partir du coût unitaire moyen global pour l’ensemble de la franchise.
[108] Il indique qu’en 2014 les coûts récupérés par l’intermédiaire du tarif de transport s’élevaient à 262,9 M$ et que les volumes de ventes prévus étaient de 5 150 Mm³. Conséquemment, le coût moyen était de 5,105 ¢/m³. Après répartition des volumes par zone et calcul des différentes composantes du tarif, celui de la zone Nord était fixé à 6,087 ¢/m³ tandis que celui de la zone Sud à 4,851 ¢/m³ [32].
[109] Gaz Métro souligne que la fusion des zones Nord et Sud entraînerait une hausse de 5 % du prix unitaire de la zone Sud et une baisse de 16 % du prix unitaire de la zone Nord, par rapport au prix global moyen applicable[33].
[110] Le Distributeur présente également l’impact sur le tarif, selon l’historique des coûts de transport depuis 2011 par zone, ainsi que l’effet d’une fusion des zones sur la facture annuelle de clients types résidentiels, affaires et industriels.
[111] L’analyse sur la période 2011-2015 indique que les coûts de transport de la zone Sud sont généralement plus stables (de ‑0,2 % à 5,2 %) que ceux de la zone Nord (de ‑19,8 % à 11,1 %)[34].
[112] Gaz Métro indique que la fusion des zones sur la facture annuelle de clients types résidentiels, affaires et industriels aurait favorisé légèrement les clients du Nord. Dans le cas d’une fusion des zones en 2013-2014, un client résidentiel type de la zone Nord aurait vu sa facture diminuer d’environ 10 $ pour l’année, tandis qu’un client résidentiel type de la zone Sud aurait vu sa facture annuelle augmenter d’environ 4 $[35].
[113] Gaz Métro propose la fusion des deux régions dès la mise en place du déplacement de la structure des approvisionnements vers Dawn. Le Distributeur explique cette proposition en audience :
« […] concernant l’application plus rapide de la fusion et de la fonctionnalisation, en fait, Gaz Métro avait proposé de procéder à la fusion des zones en même temps que le déplacement à Dawn, pour deux raisons principales, d'abord parce que le déplacement à Dawn et le remplacement des capacités de transport fermes long haul par du short haul que le déplacement entraîne faisaient en sorte que les taux de transport des deux zones étaient presque les mêmes, donc il y avait peu de différence entre les deux zones, outre les coûts de Champion.
Deuxièmement parce que de procéder aux changements associés à la fusion en même temps que les autres changements liés au déplacement à Dawn permettait de faire tous les changements en même temps. Donc c'était un peu pour la simplicité »[36].
[114] Par ailleurs, Gaz Métro confirme la faisabilité de la proposition de l’ACIG, quant à la fonctionnalisation des coûts de Champion au service de distribution :
« […] la fonctionnalisation des coûts de Champion à la distribution ne compromettrait pas l’objectif visé par la fusion des zones. On est d’accord avec l’intervenante que les conduites de Champion ont la même fonction que les conduites de transmission détenues par Gaz Métro, soit le transport du gaz sous haute pression. Or, actuellement, les coûts associés aux conduites de Champion sont récupérés uniquement via les clients de la zone nord, alors que les coûts associés aux conduites de transmission de Gaz Métro sont récupérés via l’ensemble de la clientèle, autant la zone sud que la zone nord, via les tarifs de distribution.
[…] fonctionnaliser les coûts des conduites de Champion au même service que les coûts des conduites de transmission permettrait de récupérer l’ensemble des coûts de ces conduites-là de la même façon et auprès de l’ensemble de notre clientèle, peu importe la région, ce qui serait équitable selon nous.
Ceci étant dit, si c’était l’approche retenue par la Régie, je vous soumets que ce serait important que les coûts de Champion fassent partie, soient considérés dans le coût de service de distribution mais ne viennent pas affecter les dépenses d’exploitation. En effet, étant donné que ces actifs-là ne sont pas détenus par Gaz Métro, on pense qu’ils ne devraient pas être sujets à l’allégement réglementaire »[37].
[115] Lors de l’audience, Gaz Métro confirme la date d’entrée en vigueur possible de la fusion :
« L’ACIG propose toutefois la date du premier (1er) octobre deux mille quatorze (2014). Selon nous, ce n’est pas possible de réouvrir les tarifs de transport deux mille quatorze, deux mille quinze (2014-2015) parce que contrairement à ce qu’avance l’ACIG dans sa preuve, ces tarifs-là sont finaux. Ils ont été approuvés par la Régie, ils ne sont pas provisoires.
On serait tout à fait ouvert par contre à une application plus rapide là et, selon nous, le plus tôt ce serait au premier (1er) octobre deux mille quinze (2015) »[38].
[116] L’ACIG considère que la fusion des zones Nord et Sud est non seulement souhaitable mais essentielle, afin de corriger l’iniquité évidente envers les clients de la zone Nord qui assument le coût des conduites de transport de la zone Sud en plus de ceux de Champion, qu’ils assument seuls, par ailleurs[39].
[117] L’intervenante indique que la conduite de Champion a la même fonction que les conduites de transmission desservant le Lac-Saint-Jean, l’Estrie et la Beauce, dont les coûts sont récupérés par les tarifs de distribution.
[118] L’ACIG propose que les coûts de transport de Champion soient fonctionnalisés au service de distribution et assumés par l’ensemble de la clientèle. L’intervenante fait valoir que cette fonctionnalisation permettra un traitement plus simple et équitable pour Gaz Métro[40].
[119] L’ACIG précise sa proposition :
« L’ACIG suggère que les coûts de Champion soient fonctionnalisés à la distribution et inclus au revenus requis de distribution, sans y ajouter de rendement, puisque Champion a déjà inclut le rendement dans son tarif. Ces coûts seraient indiqués sur une ligne distincte puisqu’ils ne sont pas inclus à la base de tarification. Ils seraient traités comme un pass-on. D’ailleurs, l’ACIG comprend que ce traitement est identique à celui de Gazifère pour le gazoduc Niagara Gas qui traverse la rivière entre Ottawa et Gatineau »[41].
[120] En réponse à une demande de Gaz Métro, l’ACIG confirme qu’il est envisageable de récupérer les coûts de la conduite de transmission par l’intermédiaire du tarif de transport. Ce qui importe, c’est que toutes les conduites de transmission soient traitées de la même façon[42].
[121] L’ACIG souligne que l’impact de la fusion est marginal sur les taux de la zone Sud, comparativement à ce qu’assumerait la zone Nord sans la fusion, soit une variation de 0,4 % à -19,8 % au cours de la période 2011-2015[43].
[122] La FCEI considère que la fusion des zones Nord et Sud soulève plusieurs enjeux qui nécessitent une réflexion :
• à l’égard des conduites de Champion, considérées comme actifs de transport;
• à propos des tarifs de transport payés par l’ensemble des clients;
• l’identification des coûts liés aux conduites du Saguenay, de l’Estrie et de la Beauce est relativement simple; ainsi que
• l’impact sur l’allocation des coûts sur l’ensemble des clients[44].
[123] Lors de l’audience, la FCEI indique :
« […] selon nous, le débat n’a peut-être pas, et l’analyse n’a peut-être pas été faite avec toute la formalité ou de façon aussi formelle qu’elle aurait dû être faite. Il y a des questions, je pense, qui devraient peut-être être répondues avant de pouvoir conclure que le chemin privilégié par l’ACIG est préférable au chemin inverse. Et c’est pour ça qu’on pense que ce qui devrait être fait, c’est de demander à Gaz Métro d’analyser plus formellement cette question-là et de pouvoir trancher dans un prochain dossier.
[…]
Notre proposition, c’est de dire bien la Régie ne rend pas de décision sur la proposition de l’ACIG, c’est-à-dire de fonctionnaliser Champion en distribution et Gaz Métro revient avec une analyse plus formelle des deux options et de ce qui est la meilleure approche à prendre »[45].
[124] La FCEI recommande à la Régie de ne pas rendre de décision maintenant sur cet enjeu et de demander à Gaz Métro d’analyser plus formellement la fonctionnalisation des conduites de transport qu’elle détient ainsi que de la conduite de Champion, avant le prochain dossier tarifaire.
Opinion de la Régie
[125] La Régie constate que la fusion des zones Nord et Sud est une modification tarifaire de nature géographique et que, tel que soulevé par l’ACIG, elle implique également un enjeu d’équité sur le traitement de l’ensemble des conduites ayant les mêmes fonctions, dans la franchise de Gaz Métro.
[126] La Régie estime que l’iniquité soulevée par Gaz Métro, en lien avec l’écart grandissant entre les tarifs de transport des zones Nord et Sud à la suite du transfert des approvisionnements d’Empress à Dawn, de la révision de la méthode de fonctionnalisation entre les services de transport et d’équilibrage ainsi que des investissements encourus et anticipés pour Champion, pourraient placer la zone Nord dans une position désavantageuse aux points de vue tarifaire et économique, comparativement à la zone Sud.
[127] À cet égard, la Régie indique qu’elle est d’accord avec le principe selon lequel les clients d’une même catégorie tarifaire doivent bénéficier des mêmes conditions tarifaires, quelle que soit leur localisation.
[128] Toutefois, la Régie considère que la fonctionnalisation de Champion requiert un examen plus approfondi en ce qui a trait à l’impact sur l’allocation des coûts et la tarification de l’ensemble des clients.
[129] La Régie demande au Distributeur de présenter, lors du prochain dossier tarifaire, une analyse de la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport qu’elle détient, respectivement au service de distribution et au service de transport, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, afin d’examiner les impacts tarifaires de la fusion des zones Nord et Sud. Par conséquent, la Régie rejette la demande du Distributeur à cet égard.
3.1.6 Déséquilibres et règlements financiers
[130] Gaz Métro indique que le déplacement des livraisons d’Empress à Dawn des clients en service de fourniture pour les clients en achat direct nécessite une validation du traitement des déséquilibres volumétriques prévu à l’article 11.2.3.3 des Conditions de service.
[131] La question du point de livraison du gaz naturel par les clients en achat direct n’y est pas abordée spécifiquement. Il n’y a donc pas de modification requise au texte des Conditions de service et Tarif, ni de modification à apporter à sa gestion actuelle des règlements financiers liés aux déséquilibres volumétriques des clients.
[132] Gaz Métro souligne toutefois que le changement de point de livraison peut avoir un effet sur l’évaluation des différents prix, puisque le règlement financier est calculé en utilisant les prix du Distributeur pour la fourniture, la compression et le transport, ou encore les prix du marché.
[133] Gaz Métro présente une analyse démontrant que les frais de livraison à Empress (FLE) et le crédit de livraison à Dawn (CLD) devraient s’appliquer aux livraisons des clients et non au volume retiré[46].
[134] Le Distributeur indique que l’application du FLE/CLD sur les livraisons a pour effet de ramener virtuellement les livraisons des clients au point de livraison requis, c’est‑à-dire à Empress, jusqu’au 31 octobre 2016 et à Dawn par la suite. Cela permet à Gaz Métro de calculer ses règlements financiers de la manière dont elle le fait aujourd’hui, c’est-à-dire en fonction de ses prix moyens.
Exception pour les ententes à prix fixe
[135] Le Distributeur demande une exception pour les ententes à prix fixes, étant donné que la structure des contrats tient le fournisseur responsable des déséquilibres volumétriques et des règlements financiers auprès de ses clients. Gaz Métro indique que, puisque c’est le client qui aura effectivement payé ou reçu le FLE/CLD, c’est auprès de ce dernier qu’il faut la tenir indemne de son point de livraison.
[136] Pour ces cas spécifiques, Gaz Métro ajustera le prix des règlements financiers des fournisseurs en y soustrayant ou en y additionnant respectivement la moyenne mensuelle du FLE/CLD sur la période contractuelle. Dans ces cas, le calcul consiste à ramener le prix de la fourniture au bon point de livraison et de considérer le fournisseur comme étant virtuellement au bon point de livraison.
Modifications aux Conditions de service et Tarif
[137] Pour refléter la facturation des FLE/CLD sur les livraisons, les articles 19.2.6 et 19.2.7 des Conditions de Service et Tarif doivent être révisés.
[138] Gaz Métro propose que ces modifications soient en vigueur dès la réception d’une décision favorable de la Régie, le cas échéant. Les modifications seraient les suivantes :
« 19.2.6 Entente de fourniture à prix fixe approvisionnée par un fournisseur spécifique
Le client qui désire convenir d’une nouvelle entente ou renouveler une entente de fourniture à prix fixe approvisionnée par un fournisseur spécifique (entente de fourniture à prix fixe) doit prévoir que la livraison du gaz naturel est effectuée au point Empress jusqu’au 31 octobre 2015 et au point Union-Dawn à compter du 1er novembre 2015.
Le client engagé dans une entente de fourniture à prix fixe dont le point de livraison convenu est Union-Dawn au-delà du 31 octobre 2015 se verra octroyer le « crédit de livraison à Dawn » pour chaque m³ de volume livré à compter du 1er novembre 2015. La valeur du crédit de livraison sera établie dans les Conditions de service et Tarif en vigueur au 1er octobre 2015.
Le client déjà engagé dans une entente de fourniture à prix fixe dont le point de livraison convenu demeure Empress au-delà du 31 octobre 2015 se verra octroyer un crédit mensuel de compression pour chaque m³ de volume livré à compter du 1er novembre 2015. La valeur du crédit de compression sera établie dans les Conditions de service et Tarif en vigueur au 1er octobre 2015.
Le client déjà engagé dans une entente de fourniture à prix fixe dont le point de livraison convenu demeure Empress au-delà du 31 octobre 2016 sera assujetti aux “frais de livraison à Empressˮ pour chaque m³ de volume livré à compter du 1er novembre 2016. La valeur des frais de livraison» sera établie dans les Conditions de service et Tarif en vigueur au 1er octobre 2016.
19.2.7 Service de fourniture fourni par le client
Le client en service de fourniture, avec ou sans transfert de propriété, qui utilise le service de transport du distributeur et qui désire convenir ou renouveler un engagement de fourniture doit prévoir que la livraison du gaz naturel est effectuée au point Empress jusqu’au 31 octobre 2016 et au point Union-Dawn à compter du 1er novembre 2016.
Le client en service de fourniture, avec ou sans transfert de propriété, qui utilise le service de transport du distributeur, et engagé, au 26 juin 2014, dans un contrat de fourniture avec une tierce partie, dont le point de livraison convenu est Union-Dawn au-delà du 31 octobre 2015, se verra octroyer le “crédit de livraison à Dawnˮ pour chaque m³ de volume livré à compter du 1er novembre 2015. La valeur du crédit de livraison sera établie dans les Conditions de service et Tarif en vigueur au 1er octobre 2015.
Le client en service de fourniture, avec ou sans transfert de propriété, qui utilise le service de transport du distributeur, déjà engagé dans un contrat de fourniture avec une tierce partie, dont le point de livraison convenu demeure Empress au‑delà du 31 octobre 2016, sera assujetti aux “frais de livraison à Empressˮ pour chaque m³ de volume livré à compter du 1er novembre 2016. La valeur des frais de livraison sera établie dans les Conditions de service et Tarif en vigueur au 1er octobre 2016 »[47].
Opinion de la Régie
[139] La Régie constate que les modifications au calcul des règlements financiers proposées par Gaz Métro n’impliquent pas une modification de la gestion actuelle des règlements financiers liés aux déséquilibres volumétriques, mais plutôt une référence à la facturation des frais ou crédits selon le point de livraison.
[140] La Régie comprend que le changement de point de référence peut avoir une incidence sur l’évaluation des différents prix. Elle est d’avis qu’il est pertinent de modifier la référence selon le point de livraison au calcul des règlements financiers, afin de s’assurer que l’évaluation des montants facturés est juste et appropriée.
[141] La Régie prend acte des modifications à apporter à la manière dont seront calculés les déséquilibres et les règlements financiers à la suite du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn.
[142] La Régie approuve les modifications proposées aux dispositions transitoires 19.2.6 et 19.2.7 des Conditions de service et Tarif et fixe leur entrée en vigueur à compter de la présente décision.
3.2 Plan d’approvisionnement 2016-2019
3.2.1 Contexte
[143] Tel que requis par le Règlement sur la teneur et la périodicité du plan d’approvisionnement[48], Gaz Métro dépose son Plan d’approvisionnement pour approbation, conformément à l’article 72 de la Loi.
[144] Ce plan présente la prévision 2016-2019 de la demande de gaz naturel, établie selon la méthode d’évaluation de la demande continue en journée de pointe approuvée par la Régie dans sa décision D-2014-201, ainsi que les outils d’approvisionnement requis pour satisfaire cette demande.
[145] À cet égard, Gaz Métro doit détenir les outils d’approvisionnement nécessaires afin de satisfaire la demande en journée de pointe des clients au service continu, la demande annuelle des clients au service continu et, dans la mesure du possible, celle des clients au service interruptible. D’un point de vue opérationnel, les approvisionnements doivent être suffisamment flexibles pour faire face aux fluctuations de volumes résultant des aléas climatiques et des conditions économiques.
[146] Selon le Plan d’approvisionnement, le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn est toujours maintenu au 1er novembre 2016.
[147] Gaz Métro indique qu’à compter du 1er novembre 2015, les clients qui ont une entente de fourniture à prix fixe livreront la molécule à Dawn, comme prévu. Également, le Distributeur prévoit toujours que les clients en achat direct livreront la molécule à Dawn à compter du 1er novembre 2016.
[148] Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement dans l’intérêt de ses clients, Gaz Métro indique avoir conclu, conjointement avec ses partenaires et distributeurs ontariens, une entente avec TCPL dans le dossier Énergie Est. Gaz Métro affirme :
« […] Le projet Énergie Est assumera les risques de constructions liés au projet, inclura les résultats de l’Open Season de 2017 dans ses évaluations en besoins de capacités, mettra à la disposition du marché de l’Est une quantité limitée de capacités au-delà des capacités fermes requises exprimées et s’engage même à créer cent millions (100 M$) de valeur pour les clients de l’Est à l’horizon de l’année deux mille cinquante (2050).
[…]
Advenant le cas où le projet ne voyait pas le jour, si on ne connaît pas l’ampleur des montants qui ont été investis jusqu’ici, bien, TransCanada s’est engagée à ne pas essayer de transférer, par des « precedent agreements » qui sont signés avec ses clients, ou directement par les tarifs, de passer ces coûts de développement là à la clientèle gazière.
Ce qui se passerait ultimement, au niveau coûts, il n’y a pas d’impacts; au niveau capacité, la capacité demeurerait la même que celle qu’on a actuellement. Ce qui veut probablement dire cependant que des excédants de capacité, il pourrait y en avoir au cours des prochaines années »[49].
[149] À l’égard des projets de construction de pipelines en amont de sa franchise, le Distributeur indique que TCPL met en place tous les outils et les efforts nécessaires afin de s’assurer de répondre aux besoins de Gaz Métro au 1er novembre 2016[50]:
« […] c’est TransCanada qui a le contrôle de tout son système, de ses données hydrauliques. Puis TransCanada ne... fait preuve de beaucoup d’ingéniosité, O.K.? de son côté pour nous rassurer à l’effet que, même si un projet comme celui-là était ralenti, éventuellement, ce qu’ils pensent qui n’est pas le cas, ils seraient à même de répondre à nos besoins pour le premier (1er) novembre deux mille seize (2016).
Par exemple, vous vous rappelez probablement que, après King’s North, il y avait un autre projet qui était considéré pour ajouter du pipeline et compléter la première phase, qui s’appelait Projet King’s North. TransCanada a fait beaucoup d’analyses hydrauliques à l’heure actuelle pour nous dire : “Bien, peut-être qu’en ajoutant de la compression à certains endroits, on réussirait à combler les besoins de Gaz Métro et le projet serait retardé à une troisième phaseˮ ».
[150] Gaz Métro indique que le déplacement de la structure d’approvisionnement vers Dawn devrait permettre des économies de 140 M$ pour les usagers du Québec[51].
[151] De plus, à compter de 2017, Gaz Métro intègre les approvisionnements découlant notamment de l’interruption de la liquéfaction de Gaz Métro Gaz Naturel Liquéfié (GM GNL) comme outil de pointe et de la refonte du service interruptible.
3.2.2 Demande en gaz naturel 2016-2019
[152] La demande de la clientèle pour les années 2016 à 2019 est présentée au tableau 1, suivant les hypothèses économiques et énergétiques retenues par Gaz Métro.
Demande avant interruptions (scénario de base)
|
Catégorie de clientèle |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
|
Grandes entreprises |
2 757,0 |
3 040,2 |
3 529,1 |
3 929,1 |
|
Petit et moyen débits |
2 757,5 |
2 770,8 |
2 786,0 |
2 806,8 |
|
TOTAL |
5 514,6 |
5 811,1 |
6 315,1 |
6 735,8 |
Source : pièce B-0554, p. 8.
[153] À l’horizon du Plan d’approvisionnement, Gaz Métro anticipe une augmentation de 22,15 % de la demande, en regard de la hausse des volumes liée aux ajouts de charge chez des clients existants et découlant de la position concurrentielle favorable du gaz naturel, ainsi qu’à l’arrivée de nouveaux clients. Par ailleurs, la tendance de la migration des clients du service interruptible vers le service continu est toujours présente, étant donné les faibles prix du gaz naturel.
[154] À partir de 2017, Gaz Métro prévoit une hausse de la demande résultant de l’arrivée d’un nouveau client œuvrant dans le secteur du gaz naturel comprimé et d’un nouveau client du secteur de la métallurgie, ainsi que l’implantation d’un client majeur dans le domaine de la liquéfaction du gaz naturel. De plus, un nouveau projet visant la production électrique débutera sa consommation au service interruptible.
[155] Une croissance des volumes livrés à GM GNL est également anticipée. Dès 2017, Gaz Métro souligne que les volumes de GM GNL ne seront plus consommés au service interruptible et passeront complètement au service continu, entraînant une hausse des volumes au tarif D4 et une baisse au tarif D5.
3.2.3 Capacités de transport contractées pour 2015-2016
[156] Le tableau 2 illustre les besoins pour la journée de pointe et pour l’hiver extrême. Pour les quatre années du Plan d’approvisionnement, les besoins en capacité de transport pour la journée de pointe sont supérieurs à ceux de l’hiver extrême.
Tableau 2
Prévision des besoins de pointe et de l’hiver extrême
|
|
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
|
Journée de pointe |
34 265 |
34 905 |
36 476 |
38 276 |
|
Hiver extrême |
30 679 |
33 233 |
34 598 |
36 231 |
|
ÉCART |
3 586 |
1 672 |
1 878 |
2 045 |
Sources : pièce B-0554, Annexe 6, p. 2 et pièce B-0583, Annexe 2, p. 2.
[157] En juillet 2015, Gaz Métro dépose une modification du Plan d’approvisionnement afin d’ajuster la projection de la demande de gaz naturel. Initialement, cette projection prévoyait la fermeture d’une partie de la chaîne de production d’un client du secteur de la métallurgie dont le contrat venait à échéance le 31 août 2015. Ce client a de nouveau conclu un contrat d’une durée d’un an. La capacité additionnelle de transport requise pour honorer ce contrat est de 963,3 10³m³/jour (36 500 GJ/jour)[52].
[158] Gaz Métro indique qu’au cours des mois qui ont suivi le dépôt de la demande tarifaire 2016, 16 clients au service interruptible ont demandé de migrer en tout ou en partie vers le service continu. L’impact de ces migrations se traduit par un ajout de 55 106m³ au service continu et une réduction de 53 106m³ au service interruptible. Considérant l’ensemble des migrations, les capacités additionnelles requises pour l’année 2015-2016 s’élèvent à 1 327,5 10³m³/jour (50 300 GJ/jour)[53].
[159] Le Distributeur indique que les capacités de transport requises pour l’année 2015‑2016 sont désormais établies à 2 290,3 10³m³/jour (86 800 GJ/jour) à la suite des modifications du plan d’approvisionnement 2015-2016[54].
[160] Lors du dépôt de son Plan d’approvisionnement, Gaz Métro avait évalué les capacités additionnelles de transport requises pour répondre aux besoins de la journée de pointe à 881 103/m3/jour (33 400 GJ/jour) pour 2015‑2016, soit une capacité inférieure à celle identifiée lors du dossier tarifaire 2014-2015[55].
[161] La décision D-2015-003[56] avait autorisé Gaz Métro à contracter les approvisionnements manquants afin de répondre à la demande continue en journée de pointe, soit 2 266 103 m3/jour (86 000 GJ/jour) pour l’année 2015-2016.
« [23] La Régie constate que la prévision de la demande n’a pas été mise à jour dans le plan d’approvisionnement 2015-2016 révisé déposé par Gaz Métro. Toutefois, elle considère que, dans les circonstances actuelles, il est approprié de permettre au Distributeur de transiger rapidement sur le marché secondaire pour contracter les capacités de transport requises selon le plan d’approvisionnement révisé 2015-2016, même si celui-ci n’est pas entièrement à jour.
[24] La Régie autorise Gaz Métro à contracter les capacités de transport requises pour répondre aux besoins de la journée de pointe pour l’année 2015‑2016 en fonction du plan d’approvisionnement révisé 2015-2016 ».
[162] Gaz Métro explique qu’elle n’a pas contracté les capacités de transport requis pour l’année 2015-2016 lors du dépôt de son plan d’approvisionnement[57] :
« […] au moment où nous avons déposé le Plan, nous n’avions toujours pas contracté les capacités qui nous manquaient parce qu’il y avait, nous explorions encore diverses possibilités, tant sur le marché primaire que... avec TransCanada, que sur le marché secondaire ».
[163] À cet égard, Gaz Métro souligne avoir évalué différents scénarios pour répondre aux besoins de la demande de gaz naturel, incluant la migration des clients. Elle a effectué des démarches auprès de différents fournisseurs actifs sur les marchés primaire et secondaire ainsi qu’auprès de TCPL avant de contracter les capacités de transport requises.
[164] Le tableau 3 présente le détail des capacités de transport additionnelles contractées au Plan d’approvisionnement 2015-2016.
Capacités de transport contractées
Type d’approvisionnement |
Quantité |
Période |
||
|
GJ/jour |
10³m³/jour |
Début |
Fin |
|
|
Transport primaire FTLH |
|
|
|
|
|
Empress – GMIT‑EDA – non renouvelable |
40 300 |
1064 |
2015-11-01 |
2016-10-31 |
|
|
|
|
|
|
|
Transport par échange |
|
|
|
|
|
Empress – GMIT‑EDA –diminué prime fixe |
10 000 |
264 |
2015-11-01 |
2016-10-31 |
|
Transport secondaire FTSH |
|
|
|
|
|
Dawn – GMIT‑EDA |
36 500 |
963 |
2015-12-01 |
2016-03-31 |
|
|
|
|
|
|
|
Total contracté |
86 800 |
2 291 |
|
|
EDA : Eastern Delivery Area.
Tableau établi à partir de la pièce B-0583, Annexe 1 (version caviardée).
[165] Gaz Métro prévoit des approvisionnements excédentaires en 2017 pour lesquels des ventes sur le marché secondaire sont prévues. Pour 2018, Gaz Métro indique détenir les approvisionnements requis en fonction de la prévision de la demande, tandis que pour 2019, elle prévoit avoir besoin de capacités de transport additionnelles[58].
[166] Gaz Métro souligne qu’elle n’a pas contracté ces capacités additionnelles, considérant qu’il était préférable d’attendre le début du projet de refonte du service interruptible et l’identification des impacts préliminaires sur le Plan d’approvisionnement.
Fourniture de gaz naturel
[167] Gaz Métro achète le gaz naturel pour les clients en service de fourniture à différents points de réception et auprès de différents fournisseurs. Conformément à la décision D-2014-064, le Distributeur souligne que les clients en service de fourniture avec ou sans transfert de propriété utilisant le service de transport de Gaz Métro, ainsi que les clients ayant convenu d’une entente à prix fixe, livrant leur gaz naturel à Dawn, n’ont plus à fournir leur gaz de compression.
[168] Gaz Métro prévoit acheter directement à Dawn des volumes de gaz naturel moins importants en 2016 qu’en 2017, 2018 et 2019. Les années 2017, 2018 et 2019 se différencient de 2016 par le fait que les clients en achat direct devront faire livrer leur fourniture à Dawn à compter du 1er novembre 2016. Ainsi, le déplacement de la structure d’approvisionnement occasionnera des achats de fourniture plus importants à Dawn à partir de 2017.
Équilibrage
[169] Gaz Métro indique que le portefeuille d’outils d’entreposage est constitué des deux sites d’Intragaz situés à Pointe-du-Lac et à Saint-Flavien, du site d’Union Gas ainsi que de l’usine de liquéfaction, stockage et regazéification (LSR).
[170] Gaz Métro prévoit maintenir ces capacités d’entreposage sur l’horizon du Plan d’approvisionnement. Conformément à la décision D-2015-012, Gaz Métro a renouvelé deux contrats réguliers de capacité d’entreposage, en remplacement des contrats venant à échéance au 31 mars 2015 : l’un, de 116,1 106 m³ d’une durée de deux ans et l’autre, de 116,8 106 m³ d’une durée de trois ans.
[171] L’ACIG recommande l’approbation du Plan d’approvisionnement.
[172] L’intervenante indique que la stratégie d’approvisionnement relative aux capacités de transport sera limitée en raison de la prolongation de la durée des contrats de transport. Elle souligne que pour 2016, 23 % des contrats de Gaz Métro ont une durée d’un an, sans modalités de renouvellement et qu’à compter de 2017, près de la moitié des contrats sera d’une durée de six ans et l’autre moitié de plus de 15 ans.
Opinion de la Régie
[173] La Régie constate que les capacités de transport requises pour 2015-2016 après modification du Plan d’approvisionnement, soit 2 291 103 m3/jour (86 800 GJ/jour), représentent une hausse marginale de 24,3 10³m³/jour (800 GJ/jour) par rapport à ce qui a été autorisé par sa décision D-2015-003.
[174] La Régie constate également que les capacités de transport contractées pour l’année 2015-2016, dont les échéances se terminent au plus tard le 31 octobre 2016, ne nécessitent pas d’engagement à long terme auprès de TCPL, ni auprès de tiers.
[175] La Régie est d’avis que les échéances à plus long terme du portefeuille de contrats de transport peuvent limiter la flexibilité dans la gestion des capacités de transport. Elle souligne qu’étant donné le contexte gazier en constante évolution, le Distributeur doit faire preuve de vigilance dans l’établissement de sa stratégie d’approvisionnement afin de l’optimiser et de minimiser les risques de coûts échoués.
[176] La Régie approuve le Plan d’approvisionnement. Elle prend acte de la réponse au suivi de sa décision D-2015-003, en lien avec les capacités de transport contractées pour l’année 2015-2016.
[177] La Régie demande au Distributeur de mettre à jour les besoins annuels projetés découlant des modifications apportées à son Plan d’approvisionnement.
3.2.4 Coûts échoués en transport M12 sur le tronçon Dawn-Parkway
[178] Gaz Métro indique qu’elle n’a pas été en mesure de se libérer du contrat de transport M12 de 6 803 10³m³/jour (257 784 GJ/jour) entre Dawn et Parkway, contracté auprès d’Union Gas, dont la mise en service est prévue le 1er novembre 2015.
[179] Ces capacités de transport M12 ont été contractées conjointement avec les nouvelles capacités de TCPL entre Parkway et GMIT-EDA afin de compléter le tronçon Dawn‑GMIT. Gaz Métro indique avoir tenté de faire inclure, sans succès, une clause à la signature des « Precedent Agreement » avec Union Gas qui aurait fait en sorte que tout délai dans la mise en service des capacités de TCPL aurait retardé l’entrée en vigueur du contrat de transport avec Union Gas.
[180] Gaz Métro explique que ces capacités ne pourront être utilisées en raison du retard de la mise en service des nouvelle capacités de TCPL. Malgré les demandes de Gaz Métro à ce sujet, Union Gas a refusé de libérer Gaz Métro de ses obligations contractuelles.
[181] Par ailleurs, Gaz Métro soutient que les capacités M12 ont été contractées pour le remplacement des capacités actuellement fonctionnalisées au service de transport. Ainsi, les coûts échoués de 7 M$ devraient être fonctionnalisés en totalité au service de transport, plutôt que partiellement au service d’équilibrage.
[182] Dans son mémoire, l’ACIG note les coûts échoués liés à la capacité de transport M12 dont Gaz Métro n’a pas pu se libérer auprès de Union Gas.
[182]
[183] Lors de l’audience, l’ACIG indique :
« […] ce qui semble être arrivé, c’est un événement qui n’a pas été anticipé et probablement que tout le monde, de bonne foi, a fait, je veux dire, si la Régie a approuvé les contrats d’Union, ou l’intégration des contrats d’Union, si...
Mais si elle avait approuvé ces contrats-là dans le même contexte, la difficulté ici, puis c’est pour ça que je dis que je pèse mes mots aussi, je sens très bien que je suis sur un terrain miné ou, essentiellement, que ce n’est pas, ce n’est pas de toute évidence, là, ce que je suis en train d’expliquer, je serais tentée de dire que ce n’est pas les clients qui ont négocié ce contrat-là et je pense que la Régie devra se questionner qui doit assumer ces coûts-là.
Je comprends que Gaz Métro l’a fait de bonne foi, […] je ne veux pas porter le blâme à Gaz Métro parce que c’est probablement quelque chose qui était pris pour acquis pour tout le monde, et à raison parce que peut-être, parce qu’on n’a jamais anticipé que cette situation-là arrive, donc je ne les blâme pas »[59].
Opinion de la Régie
[184] Dans le cadre du déplacement des approvisionnements à Dawn, la Régie est d’avis que le principal enjeu de Gaz Métro n’est pas la liquidité au carrefour de Dawn mais bien la capacité des infrastructures de transport entre Dawn et sa franchise.
[185] La Régie est d’avis que l’accès aux capacités de transport du tronçon entre Dawn et la franchise de Gaz Métro est tributaire des développements et de la mise en service des infrastructures dans le triangle de l’Est[60].
[186] Elle note que la réalisation du projet King’s North permettra de désengorger une portion de la conduite entre Parkway et Maple et, par conséquent, de faciliter l’accès au carrefour de Dawn.
[187] La Régie constate que les capacités de transport M12 non disponibles entre Parkway et GMIT-EDA se traduisent par des coûts échoués importants à assumer dès le 1er novembre 2015. Elle constate également que d’autres contrats M12, dont les mises en service sont prévues entre 2017 et 2019, ne contiennent pas de clause aux « Precedent Agreement » qui aurait permis de libérer Gaz Métro de ses obligations contractuelles, dans l’éventualité où TCPL ne serait pas en mesure de rendre disponibles les capacités entre Parkway et GMIT-EDA. Ces autres contrats M12 sont également susceptibles de mener à des coûts échoués si la mise en service du projet King’s North tarde.
[188] La Régie note l’affirmation de Gaz Métro, relative aux démarches qu’elle a entreprises pour assurer sa sécurité d’approvisionnement auprès de TCPL, pour éviter le retard de la mise en place du projet King’s North et pour minimiser les risques de coûts échoués :
« TransCanada ne… fait preuve de beaucoup d’ingéniosité, […] de son côté pour nous rassurer à l’effet que, même si un projet comme celui-là était ralenti, éventuellement, […] ils seraient à même de répondre à nos besoins pour le premier (1er) novembre deux mille seize (2016).
[…] ils ont tous les outils et la motivation nécessaire, à l’heure actuelle, […] pour s’assurer de répondre aux besoins qui ont été exprimés. Alors, on demeure optimistes à cet égard-là.
[…] puis nos demandes, c’est à savoir est-ce que Union, avec son régulateur, pourrait s’entendre pour que, quand il y a des capacités qui sont mises en service avant qu’on ait obtenu les capacités de mises en service de TransCanada, qu’il n’y ait pas des coûts qui soient immédiatement chargés à la clientèle. Qu’ils trouvent une façon de bâtir ces coûts-là, de les mettre de côté, peut-être de les refacturer sur la période de vie utile ou sur la durée des contrats par la suite, pour ne pas qu’il y ait de coûts échoués pour des clients qui auraient demandé de la capacité.
Ça fait qu’on leur demande, dans le fond, un effort de coordination un petit peu plus grand entre eux. […] »[61].
[189] La Régie est satisfaite des explications de Gaz Métro à ce sujet.
[190] Elle anticipe que le projet King’s North, dont la mise en service est maintenant prévue au 1er novembre 2016, permettra à Gaz Métro d’obtenir les capacités physiques dont elle a besoin pour sécuriser des approvisionnements et compléter le déplacement de sa structure d’approvisionnement gazier vers le carrefour de Dawn.
3.2.5 Ventes de GNL et impact sur le Plan d’approvisionnement
[191] Gaz Métro présente les ventes de GNL à GM GNL sur l’horizon du Plan d’approvisionnement, ainsi que leur impact sur la structure d’approvisionnement et le coût de maintien de la fiabilité :
|
Année financière |
Type de service |
Ventes de GNL (10³m³) |
||
|
Hiver |
Été |
Total |
||
|
(1) |
(2) |
(3) |
(4) |
(5) |
|
2015-2016 |
Interruptible |
11 862 |
21 710 |
33 572 |
|
2016-2017 |
Continu |
33 220 |
41 910 |
75 130 |
|
2017-2018 |
Continu |
44 720 |
56 440 |
101 160 |
|
2018-2019 |
Continu |
54 740 |
69 725 |
124 465 |
Source : pièce B-0436, p.3.
[192] Gaz Métro présente également la projection de la capacité d’entreposage réservée[62] par GM GNL pour la durée du Plan d’approvisionnement.
[193] Gaz Métro indique qu’elle desservira GM GNL pour le service de fourniture et que la projection de volume prend en considération la mise en service d’un second train de liquéfaction à l’usine LSR à compter de 2016-2017.
[194] GM GNL passera du service interruptible au service continu dès 2017 et à partir de ce moment, le processus de liquéfaction s’effectuera de façon presque continue sur une base annuelle.
Opinion de la Régie
[195] Dans sa décision D-2015-012, la Régie a approuvé la méthodologie de calcul de l’outil de maintien de la fiabilité. Pour l’horizon du Plan d’approvisionnement, les besoins sont définis sur la base de la journée de pointe. Conséquemment, la capacité d’entreposage de l’usine LSR n’est pas entièrement requise. L’activité GNL peut utiliser la capacité dont elle a besoin sans qu’il soit nécessaire d’acquérir un outil de maintien de fiabilité.
[196] La Régie prend acte des projections de ventes de GNL et de leur impact sur le Plan d’approvisionnement. Elle prend acte du fait qu’aucun outil de maintien de la fiabilité n’est requis à l’horizon du plan 2016-2019.
[197] La Régie prend acte du fait que GM GNL se verra facturer les coûts d’utilisation de l’usine LSR reliés à la fonction entreposage, au taux moyen, pour la capacité qu’il aura réservée.
[198] Elle demande à Gaz Métro de s’assurer d’une gestion optimale de l’usine LSR pour la clientèle de l’activité réglementée et de s’assurer que cette clientèle dispose d’un niveau suffisant de GNL au 1er décembre de chaque année.
[199] La Régie demande au Distributeur de présenter, dans les prochains dossiers d’examen du rapport annuel, un suivi de l’utilisation quotidienne de l’usine LSR.
3.2.6 Stratégie de flexibilité opérationnelle
[200] Dans sa décision D‑2012‑175, la Régie demandait à Gaz Métro une proposition de traitement des coûts de flexibilité opérationnelle et de répartition entre tous les clients, de même qu’une proposition de tarification de ces coûts.
[201] Gaz Métro définit la flexibilité opérationnelle comme la capacité de moduler ses approvisionnements en cours de journée, afin de répondre plus précisément à la demande de la clientèle et aux besoins d’injection, notamment par les fenêtres de nomination disponibles.
[202] Le Distributeur indique que la précision dans la modulation des approvisionnements en cours de journée permet de limiter les déséquilibres volumétriques sur le réseau de TCPL et, en conséquence, les pénalités potentielles liés aux « Limited Balancing Agreement » (LBA).
Identification des outils de flexibilité opérationnelle
[203] Gaz Métro identifie les besoins en flexibilité opérationnelle ainsi que les moyens et outils disponibles. À cet égard, le Distributeur distingue les outils pour assurer le transport et l’équilibrage de ceux utilisés pour assurer la flexibilité opérationnelle.
[204] Gaz Métro présente l’ensemble des outils d’approvisionnement à sa disposition en fonction de leur ordonnancement à la figure suivante.
Source : pièce B-0443, p. 8.
[205] Gaz Métro indique que la flexibilité opérationnelle en cours de journée varie selon les outils. La modalité contractuelle assurant la flexibilité opérationnelle est la présence des fenêtres de nomination. Le Distributeur précise que le caractère ferme des fenêtres de nomination correspond à une exigence de flexibilité opérationnelle, tandis que les services dont les fenêtres sont non fermes et discrétionnaires ne permettent pas de flexibilité opérationnelle.
[206] Selon le Distributeur, les approvisionnements découlant des transactions d’échange, ainsi que les livraisons des clients qui fournissent leur propre service de transport, ne procurent aucune flexibilité opérationnelle en cours de journée. Il en va de même pour le site d’entreposage de Saint-Flavien.
[207] Le site d’entreposage de Pointe-du-Lac offre, quant à lui, trois fenêtres de nomination en cours de journée. Gaz Métro juge que les coûts associés à ce site doivent être considérés sous le service d’équilibrage, étant donné que Pointe-du-Lac n’est utilisé que pour les besoins de la clientèle à profil chauffage.
[208] Le Distributeur indique que les contrats M12 et C1 ne sont fermes qu’à la première fenêtre de nomination, c’est-à-dire la veille de la journée gazière. En cours de journée, les fenêtres de nomination sont discrétionnaires[63].
[209] Selon le Distributeur, la flexibilité opérationnelle en cours de journée découle principalement des services FTI, STS, M12, C1 ainsi que du site d’entreposage chez Union Gas.
Stratégies pour répondre aux besoins de flexibilité opérationnelle
[210] Gaz Métro indique que la stratégie de flexibilité opérationnelle sera adaptée en fonction de sa stratégie d’approvisionnement pour les prochaines années.
[211] À la suite du déplacement à Dawn et conformément à l’Entente, Gaz Métro détiendra des capacités minimales de transport FTLH de 2 243 10³ m³/jour (85 000 GJ/jour) entre Empress et sa franchise jusqu’au 31 décembre 2020. Après cette date, Gaz Métro prévoit demander à TCPL de convertir la presque totalité des capacités de transport FTLH en FTSH entre Parkway et sa franchise.
[212] Jusqu’en 2021, Gaz Métro indique qu’elle priorisera l’utilisation du FTSH Parkway-EDA et le STS aux fins de la flexibilité opérationnelle. Le Distributeur indique la flexibilité opérationnelle sera aussi assurée par l’utilisation des approvisionnements FTI, STS ou SH-EMB, M12, C1 et l’entreposage d’Union Gas.
[213] Au 1er novembre 2021, Gaz Métro prévoit avoir déplacé la presque totalité de sa structure d’approvisionnement à Dawn, en ne conservant potentiellement que 53 10³ m³/jour de capacité FTLH vers sa franchise, afin de maintenir les droits au service STS.
[214] Gaz Métro prévoit évaluer l’utilisation de plusieurs services à ce moment afin d’assurer la flexibilité opérationnelle tels que les services STS ou SH-EMB, Firm Transportation Short Notice (FTSN) auprès de TCPL combiné aux services F24T et F2S4 d’Union Gas.
[215] Le Distributeur souligne que le service FTSN, combiné aux services F24T et F2S4, bien qu’intéressant, entraînerait une augmentation des coûts et une augmentation considérable de la gestion opérationnelle. Ces services ne seraient envisagés que si les autres services ne pouvaient répondre au besoin de flexibilité.
[215]
Identification des coûts reliés à la flexibilité opérationnelle
[216] Le Distributeur a procédé à l’estimation des coûts implicites pour l’évaluation des coûts reliés à la flexibilité opérationnelle.
[217] Il justifie son approche d’évaluation du coût de la flexibilité opérationnelle, en réponse à une demande de la FCEI :
« Gaz Métro a estimé le coût de flexibilité opérationnelle qui serait implicite dans les tarifs des services de TCPL et d’Union Gas pour lesquels une telle information n’est pas explicitement indiquée dans leurs tarifs. Pour certains services (transport SH-EMB et F24T et entreposage F24S) un tel coût est explicitement prévu. Ces services sont récents, d’où la présence de l’information. Les autres services n’ont pas cette information, d’où l’approche préconisée par Gaz Métro »[64].
[218] Gaz Métro mentionne que les fenêtres de nomination ne sont qu’une partie des coûts totaux des tarifs de TCPL ou d’Union Gas et indique que la valeur de l’offre de fenêtres de nomination additionnelles n’est pas précisée dans les contrats.
[219] Gaz Métro estime les coûts implicites des outils de flexibilité opérationnelle qu’elle détient, notamment pour le service STS et les contrats M12 et C1. Pour les outils dont les coûts sont explicites, elle alloue les coûts propres à la flexibilité opérationnelle, notamment pour les services FTSN, F24T et F2S4 et SH-EMB[65].
[220] L’ACIG considère que la méthode d’évaluation des coûts de flexibilité opérationnelle est raisonnable et qu’elle ne soulève aucune préoccupation.
[221] L’intervenante souligne que Gaz Métro estime les coûts de flexibilité opérationnelle à 293 000 $, alors que les coûts totaux pour le transport et l’équilibrage dépassent les 500 M$. Elle indique que les coûts de flexibilité opérationnelle sont négligeables, considérant qu’ils représentent seulement 0,1 % des coûts totaux de transport.
[222] La Régie note que la flexibilité opérationnelle de Gaz Métro provient actuellement des services FTI, STS, M12 et C1, ainsi que du site d’entreposage d’Union Gas.
[223] La Régie note que la stratégie présentée répond aux besoins de flexibilité opérationnelle jusqu’au 31 décembre 2020. Également, elle note que le Distributeur a prévu une stratégie applicable une fois que sa structure d’approvisionnement sera presque totalement déplacée à Dawn.
[224] Tel que mentionné dans sa décision D‑2012‑175, la Régie constate que les coûts des outils de flexibilité opérationnelle sont indissociables des coûts des outils de transport et d’équilibrage, ce que Gaz Métro qualifie de coûts implicites.
[225] La Régie constate que l’évaluation de ces coûts nécessite un examen rigoureux de la fonction des outils dont le Distributeur dispose pour assurer la flexibilité opérationnelle.
[226] La Régie comprend que la méthode proposée par Gaz Métro est fondée sur une estimation des coûts implicites. Lors de l’audience, Gaz Métro indique avoir :
« essayé de trouver des façons, d’estimer un coût qui est implicite dans les tarifs.
[…]
Ce sont des bases évaluatives de la meilleure compréhension que Gaz Métro avait pour pouvoir évaluer ces éléments-là.
[…]
Les tarifs de TCPL et d’Union ne sont pas détaillés au niveau de toutes les conditions que ces tarifs-là permettent, parce qu’il y a les fenêtres de nomination mais il y a plein d’autres modalités incluses dans ces contrats-là, et les tarifs sont globaux » [66].
[227] La Régie prend acte de la stratégie de Gaz Métro pour assurer la flexibilité opérationnelle. Elle constate, tout comme l’ACIG, que les coûts de flexibilité opérationnelle sont relativement négligeables. Toutefois, la Régie n’est pas satisfaite de la méthode d’évaluation des coûts proposée par Distributeur et reporte l’examen de cet enjeu à la phase 2 du dossier R‑3867-2013.
3.2.7 Méthode d’évaluation de la journée de pointe
[228] Dans sa décision D‑2014‑201, la Régie demandait au Distributeur d’appliquer la méthode d’évaluation de la demande de la journée de pointe. Cette méthode consiste à effectuer une régression sur les volumes historiques de l’ensemble de la clientèle continue, en excluant les volumes au service continu des clients en combinaison tarifaire et des clients aux paliers 4.9 et 4.10 du tarif D4 qui ne sont pas en combinaison tarifaire. La Régie acceptait que la régression du modèle d’évaluation de la demande de la journée de pointe porte sur les volumes historiques du dernier hiver disponible[67].
Sensibilité de la méthode au changement de l’année de référence
[229] La méthode actuelle d’évaluation de la demande continue en journée de pointe consiste à :
« […] établir initialement, pour chacun des mois d’hiver :
− la demande de la journée de pointe des clients en service continu, excluant les clients en combinaison tarifaire, les clients aux paliers 4.9 et 4.10 qui ne sont pas en combinaison tarifaire et le client biogaz en réseau dédié (clients visés par la régression), en fonction d’une régression linéaire; et
− la demande en journée de pointe des clients en service continu exclus de la régression »[68].
[230] Par la suite, pour chacun des mois d’hiver, les demandes de pointe de chaque catégorie identifiée ci-dessus sont additionnées. La demande totale maximale définit la demande en journée de pointe de l’ensemble de la clientèle en service continu.
[231] Pour réaliser l’analyse de sensibilité de la méthode d’évaluation de la demande de pointe au changement d’année de référence, Gaz Métro considère les trois dernières années de référence, soit 2011‑2012, 2012‑2013 et 2013‑2014. Ces trois années constituent une base de comparaison valable, puisque, tout en permettant de ne pas trop s’éloigner de l’année témoin 2014‑2015, l’année 2012‑2013 était normale, l’année 2011‑2012 était chaude et l’année 2013‑2014 était froide.
[232] Selon Gaz Métro, l’analyse de sensibilité confirme que la demande en journée de pointe est très peu sensible au changement de l’année de référence. L’application du facteur d’ajustement permet, selon Gaz Métro :
« […] de neutraliser l’incidence sur la demande de pointe d’une régression sur les volumes d’un hiver froid ou d’un hiver chaud en plus de neutraliser l’effet clientèle entre l’année de référence et l’année témoin.
Cette analyse de sensibilité confirme alors qu’il demeure pertinent de considérer la dernière année de référence disponible au moment de produire le plan d’approvisionnement car celle-ci assure une meilleure représentativité de la composition de la clientèle de l’année témoin »[69].
Opinion de la Régie
[233] La Régie est d’avis que l’utilisation de l’année de référence n‑2[70] assure une meilleure représentativité de la composition de la clientèle de l’année témoin n, même si un facteur d’ajustement est requis pour refléter la demande de l’année témoin.
[234] La Régie prend acte du suivi sur la sensibilité de la méthode d’évaluation de la demande de pointe au changement de l’année de référence et s’en déclare satisfaite.
[235] Lors de l’audience, Gaz Métro produit le total du résultat de la régression et indique la valeur des volumes retirés et ajoutés, en détaillant son calcul. La Régie constate une différence significative entre les volumes associés à la quote-part Ventes grande entreprise (VGE) aux tarifs D1 et D3 dans la régression des pertes et des variations de consommation et du volume propre aux variations de consommation VGE avec la méthode client par client[71].
Facteur d’ajustement
[236] Dans sa décision D‑2014‑201[72], la Régie approuvait l’application d’un facteur d’ajustement à la demande projetée en journée de pointe de la clientèle continue, excluant les clients en combinaison tarifaire et les clients aux paliers 4.9 et 4.10 du tarif D4 qui ne sont pas en combinaison tarifaire, de façon à refléter la demande projetée de l’année témoin. Dans cette même décision, la Régie demandait cependant au Distributeur d’examiner la possibilité que le facteur d’ajustement puisse tenir compte de la croissance de la demande, de manière à refléter le profil de consommation de l’ajout des volumes pour les grandes catégories Petit moyen débit (PMD) et VGE.
[237] Afin de refléter les variations de volumes pour les deux catégories de clients PMD et VGE considérés dans le calcul de la régression, tout en conservant une évaluation globale de la demande en journée de pointe, Gaz Métro a analysé la possibilité d’évaluer un facteur d’ajustement unique mais pondéré selon les volumes projetés de ces deux catégories de clients. Gaz Métro a effectué deux régressions sur les volumes historiques 2013‑2014, l’une pour la clientèle PMD et l’autre pour la clientèle VGE excluant les clients en combinaison tarifaire et les clients aux paliers 4.9 et 4.10.
[238] En considérant les trois années historiques, l’analyse montre que l’utilisation d’un facteur d’ajustement pondéré produit une demande de pointe de 0,03 % à 1,21 % plus élevée que la demande de pointe évaluée avec un facteur d’ajustement global. Selon Gaz Métro, ces variations ne sont pas significatives. Elle juge que « le gain du raffinement de la méthode d’évaluation de la demande de pointe par l’utilisation d’un facteur d’ajustement pondéré n’est pas substantiel »[73]. Gaz Métro ne propose donc aucune modification au calcul du facteur d’ajustement.
[239] Considérant que les clients PMD et VGE ont des profils de consommation différents et qu’il en découle, selon la FCEI, que « la croissance des volumes affectera différemment le besoin de capacité à la pointe selon qu’elle provient de la croissance des volumes PMD ou VGE »[74], la FCEI recommande l’utilisation de la méthode basée sur des régressions distinctes et des facteurs d’ajustements distincts.
[240] Pour sa part, l’ACIG est satisfaite des analyses présentées par Gaz Métro et conséquemment appuie les conclusions du Distributeur sur l’utilisation de la dernière année de référence disponible au moment de produire le plan d’approvisionnement. L’ACIG appuie également la demande du Distributeur de maintenir le statu quo pour la méthode de calcul du facteur d’ajustement.
Opinion de la Régie
[241] La Régie prend acte du suivi de Gaz Métro sur l’examen de la possibilité que le facteur d’ajustement puisse tenir compte de la croissance de la demande de manière à refléter le profil de l’ajout des volumes pour les grandes catégories VGE et PMD et s’en déclare satisfaite.
[242] La Régie approuve le maintien du statu quo pour la méthode de calcul de ce facteur d’ajustement.
[243] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, le détail des calculs[75] des facteurs d’ajustement appliqués sur les résultats de la régression pour refléter l’année témoin selon l’année de référence ainsi que pour les trois années précédant l’année témoin.
[244] La Régie note que l’utilisation d’un facteur d’ajustement pondéré ne semble pas se traduire par une amélioration significative des résultats issus de la méthode d’évaluation de la demande de pointe. Elle partage toutefois l’opinion de la FCEI selon laquelle la croissance des volumes de clients ayant des profils de consommation différents pourrait affecter « différemment » le besoin de capacité à la pointe.
[245] Pour cette raison, la Régie demande à Gaz Métro de présenter, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, un suivi portant sur l’examen de la possibilité que le facteur d’ajustement puisse tenir compte de la croissance des volumes ainsi que du profil de consommation distinctement pour les grandes catégories VGE et PMD. Ce suivi doit tenir compte de l’impact sur la journée de pointe.
3.2.8 Impact des migrations de la clientèle du service continu au service interruptible
[246] Dans sa décision D‑2014‑201, la Régie demandait au Distributeur d’examiner la possibilité de revoir les Conditions de service et Tarif afin de minimiser l’impact des migrations de clients interruptibles vers le service continu sur les clients en service continu. La Régie était d’avis que la notion de rentabilité devait également tenir compte de l’impact tarifaire de ces migrations, en cours de contrat, sur les tarifs de transport et d’équilibrage[76].
[247] Dans le présent dossier, Gaz Métro présente ses réflexions à l’égard de cette préoccupation de la Régie. Selon le Distributeur, la mise en place de dispositions formelles constitue une perte de flexibilité dans sa gestion de la répartition tarifaire et l’ajout d’un critère de rentabilité à la migration rend le service interruptible plus contraignant. De plus, la refonte du tarif interruptible est en cours et l’ajout d’un critère de rentabilité pourrait donc n’être que temporaire.
[248] S’appuyant sur ces deux motifs, Gaz Métro indique qu’aucune modification aux Conditions de service et Tarif n’est donc envisagée pour l’année tarifaire 2016 puisque l’analyse des problématiques pour l’impact à long terme des migrations fera l’objet d’un suivi distinct dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3867‑2013, où l’offre interruptible sera revue.
[249] Gaz Métro affirme partager la préoccupation de la Régie en ce qui a trait à l’impact sur les coûts échoués découlant de la migration d’un client au service continu qui désirerait retourner au service interruptible après que Gaz Métro ait contracté des capacités fermes de transport à long terme pour le desservir. Elle ajoute que :
« [b]ien que Gaz Métro soit le fournisseur de dernier recours et qu’elle cherche donc à offrir les capacités de transport à tous les clients le désirant, la proposition à venir pour le nouveau service interruptible s’assurera de mitiger le risque de coût échoué qui serait causé par des clients cherchant à optimiser leur coût d’approvisionnement aux dépens du reste de la clientèle »[77].
[250] La Régie prend acte de la position de Gaz Métro relative à la migration des clients entre les services interruptible et continu en cours de contrat. La Régie note que l’offre de service interruptible sera revue dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3867‑2013.
3.3 Suivis liés au dossier 2016
3.3.1 Optimisation des outils d’approvisionnement
[251] Gaz Métro demande de reconduire l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour l’exercice 2016 et d’éliminer une des deux réserves de la Régie, en l’autorisant à effectuer à nouveau les transactions de prêts d’espace.
[252] Par sa décision D-2014-077, la Régie autorisait l’incitatif à la performance relié à l’optimisation des outils d’approvisionnement et maintenait la bonification correspondant à 10 % des revenus réels des transactions financières, sous deux réserves :
« [466] Le Distributeur fait valoir, à l’appui de sa proposition d’approuver l’incitatif pour une période de deux ans, que la structure d’approvisionnement 2015 ne changera pas par rapport à celle de 2014.
[467] L’incitatif retenu lors du dernier dossier tarifaire comprend deux volets :
• une bonification égale à 10 % des revenus de transactions financières;
• une bonification égale à 10 % des économies réalisées par des transactions spéciales d’achat identifiées par la Régie. Cette bonification est conditionnelle à ce qu’il n’y ait pas de revente de Firm Transportation Long Haul (FTLH) inutilisé.
[…]
[482] Par conséquent, la Régie considère que les transactions de plus de 12 mois ou s’étendant au-delà du 30 septembre d’une année donnée ne peuvent être considérées comme des transactions financières d’optimisation.
[…]
[485] Par conséquent, la Régie exclut, jusqu’à l’approbation de cette éventuelle approche, les transactions de prêt d’espace des transactions financières
[…]
[495] Compte tenu des incertitudes particulièrement importantes qui touchent actuellement le marché gazier, la Régie juge préférable d’approuver l’incitatif pour l’année 2014 seulement »[78].
[253] Le Distributeur indique qu’il ne prévoit pas de vente de transport a priori ni de vente de transport FTLH non utilisé pour l’exercice 2016.
[254] Il indique que la décision D-2015-012, relative aux capacités d’entreposage, a eu pour effet de clore les suivis sur l’entreposage d’Union Gas. Il ajoute que les prêts d’espace permettraient de générer des revenus qui viendraient réduire les coûts d’équilibrage de l’ensemble de la clientèle.
[255] Lors de l’audience, Gaz Métro présente le profil d’inventaire du site d’entreposage Union Gas, avec et sans le scénario de prêts d’espace[79]. Elle indique que les prêts d’espace lui permettent de limiter les contraintes de réduction de ses capacités de retrait associées aux contrats d’entreposage lorsqu’un certain niveau (« ratchet ») est atteint.
[256] Gaz Métro garderait un potentiel de retrait maximal de 5,6 millions de m3/jour avec un niveau décalé dans le temps, au lieu d’être contrainte à une capacité de retrait réduite dans la situation où elle atteindrait ce niveau dès la mi-février, selon le profil d’inventaire sans prêts d’espace.
[257] Le Distributeur explique les différences par rapport à l’approche présentée dans le cadre du dossier R‑3837‑2013 et précise les avantages opérationnels découlant des transactions de prêts d’espace :
« C’est que les retraits vont être concentrés sur l’hiver, de décembre à février, et les injections sont concentrées sur la fin de l’année financière, du mois de juin au mois de septembre.
[...] la nouvelle approche à laquelle on fait référence dans cette décision-là, c’est celle qui a trait au profil d’injection, au profil de retrait. On a modifié nos façons de faire suite au dépôt d’un rapport d’expert [...].
[…] ça créait même des avantages dans la mesure où le fameux « ratchet » [...] est déplacé dans le temps, se produit à un moment plus éloigné dans le temps, ce qui nous donne plus de flexibilité pour gérer nos approvisionnements et les optimiser encore une fois »[80].
[258] Le Distributeur précise la manière dont il est tenu indemne opérationnellement des transactions de prêts d’espace :
« [...] la beauté de ce genre de transaction-là, c’est que c’est toujours discrétionnaire à Gaz Métro. Quand on va permettre aux tiers d’injecter, c’est que c’est faisable et ça ne met pas à risque et quand [...] le tiers parti va demander de retirer, là, encore-là, de retirer son gaz, c’est, encore là, discrétionnaire à Gaz Métro. Si Gaz Métro a besoin de retirer le niveau maximum de retrait pour ses propres besoins, elle ne permettra pas à la tierce partie de retirer la molécule »[81].
[259] Gaz Métro demande que les revenus de prêts d’espace soient assujettis aux modalités de l’incitatif à la performance sur les transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour l’exercice 2016, comme les autres transactions financières.
[260] Pour sa part, l’ACIG ne s’oppose pas à ce que Gaz Métro procède à des transactions de prêts d’espace, dans la mesure où elle respecte la stratégie d’utilisation de l’entreposage pour ses propres besoins, tel que discuté au dossier tarifaire 2014.
Opinion de la Régie
[261] La Régie est d’avis que les incitatifs à la performance permettent au Distributeur de minimiser les coûts et d’optimiser la gestion de ses outils d’approvisionnement, particulièrement en ce qui a trait aux capacités non utilisées, à condition de maintenir les clients opérationnellement indemnes.
[262] La Régie juge qu’il est dans l’intérêt de tous les clients que le Distributeur optimise, en cours d’année, la planification des achats de capacité de transport, en tenant compte des coûts élevés sur le marché secondaire. À cet égard, elle lui demande de faire tous les efforts pour développer et mettre en place, en temps utile, des outils permettant de faire face à des besoins de faible occurrence.
[263] La Régie approuve la reconduction de l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour l’exercice 2016.
[264] La Régie autorise Gaz Métro à effectuer des transactions financières de prêts d’espace pour l’exercice 2016 et lui demande de démontrer, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, qu’elle s’est assurée d’une gestion optimale de ses capacités d’entreposage détenues chez Union Gas.
3.3.2 Contrat d’une durée de sept mois avec un client majeur
[265] Dans sa Demande réamendée, Gaz Métro demande à la Régie de :
« […] l’autoriser à déroger à l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif afin de lui permettre de conclure avec un client majeur spécifique œuvrant dans le domaine de la métallurgie, un contrat d’une durée de 7 mois, soit du 1er septembre 2015 au 31 mars 2016, tel qu’il appert de la pièce Gaz Métro-16, Document 4 »[82].
[266] Au soutien de sa demande, Gaz Métro indique qu’en juillet 2015, un client majeur a convenu d’un nouveau contrat qui prendrait effet le 1er septembre 2015, pour une durée d’un an. La projection de la demande de ce client ayant des impacts importants sur l’établissement des hypothèses du dossier tarifaire, Gaz Métro a discuté avec lui de la possibilité de conclure exceptionnellement un contrat d’une durée de 7 mois, plutôt que de 12 mois, tel que l’exige l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif. Ce faisant, le contrat du client se terminerait alors le 31 mars 2016. Par la suite, le contrat aurait à nouveau une durée contractuelle minimale d’un an. En autorisant une telle exception, la Régie permettrait à Gaz Métro de mieux évaluer la projection de la demande pour son plan d’approvisionnement et, en conséquence, les tarifs déposés au dossier tarifaire.
[267] En audience, Gaz Métro soumet que sa demande vise à lui permettre de :
« [...] mieux ficeler notre plan d’approvisionnement, plutôt que de faire des mises à jour ou de communiquer de l’information, plus tard, comme ça a été le cas lorsqu’on a appris que le client maintenait sa production. Et donc, en réduisant éventuellement ce contrat-là de sept mois, donc il vient à échéance en mars deux mille seize (2016), bien ça va nous permettre, pour les années à venir, de conclure des contrats d’une durée d’un an qui vont tous revenir à des échéances printanières, qui va toujours nous permettre, dorénavant, de bien planifier nos approvisionnements »[83].
[268] En réponse aux régisseurs qui lui demandaient de plaider sur l’application des articles 53 et 54 de la Loi en regard de la demande de dérogation à l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif, Gaz Métro indique que :
« Les articles 53 et 54 nous dit que le distributeur de gaz ne peut convenir avec un consommateur un tarif autre que ceux qui sont fixés par la Régie et, évidemment, si on ne se colle pas à cette exigence-là, bien toute stipulation contraire, toute stipulation d’une convention dérogeant à celle d’un tarif fixé par la Régie - c’est à l’article 54 - est sans effet. Et ces deux articles-là, 53 et 54, bien, c’est l’expression de la compétence exclusive qui est énoncée à l’article 31, premier alinéa, où on dit bien que la Régie a une compétence exclusive pour fixer les tarifs et conditions auxquels le gaz naturel est fourni, transporté ou livré par un distributeur de gaz naturel.
Donc, on ne peut pas convenir sans que la Régie, d’une quelconque façon, en amont, soit...donne, si je peux dire, sa bénédiction à l’égard d’une condition qui n’est pas spécifiquement prévue aux Conditions de service et Tarif.
[...]
Et là, vous allez vous saisir de cette demande-là, vous allez exercer la compétence exclusive qui est la vôtre et vous allez fixer, à ce moment-là, les conditions de service spécifiques à un cas spécifique, on en convient, mais vous allez pouvoir exercer toute la compétence que le législateur vous a reconnue et il n’y aura pas de dérogation en soi puisque la Régie aura fixé cette condition-là. Donc, il n’y a pas de problème, quant à nous, quant au respect éventuel des articles 53 et 54 »[84].
[269] Le GRAME indique être d’accord avec la demande de Gaz Métro de déroger à l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif. Il met l’emphase sur le fait que les Conditions de service et Tarif auxquels Gaz Métro ne peut déroger sont ceux qui sont fixés par la Régie ou par le gouvernement. Dans la mesure où la Régie accepte la demande de dérogation de Gaz Métro, cela n’irait pas à l’encontre des articles 53 et 54 de la Loi, puisque le contrat serait approuvé par la Régie et ne serait donc pas conclu arbitrairement par le Distributeur, au bénéfice d’un autre client[85].
[270] SÉ-AQLPA recommande à la Régie d’approuver la demande de dérogation à l’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif. Il indique à cet effet que la Régie possède la juridiction nécessaire d’accepter, au moyen d’une nouvelle condition de service, une modification à la durée d’un contrat déjà en cours, d’autant plus qu’elle serait acceptée par l’ensemble des signataires au contrat[86].
[271] L’UMQ cite la décision D-2014-037 dans laquelle la Régie a indiqué qu’en vertu des articles 53 et 54 de la Loi, les Conditions de service et Tarif sont d’ordre public. À cet effet, l’intervenante soumet que la Régie a le pouvoir de modifier les Conditions de service et Tarif, mais qu’elle ne peut simplement exempter Gaz Métro de leur application dans un cas particulier, pour un client en particulier[87].
Opinion de la Régie
[272] L’article 16.1.3 des Conditions de service et Tarif prévoit que :
« Tout contrat écrit doit être d’une durée minimale de 12 mois sauf pour un contrat en service de gaz d’appoint pour lequel la durée du contrat peut être inférieure à 12 mois ».
[273] Les articles 53 et 54 de la Loi prévoient ce qui suit :
« 53. Le transporteur ou le distributeur d’électricité ou un distributeur de gaz naturel ne peut convenir avec un consommateur ou exiger de celui-ci un tarif ou des conditions autres que ceux fixés par la Régie ou par le gouvernement.
Il ne peut discontinuer ou suspendre le service au consommateur pour la raison que ce dernier refuse de payer un montant autre que celui résultant de l’application d’un tarif ou d’une condition fixé par la Régie ou par le gouvernement.
Stipulation sans effet.
54. Toute stipulation d’une convention dérogeant à celle d’un tarif fixé par la Régie ou par le gouvernement est sans effet ».
[274] Selon Gaz Métro, le contrat pour lequel elle demande une dérogation aux Conditions de service et Tarif et qu’elle entend conclure pour une période de 7 mois, plutôt que 12 mois, n’est pas encore conclu. À cet effet, la Régie constate qu’il n’y a pas de contravention aux Conditions de service et Tarif actuellement, non plus qu’il n’y a de contravention aux articles 53 et 54 de la Loi.
[275] La Régie est d’avis qu’afin de s’assurer du respect des articles 53 et 54 de la Loi, elle doit examiner préalablement toute modalité d’un contrat que le Distributeur entend conclure lorsque cette modalité diffère des Conditions de service et Tarif en vigueur.
[276] Or, dans les circonstances particulières au cas présent, la Régie est d’avis que le fait d’autoriser Gaz Métro à conclure un contrat d’une durée de 7 mois plutôt que d’une durée de 12 mois est souhaitable, surtout eu égard au fait que l’importance de la consommation du client visé par le contrat permettra au Distributeur de mieux prévoir ses approvisionnements.
[277] De plus, la Régie note de la preuve que cette condition particulière ne doit se produire qu’une seule fois. Dans le cas où un contrat subséquent avec le même client doit être conclu pour une durée inférieure à 12 mois, le Distributeur devra demander à la Régie une nouvelle autorisation.
4. DÉVELOPPEMENT DES VENTES
[278] Ce sujet sera abordé dans une prochaine décision.
5. REVENU REQUIS
5.1 Mesures d’allègement réglementaire
[279] Dans sa décision procédurale D-2015-029, la Régie accueillait la méthode temporaire d’allègement réglementaire proposée par Gaz Métro pour l’examen des charges d’exploitation de la période 2015-2017 :
« [57] Dans le contexte actuel, considérant que l’article 48 de la Loi prévoit qu’elle a le pouvoir d’initier un dossier tarifaire et de demander au Distributeur de lui soumettre une proposition de modification et que le Guide de dépôt [note de bas de page omise] prévoit que le Distributeur doit déposer son dossier tarifaire sept mois avant la date demandée d’entrée en vigueur des tarifs, la Régie demande à Gaz Métro de déposer l’ensemble de son dossier tarifaire 2016 dans le cadre du présent dossier, au plus tard le 29 mai 2015, sur la base de la méthode allégée et temporaire proposée par le Distributeur »[88].
[280] Pour 2015, 2016 et 2017, les conclusions recherchées quant aux mesures d’allègement réglementaire portent sur le montant du point de départ des charges d’exploitation, ainsi que sur la neutralisation de trois éléments :
• les comptes de frais reportés (CFR);
• la méthodologie de détermination du montant prévu de recharge aux activités non réglementées (ANR);
• les ajustements liés aux régimes de retraite.
[281] Gaz Métro demande également à la Régie de fixer la croissance du montant du point de départ des charges d’exploitation en fonction du taux d’inflation, déterminé selon la moyenne historique 12 mois de l’indice de prix à la consommation (IPC) pour le Canada, publié au mois d’août et basé sur les données de juillet.
5.1.1 Point de départ des charges d’exploitation
[282] Gaz Métro propose d’établir le point de départ à 188,27 M$, soit les charges d’exploitation réelles 2014 de 186,2 M$ auquel elle ajoute un montant de 2,07 M$ lié aux obligations récurrentes suivantes :
• 1,6 M$ relatifs aux projets reportés de 2014 et obligations réglementaires;
• 0,25 M$ relatifs au compte d’aide au soutien social (CASS); et
• 0,22 M$ relatifs au système de plafonnement et d’échange des droits d’émission des gaz à effet de serre (SPEDE).
[283] Gaz Métro fait valoir que le point de départ doit correspondre à un défi atteignable en matière de contrôle des charges. Selon le Distributeur, l’initiative proposée n’a de sens que si elle lui permet d’atteindre l’équilibre entre la réalisation de ce défi, les opportunités qu’il procure et le respect de ses obligations récurrentes.
[284] Gaz Métro indique que des sommes attribuables à des programmes dont le déploiement a été plus lent que prévu et dont la réalisation demeure impérative doivent être ajoutées au montant du point de départ. Doivent également être ajoutées les sommes nécessaires à la réalisation des activités spécifiques et récurrentes du secteur Exploitation, telles que l’effet du règlement de signalisation du Ministère des Transports du Québec (MTQ), l’inspection des installations intérieures et l’inspection des équipements de régulation des postes de mesurage afin d’assurer la conformité aux obligations réglementaires du MTQ et de la Régie du bâtiment du Québec (RBQ).
[285] Par ailleurs, Gaz Métro fait valoir d’autres activités pour lesquelles aucun montant n’est inclus dans le montant du point de départ.
[286] L’inspection des installations intérieures et l’inspection des équipements de régulation dans les postes de mesurage n’avaient pas commencé en 2014 et les coûts n’en sont pas connus. Selon Gaz Métro, il s’agit d’exigences auxquelles elle devra faire face au cours des prochaines années et qui devront être financées à même l’enveloppe des charges d’exploitation résultant de la proposition d’allègement réglementaire.
[287] De plus, Gaz Métro mentionne que la mise sur pied de programmes visant la réalisation de la Stratégie de gestion des actifs (la Stratégie) constitue un défi de taille dans le contexte de la présente proposition. Ce processus amène Gaz Métro à envisager de nouveaux risques et de nouvelles exigences réglementaires auxquelles elle doit se conformer. Selon le Distributeur, les charges d’exploitation nécessaires à la réalisation de cette Stratégie pour les exercices 2015 à 2017 pourraient croître de façon plus importante que le taux d’inflation retenu.
[288] Questionnée à cet égard, Gaz Métro précise que les économies réalisées en 2014, en lien avec un déploiement plus lent que prévu, totalisent 2,3 M$, dont 1,1 M$ est lié au règlement de signalisation.
[289] L’ACIG, SÉ-AQLPA et l’UMQ recommandent à la Régie d’autoriser les mesures d’allègement réglementaire proposées par Gaz Métro.
[290] UC recommande de rejeter la demande de Gaz Métro d’ajouter 1,6 M$ pour des montants relatifs aux projets reportés de 2014 et aux obligations réglementaires aux fins de la détermination du point de départ de la fixation des charges d’exploitation pour les exercices 2015, 2016 et 2017.
[291] Selon l’intervenante, certaines charges spécifiques à 2014 et aux années antérieures devraient décroître au cours de la période 2015-2017, ce qui laissera une marge de manœuvre pour la réalisation des activités spécifiques pour lesquelles Gaz Métro désire obtenir une hausse du point de départ.
[292] UC ne s’oppose pas à l’ajout de montants pour le CASS et le SPEDE. Cependant, elle est d’avis qu’ils ne devraient pas croître suivant l’inflation pour 2015.
Opinion de la Régie
[293] La Régie constate que les charges réelles de 2014 dépassent de 0,5 M$ le budget prévu, en dépit d’économies de 2,3 M$ découlant d’un déploiement plus lent que prévu de certaines activités. Les charges réelles d’autres activités ont donc dépassé le budget prévu de 2,8 M$. Ainsi, la Régie observe que certaines charges sont parfois retardées aux années subséquentes, alors que d’autres sont possiblement devancées à l’année en cours.
[294] Gaz Métro identifie une somme spécifique de 1,6 M$ reliée aux obligations réglementaires imposées par le MTQ et par la RBQ, auxquelles le Distributeur ne peut se soustraire. De plus, le Distributeur identifie d’autres activités qui devront être financées à même l’enveloppe des charges d’exploitation, puisqu’aucun montant spécifique n’est inclus dans le point de départ à cet égard.
[295] Considérant que les montants liés au CASS et au SPEDE ont été autorisés dans les décisions antérieures[89] et que le montant spécifique de 1,6 M$ associé aux obligations réglementaires est justifiable, la Régie établit un montant de 188,27 M$ comme point de départ dans le calcul des charges d’exploitation.
5.1.2 Éléments neutralisés et taux de croissance
[296] Gaz Métro demande que les ajustements liés aux régimes de retraite soient neutralisés. Advenant que le niveau de cotisation et d’ajustements requis diffère de ceux constatés au 30 septembre 2014, Gaz Métro utilisera les lettres de crédits pour couvrir l’écart, de sorte que les charges réelles des années à venir seront équivalentes aux prévisions. Gaz Métro soumet que ces ajustements découlent des mouvements sur les marchés financiers sur lesquels elle n’a pas le contrôle.
[297] De plus, Gaz Métro présente une nouvelle méthodologie pour allouer les coûts entre les activités réglementées (AR) et ANR. Si cette nouvelle méthodologie avait été appliquée aux résultats financiers 2014, le montant de recharge aux ANR aurait été plus élevé de 0,2 M$.
[298] Pour les motifs invoqués par le Distributeur, la Régie autorise la neutralisation des ajustements liés aux régimes de retraite et la prise en compte de la nouvelle méthode pour déterminer le montant de recharge aux ANR.
[299] De plus, la Régie autorise une croissance du montant du point de départ en fonction du taux d’inflation déterminé selon la moyenne historique 12 mois de l’IPC pour le Canada publié au mois d’août de chaque année et basé sur les données de juillet de la même année.
[300] Gaz Métro demande également l’autorisation d’ajuster ponctuellement les charges d’exploitation, advenant l’abolition de certains CFR afin d’en neutraliser les effets sur les trop-perçus ou les manques à gagner à venir.
[301] À cet égard, la Régie mentionnait dans la lettre du 22 avril 2015 :
« La Régie considère que l’étude concomitante de l’utilité des CFR ainsi que du prochain mécanisme incitatif serait plus appropriée. En conséquence, elle reporte l’étude de l’utilité des CFR à un dossier ultérieur. La Régie maintient toutefois l’étude de la rémunération des CFR dans le présent dossier »[90].
[302] Dans ce contexte, la Régie est d’avis qu’une ordonnance portant sur la neutralisation d’une abolition éventuelle des CFR qui affecterait le niveau des charges d’exploitation n’est pas requise au présent dossier.
5.2 Revenu requis
[303] Gaz Métro présente un revenu requis de 1 113 311 000 $ pour 2015, tel que redressé[91] afin de prendre en compte la méthode d’allègement réglementaire ainsi que les nouveaux tarifs de TCPL[92].
[304] Pour 2016, le revenu requis s’élève à 1 185 743 000 $. La Régie souligne que cette prévision ne prend pas en compte l’impact de la révision du Plan d’approvisionnement, intégrant notamment l’augmentation de la demande de 295 000 103 m3 d’un client du secteur de la métallurgie[93].
Période 2013-2016 (avant révision du plan d’approvisionnement)
Tableau établi à partir des pièces B-0480 et B-0629 ; dossier R-3916-2014, pièce B-0014 et dossier R-3912-2014, pièce B-0061. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[305] Comparativement au revenu requis autorisé 2014, le revenu requis 2015 présente une hausse de 116,5 M$ et le revenu requis 2016 une hausse additionnelle de 72,4 M$ avant révision. Pour la période 2014-2016 (données avant révision), l’augmentation totale de 19 % s’explique principalement par l’augmentation prévue des frais de transport et d’équilibrage.
[306] Le tableau suivant détaille l’évolution du revenu requis par service pour la période 2013‑2016 avant révision.
Évolution du revenu requis par service
Période 2013-2016 (avant révision du plan d’approvisionnement)
Tableau établi à partir des pièces B-0480 et B-0629, p. 2 ; dossier R-3916-2014, pièce B-0035 et dossier R-3912-2014, pièce B‑0075. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
5.2.1 Revenu requis du service de distribution
[307] Comparativement au revenu requis du service de distribution autorisé pour 2014, le revenu requis redressé 2015 présente une diminution de 24,5 M$, suivie d’une baisse additionnelle de 26,0 M$ en 2016. Pour la période 2014-2016, il s’agit d’une diminution totale prévue de 50,5 M$ ou 8,6 %.
[308] Pour 2015, la Régie estime l’ajustement sur les tarifs à -27,7 M$, soit une diminution de 4,7 % tenant compte de la variation des ventes.
[309] Pour 2016, Gaz Métro présente un ajustement tarifaire de -2,5 % avant la prise en compte de la révision du Plan d’approvisionnement. Considérant l’importance de la mise à jour requise pour prendre en compte l’augmentation des volumes de distribution, la Régie estime que la baisse tarifaire en 2016 devrait être significative.
Évolution du revenu requis et des tarifs 2015 et 2016
(avant révision du plan d’approvisionnement)
Tableau établi à partir des pièces B-0391, B-0441 et B-0539, p. 51 et 52.
Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[310] La Régie demande au Distributeur de déposer, pour approbation, la mise à jour des données relatives au revenu requis et à l’impact sur les tarifs pour 2015 et 2016, en tenant compte des dispositions de la présente décision, au plus tard le 14 décembre 2015.
5.3 Frais de transport, d’équilibrage et de distribution
[311] Les frais de transport, d’équilibrage et de distribution s’élèvent à 542,0 M$ pour 2015 et à 607,4 M$ pour 2016, après déduction des coûts reliés à la vente de GNL[94].
5.4 Coûts liés à la vente de GNL
[312] Gaz Métro établit la prévision des ventes de GNL ainsi :
• pour 2014-2015 : 34 471 103 m3 répartis entre deux clients, dont le premier utilise le service de fourniture et de compression du Distributeur pour 18 915 103 m3 et le second n’utilise pas ces deux services[95];
• pour 2015-2016 : 33 572 103 m3, dont un client utilise le service de fourniture et de compression du Distributeur en octobre seulement, avant son abolition[96], pour 22 155 103 m3 ou 66 %.
[313] Gaz Métro indique que seuls les coûts de ses services de fourniture et de compression sont considérés dans l’évaluation du revenu requis. Elle précise que le coût des services de transport, d’équilibrage, du Fonds vert et du SPEDE sont établis en fonction des tarifs du présent dossier et que le coût de la distribution est calculé en fonction du coût moyen évalué à l’étude d’allocation du coût de service pour un client interruptible au volet A. Pour 2015, le coût de l’ensemble de ces services s’élève à 2 944 000 $[97]. Pour 2016, il s’élève à 3 109 000 $[98].
[314] Le Distributeur établit à 2 311 000 $ pour 2015[99], et à 2 343 000$ pour 2016[100] le coût d’utilisation de l’usine LSR, selon les méthodes d’allocation définies dans les décisions passées de la Régie[101].
[315] La Régie approuve les coûts liés à la vente de GNL, puisqu’ils ont été calculés selon les méthodes d’allocation établies.
5.5 Indices de qualité de service
[316] Conformément à la demande de la Régie dans sa décision D-2013-106, Gaz Métro présente les indices de qualité de service applicables pour les années tarifaires 2015 et 2016. Ces indices correspondent à ceux qui s’appliquaient au Mécanisme incitatif convenu par le groupe de travail à la phase 2 du PEN – R-3599-2006[102].
[317] Le partage des trop-perçus au rapport annuel sera conditionnel à l’atteinte d’un pourcentage global de réalisation d’indices de qualité de service. Ce pourcentage global de réalisation sera égal à la moyenne pondérée des pourcentages de réalisation de chaque indice, qui sont eux-mêmes calculés selon les particularités de leurs composantes.
[318] Les conditions d’accès aux trop-perçus sont les suivantes :
• un seuil minimal de pourcentage global de réalisation de 85 % sera requis pour donner droit à 85 % du trop-perçu réel (part de Gaz Métro);
• entre 85 % et 100 % de pourcentage global de réalisation, le pourcentage de la bonification et du trop-perçu réel conservé par Gaz Métro correspondra au pourcentage global de réalisation;
• en bas du seuil minimal de 85 % de pourcentage global de réalisation, Gaz Métro n’aura droit à aucune part du trop-perçu.
[319] Gaz Métro présente, dans le tableau ci-dessous, les indices, les paramètres utilisés et la pondération servant à établir le pourcentage global de réalisation des indices.
Établissement du pourcentage global de réalisation des indices
Source : pièce B-0209, p. 5.
[320] La Régie considère que la proposition de Gaz Métro est conforme à la décision D‑2013-106 et qu’elle répond aux attentes qu’elle a exprimées. Par conséquent, la Régie approuve les indices de qualité de service pour les années 2015 et 2016.
6. DÉPENSES NÉCESSAIRES À LA PRESTATION DU SERVICE DE DISTRIBUTION
[321] Au cours de la période 2013-2016, les dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution passent de 414,6 M$ en 2013 à 408,5 M$ en 2016, soit une baisse moyenne annuelle de 1,8 M$ ou 0,5 %. Comparativement au montant autorisé de 430,3 M$ pour 2014, la baisse totale s’élève à 21,8 M$, soit un montant de 12,0 M$ en 2015 et un montant additionnel de 9,8 M$ en 2016.
[322] Le tableau suivant présente l’évolution de ces dépenses pour la période 2012‑2014.
Évolution des dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution pour la période 2013 à 2016
Tableau établi à partir des pièces B-0480 et B-0629, p. 2 ; dossier R-3916-2014, pièce B-0035; dossier R-3912-2014, pièce B‑0075. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
6.1 Charges d’exploitation
[323] Pour 2015, Gaz Métro établit le montant des charges d’exploitation à 191,1 M$, soit le montant du point de départ de 188,27 M$ et une croissance de 2,8 M$ établie selon un taux d’inflation de 1,5 %.
[324] Pour 2016, Gaz Métro établit le montant des charges d’exploitation à 194,7 M$, soit le montant de 191,1 M$ pour 2015 et une croissance de 3,6 M$ établie selon un taux d’inflation de 1,9 %[103]. Après la prise en compte des données relatives à l’IPC publiées en août 2015, Gaz Métro révise le taux d’inflation à 1,4 % et le montant des charges d’exploitation à 193,8 M$.
[325] La Régie ajuste le montant du point de départ à 188,07 M$, soit une baisse de 0,2 M$ afin de neutraliser l’impact de la nouvelle méthodologie d’allocation des coûts entre activités réglementées et non réglementées.
[326] Conséquemment, la Régie autorise des charges d’exploitation de 190,9 M$ pour 2015 et de 193,6 M$ pour 2016, établies selon la méthode temporaire d’allègement réglementaire.
6.2 Suivis reliés aux charges d’exploitaton
[327] En réponse aux suivis demandés par la décision D-2013-106[104], Gaz Métro présente les charges du centre de coût 14087 liées aux énergies nouvelles, réparties entre les AR et ANR selon les règles de son Code de conduite. Elle confirme l’inclusion des charges liées au biométhane qui ne sont pas imputées directement aux ANR à titre de recharge aux ANR.
[328] Gaz Métro fait état des efforts entrepris pour contrôler le coût des régimes de retraite. Elle indique avoir des discussions intensives avec les représentants syndicaux pour parvenir à une entente sur la question et est en attente sur un possible projet de règlement.
[329] La Régie prend acte des suivis en ce qui a trait aux charges reliées aux énergies nouvelles (centre de coût 14087), le traitement du biométhane et les efforts de contrôle des coûts liés aux régimes de retraite.
[330] Par ailleurs, la Régie considère que le suivi des charges associées aux énergies nouvelles et au traitement du biométhane s’inscrit dans un contexte d’examen détaillé des charges d’exploitation.
[331] Considérant la méthode temporaire d’allègement réglementaire retenue pour déterminer les charges d’exploitation, la Régie met fin aux suivis portant sur le traitement du biométhane et les charges liées aux énergies nouvelles.
6.3 Formule paramétrique
[332] Gaz Métro demande à la Régie de prendre acte de sa réponse au suivi de la décision D-2014-077[105] et de s’en déclarer satisfaite. Elle demande également l’autorisation de suspendre le dépôt du résultat de la formule paramétrique pour la période d’application de l’allègement réglementaire.
[333] Pour 2015 et 2016, l’application de la formule paramétrique résulterait en des charges d’exploitation de 169,8 M$ et 175,2 M$ respectivement, en excluant les coûts des régimes de retraite. Selon les mesures d’allègement proposées, les charges d’exploitation établies par Gaz Métro s’élèveraient respectivement à 169,6 M$ et 173,2 M$, pour 2015 et 2016.
[334] Par ailleurs, Gaz Métro soumet que l’objectif initial de l’application de la formule paramétrique était la validation du revenu requis, complémentaire à un examen détaillé des charges d’exploitation. Selon elle, cette perspective n’existe plus, considérant le contexte de l’allègement réglementaire accueilli au présent dossier.
[335] La Régie partage l’avis de Gaz Métro en ce qui a trait à l’utilité de la formule paramétrique dans le nouveau contexte de l’allègement réglementaire.
[336] La Régie prend acte du dépôt du résultat de l’application de la formule paramétrique et en autorise la suspension pour la durée d’application de la méthode temporaire d’allègement réglementaire.
6.4 Allocation des coûts entre AR et ANR
[337] Dans sa décision D-2013-106, la Régie ordonnait que le montant de recharge aux ANR soit établi selon une approche basée sur le coût complet.
[338] Au présent dossier, Gaz Métro présente une étude portant sur l’allocation des coûts et des bénéfices entre AR et ANR afin d’établir un coût complet qu’elle qualifie de juste et raisonnable[106]. Le coût complet, tel que défini par Gaz Métro, se compose des coûts directs et des coûts de service de soutien.
[339] Gaz Métro rappelle que les dépenses directement attribuables aux ANR sont comptabilisées comme telles, à la source. C’est le cas notamment des achats de biens et services, des frais de représentation et de déplacement ainsi que des salaires et avantages sociaux des employés de Gaz Métro rattachés à des centres de coûts avec taux standard.
[340] La recharge ANR vise les salaires et les avantages sociaux des employés de centres de coûts sans taux standard qui consacrent du temps aux ANR dans des proportions variées et d’autres coûts directs, tels que les cotisations professionnelles et coûts d’utilisation de téléphone cellulaire.
[341] La méthode présentée consiste à déterminer, dans un premier temps, le nombre de ressources en équivalent temps plein (ÉTP) œuvrant sur des ANR et le coût de leur salaire et avantages sociaux. Par la suite, un coût commun par ÉTP est ajouté pour tenir compte du coût des services de soutien reliés aux technologies de l’information et aux ressources humaines, ainsi que du coût de l’utilisation des équipements et bâtiments.
[342] La Régie prend acte de l’étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre AR et ANR.
6.5 Code de conduite
[343] Dans sa décision D-2014-032, la Régie indiquait :
« [80] Considérant ce qui précède, la Régie ordonne au Distributeur de déposer pour approbation, lors du dépôt du dossier tarifaire 2015, un Code régissant les relations entre les activités réglementées et non réglementées »[107].
[344] En suivi de cette ordonnance, Gaz Métro dépose son Code de conduite[108] mis à jour en avril 2014 et présentement en vigueur. Elle précise qu’il remplace celui qui était en vigueur depuis le 15 novembre 2000.
[345] Gaz Métro mentionne que la mise à jour du Code de conduite porte sur les méthodes d’allocation de coûts lorsque des actifs, des biens ou des services sont cédés ou fournis, de même que la définition des composantes du coût complet. Elle indique avoir procédé à un balisage des codes de conduite d’autres distributeurs gaziers et d’Hydro‑Québec pour faire son analyse.
[346] Le Distributeur souligne également la pertinence des points soulevés par les intervenants quant à la poursuite de l’implantation des mesures nécessaires à l’atteinte de l’objectif du Code de conduite, à savoir, de ne pas conférer un avantage concurrentiel indu à une entité affiliée. De plus, le développement rapide de l’industrie du GNL et l’arrivée d’autres joueurs sur ce marché représentent un défi auquel Gaz Métro doit faire face.
[347] Dans ce contexte, Gaz Métro dit mener des analyses afin d’encadrer la situation complexe de l’échange d’informations entre entités apparentées et de revoir le Code de conduite en conséquence. Elle indique qu’une version révisée du Code sera disponible en avril 2016, soit à l’occasion du dépôt du dossier tarifaire 2017.
[348] Gaz Métro demande que la Régie approuve, dès maintenant, le Code de conduite déposé au présent dossier, considérant qu’il est bien calibré en matière transactionnelle et qu’il respecte les normes de l’industrie, telles que balisées.
[349] La FCEI est d’avis que l’objectif prévu à l’article 2.2 du Code de conduite d’« assurer l’intégrité économique et financière des entités apparentées ou des activités non réglementées impliquées dans une transaction avec le Distributeur » offre une protection qui pourrait être interprétée de façon plus large. Elle fait valoir que les ANR opèrent dans un marché concurrentiel et leur intégrité économique dépend de cette réalité. Selon l’intervenante, il serait inéquitable et contradictoire avec les autres objectifs du Code de conduite, de demander aux ANR d’assurer l’intégrité financière des entités apparentées ou des ANR.
[350] La FCEI suggère donc de remplacer la notion d’« intégrité économique » par celle de « traitement équitable » dans le libellé de cet objectif prévu à l’article 2.2 du Code de conduite.
[351] De plus, la FCEI fait valoir qu’à l’article 2.2 du Code de conduite l’objectif d’ « éviter et détecter toute forme de traitement préférentiel en faveur des entités apparentées ou des activités non réglementées en régissant les comportements et les échanges d’information du distributeur » n’est pas respecté lorsque l’activité GNL utilise les actifs réglementés de Gaz Métro, en particulier les actifs de liquéfaction et d’entreposage. Dans ce cas, l’intervenante est d’avis que l’ANR bénéficie d’un accès privilégié à certains équipements, ce qui lui confère un avantage concurrentiel relativement aux autres acteurs du marché du GNL.
[352] L’intervenante considère également la possibilité que l’AR n’optimise pas la valeur de ses actifs en transigeant avec une société apparentée de Gaz Métro, soit GM GNL, dans la mesure où d’autres acteurs privés pourraient être prêts à offrir une compensation plus importante pour bénéficier de l’usage de ces actifs.
[353] Conséquemment, la FCEI estime que l’AR devrait mettre en place un processus ouvert d’attribution des capacités de liquéfaction réglementées et des capacités d’entreposage, en visant la maximisation de la valeur de ses actifs, le tout en respectant la réalité historique du développement du GNL et le futur Code de conduite.
[354] SÉ-AQLPA fait valoir l’intérêt particulier du secteur de la vente de GNL à des consommateurs directs, considérant les avantages environnementaux, l’équité et le développement durable. Elle juge souhaitable que ce secteur n’assume pas de coûts qui ne sont pas les siens. Conséquemment, elle recommande de modifier l’article 3.1 du Code de conduite comme suit (texte souligné) :
« […]
• assurer l’intégrité financière et économique du Distributeur, de chacune des entités ou de l’activité non réglementée;
• éviter de conférer à l’une d’elles un privilège ou un avantage concurrentiel indu en raison de sa parenté avec le Distributeur;
• réciproquement éviter de conférer au Distributeur un privilège ou un avantage concurrentiel indu en raison de sa parenté avec une de ces entités ou avec l’activité non réglementée; et
• être documentées de la même façon que seraient les transactions entre entités non apparentées »[109].
[355] L’UC demande à la Régie de prendre acte de l’admission de Gaz Métro à l’effet que le Code de conduite doit être plus précis et doit mieux encadrer le transfert d’information.
[356] Elle recommande à la Régie de ne pas statuer sur le document présenté et d’ordonner au Distributeur de soumettre un Code de conduite révisé qui régisse non seulement les transactions entre entités apparentées ou des ANR du Distributeur, mais également leurs comportements et leurs échanges d’employés et d’information.
[357] Plus précisément, l’UC demande à la Régie d’ordonner à Gaz Métro d’amender son Code de conduite afin de prendre en compte les éléments suivants :
« […]
1. Utilisation de l’information privilégiée ou confidentielle que détient Gaz Métro relativement à ses clients ;
2. Utilisation de l’information pouvant procure un avantage à un tiers (affilié ou non) au détriment de Gaz Métro ou d’un tiers que détient Gaz Métro ;
3. Le partage d’information ;
4. Utilisation du terme transaction dans le code de conduite proposé en opposition au terme relation utilisé dans la décision D-2014-032 ;
5. Le mode de diffusion du code de conduite ;
6. Autres éléments soulignés par UC dans son mémoire »[110].
[358] Par ailleurs, l’UC souligne que l’article 3.1 du Code de conduite fait référence au fait que Gaz Métro devra « éviter de conférer à l’une d’elles un privilège ou un avantage concurrentiel indu en raison de sa parenté avec le Distributeur ».
[359] L’UC fait valoir que l’utilisation du mot « indu » et l’évaluation cas par cas sont inacceptables dans le contexte d’un code de conduite. Elle souligne que l’utilisation des mots « un privilège ou un avantage concurrentiel » devait être le déterminant et non le caractère indu. Selon l’intervenante, il serait à l’avantage de Gaz Métro et de sa clientèle que la terminologie utilisée à l’article 4.5 du Code de conduite d’Hydro-Québec Distribution soit également utilisée dans le Code de conduite de Gaz Métro[111].
[360] Conséquemment, l’UC demande à la Régie que le mot « indu » ne soit pas utilisé pour qualifier les privilèges et avantages accordés dans le cadre du Code de conduite de Gaz Métro.
[361] L’UMQ exprime certaines préoccupations à l’égard des aspects opérationnels du Code de conduite, dont la signalisation des écarts ou des fautes au sein de l’organisation ainsi que la méthode de validation du respect de ce code. L’intervenante est d’avis que le Code de conduite devrait être amélioré à ces niveaux.
Opinion de la Régie
[362] La Régie n’approuve pas le Code de conduite tel que déposé au présent dossier, puisqu’elle est d’avis qu’il est incomplet. Elle prend acte du fait que des analyses sont en cours afin de le réviser pour encadrer l’échange d’informations entre entités apparentées. Elle demande donc au Distributeur de déposer pour approbation, dans le cadre du dossier tarifaire 2017, un Code de conduite révisé. À cet égard, la Régie demande à Gaz Métro de prendre en compte l’ensemble des recommandations des intervenants aux fins de la révision de son Code de conduite.
[363] De plus, considérant le développement récent de l’industrie du GNL et l’arrivée sur le marché de nouveaux joueurs, la Régie demande à Gaz Métro une analyse de faisabilité relative à un processus ouvert d’attribution des capacités de liquéfaction réglementées et des capacités d’entreposage de l’usine LSR. La Régie demande à Gaz Métro de déposer une proposition à cet égard, le cas échéant, dans un prochain dossier tarifaire.
6.6 Amortissement
[364] Gaz Métro prévoit un montant de 98,7 M$ en 2015 et de 107,9 M$ en 2016 pour la charge d’amortissement des immobilisations corporelles. Comparativement au montant autorisé pour 2014, il s’agit d’une augmentation de 3,8 M$ en 2015, suivie d’une hausse additionnelle de 9,2 M$ en 2016, dont 4,6 M$ découlent de la nouvelle étude des taux d’amortissement.
[365] Gaz Métro indique procéder à une étude des taux d’amortissement des principales catégories d’immobilisations corporelles tous les cinq ans. Selon elle, cette façon de faire lui permet d’assurer une répartition équitable de la charge d’amortissement entre les générations de clients, tout en favorisant la juste récupération des investissements. De plus, la charge d’amortissement est ajustée en fonction de l’évolution de la réalité économique (évolution de la durée de vie résiduelle des actifs et de la projection des retraits d’actifs).
[366] Tout comme pour la dernière étude réalisée, Gaz Métro a eu recours à un consultant spécialisé dans ce domaine, soit la firme Gannett Fleming. La méthode utilisée au présent dossier est celle approuvée par la Régie dans sa décision D‑2011‑182[112], soit la méthode Equal life group (ELG). L’étude porte sur les soldes au 30 septembre 2014.
[367] Le tableau suivant récapitule les changements proposés à la suite de l’étude des taux d’amortissement pour les actifs de distribution, de stockage et de transmission.
Révision des taux et durée de vie utile
Actifs de distribution, d’entreposage et de transmission
Tableau établi à partir de la pièce B-0466, p. 9 et Annexe C. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[368] Gaz Métro explique la hausse du taux d’amortissement de la catégorie regroupant les branchements d’immeubles en plastique direct principalement par l’augmentation des coûts d’abandon à provisionner, lesquels sont basés sur les retraits passés et une comparaison avec les pairs de l’industrie.
[369] Pour les catégories d’installations générales, Gaz Métro mentionne que, outre la révision à la hausse de la durée de vie des fourgonnettes (de cinq à sept ans), peu de changements ayant des impacts significatifs ont été apportés, ce qui diminue la charge d’amortissement annuelle de 0,8 M$[113].
[370] Gaz Métro propose la création des catégories d’actifs, « Matériel roulant – Camions lourds – 10 ans (Z2540) » afin de refléter la durée de vie des camions par type de métier. Elle propose également la création de la catégorie « Équipements immeubles – 15 ans (Z2055) », afin de regrouper les équipements selon leur durée d’amortissement. Gaz Métro est d’avis que ces changements permettront un meilleur appariement entre l’amortissement des actifs et leur utilisation prévue, soit 10, 15 et 25 ans.
Opinion de la Régie
[371] La Régie constate que la mesure de la charge d’amortissement annuelle est déterminée selon des estimations, lesquelles doivent être révisées périodiquement. Gaz Métro procède à une étude des taux d’amortissement tous les cinq ans.
[372] La démarche entreprise par Gaz Métro repose sur son expérience passée. Il s’agit d’une démarche rigoureuse et complète. Toutes les catégories d’actifs ont été révisées, soit par l’entremise de l’étude des taux réalisée par la firme externe, soit par les analyses internes du Distributeur. Les résultats tiennent compte des données historiques et des comparaisons avec les pairs de l’industrie.
[373] La Régie prend acte de l’étude des taux d’amortissement réalisée par la firme Gannett Fleming pour les actifs de distribution, de stockage et de transmission. Elle autorise les modifications des taux d’amortissement qui en découlent et leur mise en vigueur jusqu’à la prochaine étude.
[374] Pour les installations générales, la Régie autorise la création de nouvelles catégories d’actifs et la modification des taux d’amortissement, qui seront en vigueur jusqu’à leur prochaine révision.
6.7 Balisage
[375] Dans sa décision D-2014-077, la Régie ordonnait à Gaz Métro d’initier un exercice de balisage des charges d’exploitation, de déposer un plan de balisage et de proposer un calendrier de réalisation pour ce plan.
[376] Dans la phase 3 du présent dossier, Gaz Métro présente les activités qui feront l’objet d’un balisage des charges d’exploitation et propose un plan de balisage ainsi que son échéancier[114]. Le tableau suivant reprend ces propositions :
Plan de balisage et échéancier
|
|
Dossier Tarifaire |
||
|
|
2016-2017 |
2017-2018 |
2018-2019 |
|
Gestion des immeubles |
X |
|
|
|
Avantages sociaux |
X |
|
|
|
Gestion de la flotte |
|
X |
|
|
Exploitation |
|
X |
|
|
Services à la clientèle Facturation et relève de compteur, comptes à recevoir, recouvrement et information clientèle (centre de contacts) |
|
X |
|
|
Approvisionnement Biens et Services – gestion du matériel |
|
|
X |
|
Gestion de l’information (TI) |
|
|
X |
Tableau établi à partir de la pièce B-0205, p. 9.
[377] En phase 4 du présent dossier, Gaz Métro présente les critères pour les sources de balisage ainsi que les résultats sur la recherche de la firme qui sera responsable de procéder au balisage[115]. Le Distributeur ne prévoit aucune modification à l’égard du plan de balisage ou de l’échéancier proposé[116].
[378] Pour le dossier tarifaire 2017, Gaz Métro prévoit recevoir les résultats du balisage sur la gestion des immeubles effectué à l’automne 2015. Les résultats du balisage des avantages sociaux devraient être disponibles en début d’année 2016.
[379] Dans le dossier tarifaire 2018, Gaz Métro prévoit participer à un balisage sur la gestion de la flotte. Le Distributeur indique qu’il n’existe aucun balisage dans le domaine de l’exploitation de réseau gazier sur le marché canadien et américain actuellement. Il continue ses démarches de balisage à un coût raisonnable pour ce secteur et maintient l’échéancier prévu.
[380] Aux fins du dossier tarifaire 2019, la recherche de firmes responsables de procéder au balisage sur la gestion de l’approvisionnement de matériel et sur les technologies de l’information doit débuter au cours de l’année financière 2015-2016.
[381] En ce qui a trait à l’échéancier proposé, l’UMQ estime que le Distributeur ne démontre pas un sentiment d’urgence en étalant sur trois années le dépôt des analyses du balisage de processus importants. L’UMQ recommande d’obliger le Distributeur à déposer les résultats de l’ensemble des exercices de balisage au cours des deux prochains exercices tarifaires (2017 et 2018)[117].
[382] En réponse à la demande de renseignements de l’UMQ, le Distributeur admet ne pas avoir pris de décision quant à la reconduction du plan de balisage imposé par la Régie et ne pas avoir posé de gestes pour traduire, dans son organisation interne, une telle orientation. L’UMQ croit que la Régie serait bien avisée de demander au Distributeur de fournir un aperçu, lors du prochain dossier tarifaire, des moyens d’analyse et de suivi internes au plan de balisage en cours. L’intervenante recommande, par conséquent, au Distributeur de déposer une preuve, lors du prochain dossier tarifaire, sur ses intentions et initiatives de suivis liées au plan de balisage en cours.
Opinion de la Régie
[383] La Régie est satisfaite des efforts que Gaz Métro entend consacrer à la réalisation de l’exercice de balisage demandé. Elle est donc d’avis qu’il ne serait pas opportun d’accélérer, comme le propose l’UMQ, un échéancier qu’elle juge raisonnable.
[384] Pour ces raisons, la Régie approuve le plan de balisage, ainsi que l’échéancier, décrit à l’annexe 1 de la pièce B-0205. Elle prend également acte de la réponse de Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2014-077 relatif au plan de balisage et s’en déclare satisfaite.
[385] La Régie partage l’opinion de l’UMQ quant à l’importance d’accompagner le dépôt d’un rapport de balisage d’une preuve indiquant les intentions de Gaz Métro ainsi que les actions et les suivis découlant de l’analyse des résultats de ce rapport.
[386] La Régie demande donc à Gaz Métro d’indiquer, lors du dépôt d’un rapport de balisage, les actions qu’elle entend prendre et les suivis qu’elle entend donner à l’analyse du résultat du rapport.
7. INVESTISSEMENTS - BASE DE TARIFICATION
7.1 Stratégie de gestion des actifs
[387] En suivi de la décision D-2014-077[118], Gaz Métro présente les objectifs visés par la Stratégie ainsi qu’une description sommaire de son fonctionnement. Elle présente également la définition de chaque catégorie d’investissements, le plan pluriannuel des coûts anticipés, la description des projets et certains commentaires explicatifs.
[388] La catégorie « Risques » regroupe des projets requis à la suite de situations représentant des risques qui se situent au-delà du seuil de tolérance par rapport aux valeurs d’affaires de Gaz Métro.
[389] La catégorie « Respect des exigences » regroupe des projets requis afin de rencontrer les normes internes de Gaz Métro, ses engagements auprès de tiers (par exemple le MTQ ou les municipalités), et afin de se conformer à la réglementation ou à des changements de normes externes.
[390] La catégorie « Enjeux clients – Capacité hydraulique » regroupe les projets requis pour maintenir la pression minimale dans le réseau, afin d’assurer la desserte de la clientèle de Gaz Métro.
[391] La catégorie « Amélioration des actifs » regroupe les projets requis pour assurer la pérennité des infrastructures ou pour permettre l’implantation de nouvelles technologies. Ces projets sont issus principalement des correctifs requis dans le cadre de l’entretien préventif, ainsi que des réparations urgentes à la suite de fuites.
[392] Pour 2015, Gaz Métro prévoit des investissements de 47,2 M$ reliés à la Stratégie. Pour 2016, le montant prévu est de 54,2 M$.
[393] Le tableau suivant présente l’évolution des investissements prévus pour la période 2014-2020.
Stratégie de gestion des actifs - investissements prévus
Tableau établi à partir des pièces B-0155 et B-0454, et de la décision D-2014-077, p. 95. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[394] Pour la période 2015-2019, Gaz Métro explique l’augmentation du coût des investissements prévus principalement par l’augmentation de projets en lien avec le MTQ et les municipalités (enveloppe, infrastructure, repavages municipaux).
[395] Plus spécifiquement, la catégorie « Respect des exigences » comprend 4,7 M$ en 2015 reliés au projet du Pont Bisson et à la relocalisation de la conduite de transmission de l’autoroute 70.
[396] En 2016, la catégorie « Risques » comprend notamment 11,5 M$ pour le remplacement des réseaux construits avec des joints mécaniques et 7,5 M$ pour la mise à niveau du compresseur de Saint-Maurice. Un montant additionnel de 11,0 M$ est également prévu en 2017 pour ce projet.
[397] L’UMQ constate que les prévisions d’investissement établies par Gaz Métro pour la catégorie « Risques » passent de 24,5 M$ en 2016 à 9,1 M$ en 2020. Cette décroissance des investissements l’amène à conclure que les besoins d’entretien baissent au fil des ans, ce qui ne devrait pas être le cas, ou à constater que le tableau des investissements à prévoir ne présente pas la totalité de ce qui peut être planifié.
[398] L’UMQ recommande à la Régie de demander au Distributeur d’améliorer, lors du prochain dossier tarifaire, la présentation de son plan d’entretien préventif, en y incluant notamment une prévision plus complète des investissements requis pour contrer les risques liés à l’exploitation d’un réseau et d’équipements vieillissants.
Opinion de la Régie
[399] La Régie prend acte de la réponse de Gaz Métro au suivi qu’elle a demandé dans sa décision D-2014-077. La Régie ne juge pas opportun de retenir la recommandation de l’UMQ.
7.2 Additions à la base de tarification
[400] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver les additions à la base de tarification pour les projets d’investissements dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
[401] Au plan des immobilisations corporelles, les additions prévues à la base de tarification totalisent 132,5 M$ pour 2015, dont un montant de 122,9 M$ est soumis pour approbation. Pour 2016, les additions prévues à la base de tarification totalisent 134,1 M$, dont un montant de 131,9 M$ est soumis pour approbation.
Évolution des additions en immobilisations corporelles de 2013 à 2016
Tableau établi à partir des pièces B-0295 et B-0458 et du dossier R-3871-201, pièce B-0030. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[402] Les investissements prévus en développement de réseau permettent le raccordement de la nouvelle clientèle et sont réalisés en fonction de leur rentabilité[119]. Les investissements requis pour renforcer le réseau découlent d’une densification accrue du réseau existant.
[403] Les investissements prévus en amélioration du réseau et transmission servent à assurer la fiabilité du service de distribution du gaz naturel et la sécurité du réseau. Ils comprennent des projets identifiés dans le cadre de la Stratégie au montant total de 47,2 M$ pour 2015 et 54,2 M$ pour 2016. Gaz Métro prévoit également les coûts reliés aux activités de mesurage, aux frais fixes des entrepreneurs et autres coûts spécifiques reliés à des projets autorisés par la Régie[120].
[404] Les installations générales comprennent le siège social et les bureaux d’affaires, les améliorations locatives ainsi que le mobilier et les équipements. Gaz Métro indique que des investissements annuels sont nécessaires au niveau de l’outillage et des équipements de travail, des équipements de communication et d’informatique ainsi que des équipements de transport et de la machinerie lourde.
[405] Pour les actifs intangibles et le développement des systèmes informatiques, les additions prévues à la base de tarification totalisent 7,3 M$ pour 2015[121]. Pour 2016, les additions prévues totalisent 10,0 M$, dont 6,5 M$ sont soumis pour approbation[122].
[406] Pour les programmes commerciaux (Programme de rabais à la consommation (PRC) et Programme de rabais et de rétention à la consommation (PRRC)), Gaz Métro prévoit des additions de 16,8 M$ pour 2015[123] et 18,7 M$ en 2016[124], dont la presque totalité a trait à des projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
Opinion de la Régie
[407] La Régie est satisfaite des explications soumises par le Distributeur afin de justifier ses projets d’investissement. Pour les projets d’investissement en 2015 dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$, la Régie autorise les montants de 122,9 M$ pour les immobilisations corporelles, de 7,3 M$ pour les actifs intangibles et le développement des systèmes informatiques et de 16,6 M$ pour les programmes commerciaux.
[408] Pour les projets d’investissement en 2016 dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$, la Régie autorise les montants de 131,9 M$ pour les immobilisations corporelles, de 6,5 M$ pour les actifs intangibles et le développement des systèmes informatiques et de 18,6 M$ pour les programmes commerciaux.
7.3 Planification des investissements
[409] Dans le cadre d’un dossier tarifaire, Gaz Métro présente l’information relative aux investissements prévus pour l’année de base et l’année témoin. Ces investissements tiennent compte des projets liés à la Stratégie, au développement des ventes, ainsi que les différents projets autorisés spécifiquement par la Régie. Au présent dossier, il s’agit des additions à la base de tarification pour 2015 et 2016.
[410] SÉ-AQLPA soumet que la planification pluriannuelle des investissements doit non seulement assurer la pérennité des actifs, mais également présenter la réponse de Gaz Métro aux besoins de croissance de la demande. À cet égard, l’intervenant indique qu’il est difficile de retrouver l’information globale relative à la planification des investissements, celle-ci n’étant pas présentée dans le cadre d’un dossier tarifaire.
[411] SÉ-AQLPA fait valoir que des montants devraient être planifiés pour les enjeux reliés au taux de saturation élevé de certains tronçons. Il soumet que les projets d’investissement visant le renforcement et le maintien du réseau du Saguenay, au coût prévu de 81 M$, et le renforcement du réseau de l’Estrie, au coût estimé de 48 M$, devraient être inclus dans la planification pluriannuelle des investissements.
[412] Par ailleurs, l’intervenant fait valoir que la croissance de la demande industrielle prévue et l’effervescence dans l’industrie du GNL pourraient requérir des investissements importants pour Gaz Métro. Selon elle, la capacité de Gaz Métro de répondre à la demande ou de faire face à la concurrence n’est pas démontrée, ni quantifiée dans un document de perspective sur les investissements requis.
[413] SÉ-AQLPA recommande une mise à jour, à chaque dossier tarifaire, d’un document prospectif sur les besoins de renforcement du réseau, intégrant la planification des investissements, à la fois pour les besoins réguliers et pour les besoins en GNL.
Opinion de la Régie
[414] La Régie est d’avis qu’il y a lieu d’améliorer l’information présentée pour la planification pluriannuelle des investissements.
[415] La Régie constate que les montants prévus par Gaz Métro pour l’amortissement des immobilisations et le rendement sur la base de tarification totalisent 230,8 M$ pour 2016, soit 43 % du revenu requis pour le service de distribution de 540,5 M$. L’impact des investissements de Gaz Métro sur le revenu requis est donc important.
[416] Les investissements requis pour le réseau du Saguenay sont majeurs et seront réalisés sur trois ans. Dans la décision D-2015-118, la Régie prenait acte du fait que Gaz Métro déposera à nouveau, au moment opportun, une nouvelle demande d’investissement pour renforcer le réseau de l’Estrie.
[417] Dans ce contexte, la Régie demande à Gaz Métro, dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, d’inclure les investissements de plus de 1,5 M$ de la catégorie « Renforcement de réseau » dans la planification pluriannuelle des investissements.
[418] Elle demande également à Gaz Métro de présenter dorénavant la prévision des coûts d’investissement sur un horizon de cinq années. L’information présentée devra notamment prendre en compte les investissements à prévoir en lien avec la Stratégie, le plan de développement des ventes ainsi que les projets dont la réalisation a nécessité ou nécessitera une autorisation de la Régie, en vertu de l’article 73 de la Loi.
7.4 Base de tarification
[419] Gaz Métro demande à la Régie d’établir la base de tarification à 1 939 797 000 $ pour 2015 et 1 953 869 000 $ pour 2016, aux fins de l’établissement des tarifs.
Évolution de la base de tarification pour la période 2013 à 2016
Tableau établi à partir des pièces B-0294 et B-0457 et du dossier R-3912-2014, pièce B-0067. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[420] Sous réserve des dispositions de la présente décision, la Régie approuve, aux fins de la détermination du revenu requis de Gaz Métro, la base de tarification au montant projeté de 1 939,8 M$ pour 2015.
[421] Considérant la révision du Plan d’approvisionnement et les mises à jour requises des données relatives au revenu requis et aux tarifs, la Régie anticipe également une mise à jour de la base de tarification pour l’année 2016.
[422] Conséquemment, la Régie demande au Distributeur de déposer la mise à jour des données de la base de tarification 2015 et 2016, le cas échéant, en tenant compte des dispositions de la présente décision, au plus tard le 14 décembre 2015.
7.5 Fonctionnalisation de l’impôt
[423] Gaz Métro propose de modifier la méthode de fonctionnalisation de l’impôt sur le revenu dans le coût de service. L’objectif est de rétablir l’équité entre les services et les clients qui les utilisent. Actuellement, l’impôt sur le revenu associé au financement des CFR hors base est fonctionnalisé entièrement au service de distribution. Selon Gaz Métro, l’impôt sur le revenu devrait être fonctionnalisé et récupéré dans les services qui sont à l’origine des différents CFR, soit la fourniture, la compression, le SPEDE, le transport et l’équilibrage.
[424] L’impôt sur le revenu comporte deux composantes. La première est attribuable au rendement sur la base de tarification, mais la seconde n’est pas reliée à ce rendement. En effet, Gaz Métro indique que l’impôt sur le revenu attribuable au rendement sur la base de tarification est correctement fonctionnalisé entre les différents services. Ce n’est pas le cas de l’impôt sur le revenu, non relié au rendement sur la base de tarification.
[425] Cette deuxième composante s’explique ainsi :
• les effets du décalage entre le bénéfice comptable et le bénéfice fiscal (imposable); et
• l’impôt sur le revenu afférent au financement sur les CFR hors base.
[426] Gaz Métro estime que la fonctionnalisation au service de distribution de l’impôt sur le revenu attribuable aux effets du décalage entre le bénéfice comptable et le bénéfice fiscal est adéquate, étant donné que cet écart temporel est essentiellement expliqué par le service de distribution. Toutefois, selon Gaz Métro, « la récupération des impôts sur le revenu afférents au financement des CFR hors base ne devrait pas entièrement être dans le service de distribution, mais plutôt être dans le service ayant comme lien de causalité ces coûts »[125].
[427] Pour les services d’équilibrage, de compression, de transport, de fourniture et du SPEDE, Gaz Métro propose que la fonctionnalisation de l’impôt sur le revenu non relié au rendement de la base de tarification soit effectuée en fonction du rendement d’intérêts net de la charge financière, c’est-à-dire la portion du rendement attribuable aux associés, laquelle génère le revenu imposable. Cette base de répartition est celle assurant le plus fort lien de causalité entre l’impôt et les revenus par service.
[428] Puisque l’effet du décalage entre le revenu net comptable et le revenu imposable est essentiellement attribuable au service de distribution, l’impôt sur le revenu non relié au rendement de la base pour ce service sera déterminé par différence afin de capter à la fois l’effet du décalage entre le traitement comptable et fiscal et l’impact de l’impôt sur le revenu du financement des CFR hors base selon la formule suivante :
« Impôt sur le revenu non relié au rendement total de la base de tarification
Moins Impôt sur le revenu non relié au rendement de la base de tarification imputé aux services S, É, C, T et F
= Impôt sur le revenu non relié au rendement de la base de tarification fonctionnalisé au service distribution »[126].
[429] Le tableau suivant présente les ajustements tarifaires estimés par Gaz Métro :
Ajustements tarifaires relatifs à la
fonctionnalisation
des impôts sur le revenu
|
|
Dossier Tarifaire |
|
|
(En milliers de $) |
2015 |
2016 |
|
Distribution |
-1 830 |
-4 807 |
|
Équilibrage |
+628 |
-11 |
|
Compression |
- |
- |
|
Transport |
-222 |
-362 |
|
Fourniture |
-15 |
-196 |
|
SPEDE |
+1 438 |
+4 652 |
Source : pièce B-0584, annexe 3.
Impacts sur le tarif mensuel du SPEDE
[430] Gaz Métro indique que le tarif mensuel du SPEDE sera légèrement affecté par la modification proposée de la méthode de fonctionnalisation de l’impôt. Ainsi, un élément impôt sera ajouté à la composante « Écart de coût cumulatif ». Par ailleurs, pour récupérer l’impôt sur le revenu attribuable au SPEDE auprès des clients assujettis, Gaz Métro suggère d’inclure au tarif mensuel du SPEDE, dès le mois suivant la décision finale de la Régie sur les dossiers tarifaires 2015 et 2016, un ajustement du montant de l’écart réel de facturation cumulatif qui sera calculé du 1er janvier 2015 jusqu’à la date d’application de la décision sur les phases 3 et 4 du présent dossier. Cet écart sera amorti sur les douze prochaines périodes de facturation du SPEDE par son inclusion, à même la composante « Écart de coût cumulatif », au tarif mensuel du SPEDE.
[431] Le tarif mensuel de fourniture et de compression sera aussi légèrement affecté. Dès le mois suivant la décision finale de la Régie dans le présent dossier, un élément impôt sera ajouté à la composante « Écart de coût cumulatif » du tarif mensuel de la fourniture et de la compression. Ainsi, l’intérêt des douze prochaines périodes mensuelles inclura l’effet de l’impôt sur le revenu afférent à ces intérêts.
Opinion de la Régie
[432] La Régie est d’avis que la méthode proposée par Gaz Métro permet d’atteindre le but recherché, soit la fonctionnalisation des impôts sur le revenu dans le service ayant généré la charge d’impôts. La fonctionnalisation proposée est équitable et respecte le principe de causalité des coûts.
[433] La Régie approuve la méthode proposée de fonctionnalisation de l’impôt sur le revenu dans le coût de service. Elle approuve également les ajustements aux méthodes d’établissement des tarifs mensuels du SPEDE, de la fourniture et de la compression.
[434] La Régie autorise que l’ajustement du montant de l’écart réel de facturation cumulatif au service du SPEDE, calculé entre le 1er janvier 2015 et la date de la décision finale dans le présent dossier, soit amorti sur les douze prochaines périodes de facturation du SPEDE suivant cette décision, par son inclusion, à même la composante « Écart de coût cumulatif » au tarif mensuel du SPEDE.
7.6 Suivi du projet La Corne
[435] Gaz Métro présente un rapport de suivi pour la construction d’une extension de son réseau de distribution afin de desservir le client Québec Lithium situé dans la municipalité de La Corne. Ce rapport de suivi a également été déposé au dossier du rapport annuel 2014 et la Régie en a pris acte dans la décision D-2015-125.
[436] Dans cette décision, la Régie retenait que ni le coût des immobilisations, ni la créance à recevoir n’étaient jugés irrécupérables aux états financiers statutaires 2014. De plus, le projet faisait l’objet d’un suivi dans le cadre du dossier tarifaire 2015.
[437] Questionnée sur les développements reliés au projet, Gaz Métro mentionne que les procédures initiées par Québec Lithium en vertu de la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies[127] ont été terminées par une ordonnance de la Cour supérieure en mai dernier. Selon Gaz Métro, le séquestre a tous les pouvoirs nécessaires afin de procéder à la vente ou à la disposition des actifs dans le cours normal des affaires.
[438] Gaz Métro mentionne n’avoir réalisé aucun test de dépréciation d’actifs à long terme à la suite de ces récents développements, puisque ces tests ne lui permettent pas de déterminer quelle serait la valeur recouvrable de l’immobilisation. Elle indique également qu’elle effectuera un nouveau test de dépréciation lorsque de nouveaux éléments d’information concernant la vente ou la disposition des actifs de Québec Lithium rendront l’issue de la situation connue et certaine pour les actifs de Gaz Métro, plus précisément lorsqu’il sera possible d’évaluer la valeur recouvrable de l’immobilisation.
[439] Au présent dossier, le montant des actifs inclus dans la base de tarification est de 5,1 M$ pour 2015 et 6,4 M$ pour 2016. De plus, aucune provision pour mauvaises créances ou radiation de la créance n’est prévue en 2015 et 2016, considérant l’incertitude reliée à la contribution de 2,8 M$ facturée à Québec Lithium et non payée.
[440] La Régie prend acte du suivi de ce projet. Elle demande à Gaz Métro d’en poursuivre le suivi dans le cadre de l’examen des rapports annuels.
8. RÉMUNÉRATION DES COMPTES DE FRAIS REPORTÉS
[441] Dans le dossier tarifaire 2014, Gaz Métro donnait suite à certaines demandes de la Régie relativement au maintien ou à l’abolition des CFR en distribution[128] et des CFR en transport et équilibrage[129].
[442] Le 20 décembre 2013[130], la Régie reportait le traitement de cet enjeu au dossier tarifaire 2015, considérant l’ampleur du travail requis et le manque d’informations au dossier. La Régie demandait également plusieurs informations additionnelles, particulièrement l’approche à retenir pour la rémunération des CFR.
[443] Le 22 avril 2015, la Régie statuait sur l’étude du maintien ou de l’abolition des CFR :
« La Régie considère que l’étude concomitante de l’utilité des CFR ainsi que du prochain mécanisme incitatif serait plus appropriée. En conséquence, elle reporte l’étude de l’utilité des CFR à un dossier ultérieur. La Régie maintient toutefois l’étude de la rémunération des CFR dans le présent dossier »[131]. [nous soulignons]
[444] Ainsi, dans le présent dossier, la Régie examine l’approche à retenir pour la rémunération des CFR.
8.1 Nature des CFR
[445] Dans sa preuve, Gaz Métro reconnaît que les CFR, tous autorisés par la Régie, contribuent largement à diminuer les risques liés à l’estimation et à la prévisibilité des résultats à venir aux fins de l’établissement des tarifs.
[446] Appelée à expliquer les impacts qu’aurait eu un refus de création de CFR par la Régie, Gaz Métro répond :
« Gaz Métro confirme que les coûts (ou revenus) imputés aux CFR présentés au tableau 1 auraient été versés au coût de service de l’exercice durant lequel ils ont été encourus (ou constatés), sauf en ce qui concerne les CFR dont les soldes représentent des actifs intangibles, le CFR lié aux instruments financiers ainsi que les CFR pour les projets d’investissements en immobilisation.
Les comptes de report réglementaires liés aux trop-perçus et aux manques à gagner auraient continué d’être constatés à titre de frais reportés au 30 septembre de chaque exercice financier. En effet, compte tenu du mode de récupération/remboursement aux clients via les tarifs d’un exercice subséquent, l’utilisation de ces CFR aurait été requise. Cependant, le solde des trop-perçus et manques à gagner constaté au rapport annuel aurait été plus volatil si la Régie n’avait pas autorisé la création de certains CFR »[132].
[447] De plus, Gaz Métro ajoute :
« [...] Si la Régie n’avait pas autorisé la création de CFR, les coûts y étant associés constitueraient effectivement des charges ou des revenus, toutefois ils seraient imputés à l’exercice courant, soit l’exercice où ces coûts se réalisent »[133].
Opinion de la Régie
[448] La création de certains CFR permet au Distributeur de récupérer les écarts entre les charges réelles et les coûts estimés. À cette récupération, s’ajoute un rendement permettant de couvrir les frais de financement des soldes reportés, dont le taux est ici l’enjeu.
[449] Ces CFR sont de nature purement réglementaire et ne constituent pas des actifs comme les autres. N’eût été des décisions de la Régie de permettre la création de ces CFR, non seulement il n’y aurait pas d’actif à financer au cours des années subséquentes, mais n’y aurait-il pas non plus de coût de financement. Le dépassement des charges par rapport aux coûts prévus aurait été absorbé par l’actionnaire, en réduction de son bénéfice net dans l’année où ces charges auraient été encourues.
[450] La Régie considère que le seul fait que ces charges soient recouvrées lors d’un exercice subséquent ne change pas la nature de la transaction initiale et que, fondamentalement, il s’agit de charges.
8.2 Risque associé aux CFR
[451] Questionné sur le risque associé aux CFR, Gaz Métro répond :
« Gaz Métro confirme que certains CFR augmentent la protection réglementaire d’une entreprise de service public.
[…]
Ainsi et selon Gaz Métro, il faut différencier les CFR selon leurs objectifs. Ceux qui protègent la clientèle en assurant l’équité intergénérationnelle entre les clients, pour que les coûts des actifs soient récupérés auprès de ceux en bénéficiant (par exemple : SPEDE, PRC et projets d’investissement) et ceux qui protègent à la fois la clientèle et l’actionnaire en limitant les variations tarifaires (par exemple : nivellement de la température, nivellement des intérêts, quote-part des trop-perçus et manques à gagner) »[134].
[452] De plus, Gaz Métro ajoute sur ce sujet:
« Soulignons que la création des CFR a largement contribué à diminuer les risques reliés à l’estimation et la prévisibilité des résultats à venir aux fins d’établissement des tarifs et donc que ceux-ci assurent un allégement réglementaire bénéfique à toutes les parties, tout en contribuant à éviter les chocs tarifaires pour la clientèle. En effet, les CFR ont été mis en place à la suite du constat que les sommes à inclure au coût de service, au moment de l’établissement des tarifs, étaient difficilement prévisibles et que certains CFR sont hautement volatiles »[135]. [nous soulignons]
[453] Appelée à préciser l’impact du taux de rémunération sur les CFR sur ses résultats, Gaz Métro indique :
« Dans un contexte où la structure de capital autorisée est équivalente à la structure réelle maintenue aux livres de l’entité réglementée, comme c’est le cas pour Gaz Métro, il importe de permettre au distributeur diligent de récupérer l’ensemble de ses coûts de financement réellement encourus. Attribuer une dette spécifique de 3 % à un actif spécifique n’aura pas pour effet de brimer les droits du distributeur, si globalement l’ensemble des dettes réellement utilisées par celui-ci est attribué aux différents actifs »[136]. [nous soulignons]
[454] Par ailleurs, Gaz Métro justifie ainsi la nécessité d’inclure le rendement sur l’avoir propre dans la rémunération des CFR :
« […] Si la Régie conclut que la part d’avoir propre pour le financement des CFR doit être inférieure à 38,5 % parce qu’ils lui apparaissent moins risqués, il faudrait conclure que le pourcentage d’avoir propre associé aux autres actifs devrait être supérieur à 38,5 % parce que le risque de la base de tarification serait forcément plus élevé une fois les CFR retirés de l’ensemble des besoins de financement. Ce qui importe ultimement, c’est que le niveau global d’équité investi par les actionnaires, afin de financer les activités réglementées conformément aux décisions du régulateur, et ce nonobstant l’utilisation des fonds, soit respecté et puisse être reflété dans les tarifs de la clientèle. Le rendement de l’actionnaire tel qu’autorisé par le régulateur constitue une dépense de financement au même titre que n’importe quelle autre dépense encourue pour desservir la clientèle »[137]. [nous soulignons]
[455] Gaz Métro confirme, par ailleurs, que le risque est un facteur fondamental pour déterminer le rendement d’un titre de dette ou de capitaux propres. Elle confirme également que l’échéance d’un titre financier influence son niveau de risque, en ce que plus l’échéance est longue plus le risque est élevé[138].
[456] Questionnée sur le risque de non-recouvrement du solde d’un CFR dument autorisé par la Régie, Gaz Métro précise :
« À l’intérieur du cadre réglementaire et dans la mesure où la Régie approuve les CFR, Gaz Métro reconnaît que la probabilité de non-recouvrement des CFR est faible »[139]. [nous soulignons]
[457] Gaz Métro ajoute :
« […] Quant au solde non amorti d’un actif, le risque de non-recouvrement sur une période de 40 ans est certainement plus élevé que pour un actif dont la durée d’amortissement est plus courte »[140].
Opinion de la Régie
[458] Selon la Régie, le coût moyen pondéré du capital (CMPC) reflète tous les risques auxquels fait face une entreprise. Par contraste, un CFR à court terme n’induit pas tous ces risques d’entreprise.
[459] La Régie est d’avis que le risque de recouvrement du solde d’un CFR dument autorisé par le régulateur constitue, par sa nature même, un risque très faible par rapport à celui des autres actifs de la base de tarification.
[460] Enfin, la Régie souligne que c’est l’existence des CFR, et non le taux auquel ces comptes sont rémunérés, qui permet de réduire la volatilité des rendements réalisés par le Distributeur.
8.3 Principe d’appariement des termes de financement
[461] Gaz Métro commente le principe d’appariement des termes de financement des CFR :
« Gaz Métro est en accord que globalement, il est approprié d’apparier la durée des actifs à financer et l’échéance des sources de financement, mais précise qu’une gestion différenciée de la dette par actif n’est pas la norme puisqu’il serait inefficace et inefficient de recourir à un financement ponctuel et spécifique à chaque actif et aurait comme désavantage d’éliminer les économies d’échelle et d’entraîner des coûts plus élevés que la gestion globale actuelle »[141].
[462] Gaz Métro indique qu’il peut être approprié de financer une catégorie d’actifs à court terme, tels les comptes recevables, avec un financement à court terme d’échéance semblable pour une entreprise réglementée ou non réglementée :
« En théorie, Gaz Métro n’est pas en désaccord avec l’affirmation de la Régie, mais ceci s’avère impossible à appliquer en pratique.
La stratégie de financement de Gaz Métro est globale et non par nature de l’actif. De façon pratique et pour être le plus efficiente possible, Gaz Métro finance de façon quotidienne ses besoins de fonds par du crédit à court terme, notamment à l’aide de sa facilité de crédit. Ponctuellement, Gaz Métro émet de la dette à long terme pour conserver une répartition prudente de dette à taux variable (court terme) et de dette à taux fixe (long terme). Lorsque Gaz Métro émet de la dette à long terme par l’entremise de GMi, le produit de l’émission est utilisé « aux fins générales de l’entreprise », soit pour financer une portion de l’ensemble des actifs de l’entreprise qui incluent par ailleurs l’encaisse. La dette à long terme n’est pas spécifique à un actif en particulier »[142].
[463] Par ailleurs, Gaz Métro explique son approche de financement sur une base globale :
« En effet lorsque Gaz Métro se tourne vers les marchés financiers pour financer ses activités, Gaz Métro contracte de la dette pour ses besoins globaux qui sont aussi nombreux que variés (fonds de roulement, acquisition d’actifs tels que mobilier, programmes commerciaux, investissements dans le réseau, droits d’émission de GES ou CFR). De même, les investisseurs octroient le financement pour les activités de Gaz Métro au moyen de dette ou d’équité sans égard à la nature spécifique des actifs. C’est le risque d’affaires global des activités de Gaz Métro qui est pris en compte par les investisseurs, et non pas une utilisation spécifique qui sera faite précisément des ressources financières octroyées. Étant donné qu’elle finance globalement tous ses actifs incluant les CFR, Gaz Métro est d’avis qu’une attribution d’outils de financement spécifiques pour les CFR, ou pour tout autre actif de l’activité de distribution gazière au Québec, ne serait pas appropriée.
En effet, lorsque Gaz Métro a besoin de financement, elle ne spécifie pas quels actifs cette dette financera spécifiquement »[143]. [nous soulignons]
Opinion de la Régie
[464] La Régie retient, sur la base de la preuve soumise, que l’appariement des termes de financement avec la durée de vie des actifs est un principe reconnu, bien que d’autres considérations soient également prises en compte dans l’établissement d’une stratégie de financement.
[465] La Régie considère que les notions de risque et d’échéance constituent deux facteurs déterminants pour la fixation d’un taux de rendement. C’est pourquoi le coût de financement d’un actif à faible risque et de court terme devrait être inférieur à celui d’un actif plus risqué et à long terme, toutes choses étant égales par ailleurs.
8.4 Coût de financement et structure de capital
[466] Dans sa décision D‑90‑75, autorisant la réorganisation corporative de Gaz Métro, la Régie a approuvé la structure de capital suivante : 54,0 % de dette, 38,5 % d’actions ordinaires et 7,5 % d’actions privilégiées. Cette structure de capital a été autorisée sur une base annuelle par la Régie dans le cadre des dossiers tarifaires. La décision tarifaire D‑2014‑077[144] reconduisait cette structure de capital.
[467] Selon Gaz Métro, la Régie ne peut revoir les assises de cette structure de capital sans procéder à un examen détaillé et complet du risque d’affaires de l’entreprise. Le Distributeur souligne que, dans le dossier tarifaire R-3351-97, la Régie a pris soin de préciser qu’une modification de la structure de capital requiert des circonstances exceptionnelles[145].
[468] Gaz Métro ajoute que le présent dossier ne contient aucun élément de preuve s’apparentant à de telles circonstances exceptionnelles permettant de remettre en question la structure de capital.
[469] Le Distributeur fait valoir que la révision des coûts de financement des CFR ne peut se faire sans considérer les impacts d’une telle révision sur la structure de capital[146].
[470] Gaz Métro précise qu’elle maintient une structure de capital réelle qu’elle présente à la Régie en fin d’année dans le cadre de l’examen des rapports annuels et qui est établie sur une structure équivalente à la structure de capital présumée aux fins de fixation des tarifs :
« Dans le cas de Gaz Métro, on travaille avec une structure de capital réelle; elle est projetée en début d’année et réelle en fin d’année, avec une mise à jour en dossier de fermeture. Gaz Métro récupère donc dans ses tarifs son coût de financement pour l’ensemble de ses actifs liés à l’activité de distribution gazière au Québec. Elle s’assure de respecter la décision D-90-75 sur l’établissement de la structure de capital face aux besoins totaux de financement de Gaz Métro »[147].
[471] Selon le Distributeur, les besoins de financement aux fins des AR sont réellement financés dans une proportion de 46 % de capitaux propres.
[472] Selon lui, la Régie ne peut attribuer un taux de financement spécifique aux CFR sans évaluer l’impact de ce taux sur la structure de capital et sur la capacité de Gaz Métro de récupérer ses coûts de financement.
[473] Le Distributeur souligne que la position de l’ACIG en faveur d’une rémunération distincte des CFR ne repose sur aucune analyse des impacts d’une telle proposition sur la structure de capital.
[474] Appelée à expliquer le lien entre la structure de capital réelle de Gaz Métro et le cadre réglementaire aux fins de fixation des tarifs par la Régie, Gaz Métro répond :
« Précisons dès le départ que Gaz Métro, contrairement à d’autres entreprises réglementées, maintient une structure de capital réelle qu’elle présente à la Régie en fin d’année et qui est établie sur une structure équivalente à la structure de capital présumée aux fins de fixation des tarifs. Gaz Métro n’est donc pas dans une dynamique où elle aurait un quelconque avantage à surévaluer le niveau d’équité nécessaire au financement de ses activités de distribution lors de l’établissement des tarifs, pour ensuite maintenir ce niveau d’équité à un niveau plus bas dans sa structure réelle de façon à tenter d’en tirer profit et augmenter son rendement.
La façon pour un observateur externe de valider que la structure de capital réelle en fin d’année correspond à la structure présumée est d’utiliser les états financiers non consolidés de Gaz Métro qui regroupe l’ensemble des outils de financement utilisés par Gaz Métro pour financer ses propres activités.
Il faut rappeler que contrairement aux états financiers non consolidés, les états financiers consolidés regroupent et considèrent également les outils de financement utilisés par les filiales et coentreprises de Gaz Métro pour financer leurs propres activités et qu’en conséquence, ils ne sont d’aucune utilité pour valider quelle est la structure réelle de financement utilisé par Gaz Métro dans la gestion de ses propres opérations »[148]. [nous soulignons]
[475] Gaz Métro précise, sur le cadre réglementaire:
« […] les états financiers consolidés ne sont d’aucune utilité d’un point de vue réglementaire pour valider la structure de capital de Gaz Métro sur une base indépendante. Pour ce faire, il faut plutôt regarder les états financiers non consolidés de Gaz Métro qui eux, présentent uniquement la dette propre à Gaz Métro et reflète la structure de capital de Gaz Métro-daQ [distribution gazière au Québec] et des ANR, telle qu’approuvée par la Régie »[149].
[476] Le Distributeur considère que :
« Tout mécanisme qui aurait ultimement comme conséquence de dénier ce droit légitime à Gaz Métro serait l’équivalent d’une désallocation de coûts, a priori, sans même avoir conclu que Gaz Métro avait été imprudente et non diligente dans la gestion du financement de ses activités. A priori, ces coûts de financement désalloués auraient comme conséquence d’amputer systématiquement la capacité de Gaz Métro de générer un rendement pour ses actionnaires conforme au taux de rendement établi par son régulateur et qui a pourtant été établi en respect et en conformité avec les standards réglementaires reconnus »[150]. [nous soulignons]
[477] Gaz Métro précise comme suit la manière dont elle finance la distribution au Québec (daQ) depuis la réorganisation de 1991:
« […] Lors de la réorganisation corporative de 1991 (approuvée par la Régie dans sa décision D-90-75 rendue le 19 décembre 1990), Gaz Métro Inc. (GMi) a transféré à Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro), dont l’appellation était, à l’époque, Société en commandite Gaz Métropolitain, la quasi-totalité de ses actifs en échange de parts de Gaz Métro et de la prise en charge par Gaz Métro de la quasi-totalité de son passif.
[…] Gaz Métro a donc établi une structure de financement par laquelle GMi demeurait l’émetteur de dette et Gaz Métro en devenait le garant, GMi ne pouvant fournir toutes les garanties requises puisqu’elle avait transféré la quasi-totalité de ses actifs à Gaz Métro. Donc, depuis cette date, GMi émet la dette et reprête par la suite le même montant à Gaz Métro aux mêmes termes et conditions. Le résultat final est le même que si Gaz Métro émettait directement de la dette garantie par ses actifs »[151]. [nous soulignons]
Opinion de la Régie
[478] La Régie constate que le ratio de la dette consolidée par rapport au capital investi a évolué dans le temps. Au moment de la réorganisation en 1991, ce ratio était similaire à celui de la structure de capital présumée :
« Le ratio de la dette par rapport au capital investi de 53,9 %, selon les états financiers consolidés de 1991, est presque équivalent au ratio de dette selon la structure de capital présumée étant donné qu’en 1991, il y avait très peu d’activités autres que celles liées à la distribution de gaz naturel au Québec et que les filiales alors détenues par Société en commandite Gaz Métropolitain n’avaient pas de dette qui leur était propre au bilan consolidé. Les références sont présentées à l’annexe 1.
La structure de capital réglementée était donc reflétée dans les états financiers consolidés de Société en commandite Gaz Métropolitain puisque la dette aux états financiers consolidés était uniquement constituée de la dette de Gaz Métro »[152]. [nous soulignons]
[479] La Régie souligne que le Distributeur avait très peu d’activités autres que celles liées à la distribution de gaz naturel au Québec en 1991, mais que le nombre de ces dernières a progressé de manière significative depuis.
[480] La Régie constate également que le ratio de la dette consolidée par rapport au capital investi n’était pas similaire, en 1999, au ratio de la structure de capital présumée :
« Le ratio de 58,9 % est différent du ratio de 54 % selon la structure de capital autorisé puisque le montant de dette utilisé pour le calcul du ratio tel qu’il apparaît aux états financiers consolidés de 1999 incluait la dette propre à certaines filiales, tout comme c’est le cas actuellement. […], Gaz Métro ne garantit pas les dettes de ses filiales et coentreprises. Il n’est donc pas pertinent de comparer le ratio de dette par rapport au capital investi sur une base consolidée au pourcentage de dette autorisé par la Régie selon la structure de capital présumée »[153]. [nous soulignons]
[481] La Régie note, dans les états financiers consolidés de 2014[154], que le ratio réel de la dette par rapport au capital est de 68,1 %. La dette présumée pour Gaz Métro-daQ est alors de 54 %. Dans les états financiers non consolidés de 2014, le ratio réel de la dette par rapport au capital est de 56,7 %[155] et de 53,5 % selon la moyenne des 13 soldes[156] de la même année.
[482] La Régie constate que, dans ses états financiers non consolidés, Gaz Métro maintient une structure de capital réelle similaire à celle présumée et autorisée par la Régie.
[483] La Régie comprend aussi que les agences de crédit évaluent le risque de Gaz Métro à partir des états financiers consolidés :
« Les agences de crédit regardent effectivement les états financiers consolidés pour évaluer le risque de Gaz Métro d’un point de vue économique. Elles évaluent l’ensemble du risque de Gaz Métro et non seulement le risque de l’activité réglementée au Québec »[157].
[484] Questionnée sur le fait que les états financiers non consolidés représentent fidèlement le portait financier et s’ils peuvent servir aux fins d’évaluation du risque financier et d’affaires des activités de Gaz Métro, Gaz Métro répond :
« […], les agences de crédit utilisent les états financiers consolidés pour évaluer le risque de Gaz Métro. Dans cette optique, il ne serait pas pertinent d’utiliser les états financiers non consolidés pour ce faire »[158]. [nous soulignons]
[485] Appelée à expliquer la raison pour laquelle, dans l’éventualité où la notation de crédit de Gaz Métro‑daQ était plus favorable que celle de Gaz Metro Inc., il serait raisonnable de penser que le coût de la dette de Gaz Métro-daQ pourrait être plus faible que celui de Gaz Métro Inc., Gaz Métro explique :
« Le coût de financement (dette et équité) d’un émetteur reflète le sentiment du marché par rapport au risque de l’émetteur au moment de l’émission de l’instrument de financement. La notation de crédit est l’une des composantes de l’analyse que pose le marché sur l’émetteur, mais ce n’est pas la seule. Si Gaz Métro-daQ était une entité indépendante (ce qui est tout à fait hypothétique) et était l’émetteur de dette, elle fournirait ses propres garanties, qui seraient différentes de celles de Gaz Métro inc., aurait sa propre structure de capital, qui serait différente de celle de Gaz Métro inc. et aurait des « covenants » qui seraient différents de ceux de Gaz Métro inc. De plus, Gaz Métro inc. demeurerait une entreprise plus diversifiée que Gaz Métro-daQ, notamment au niveau du risque réglementaire.
La notation de crédit n’évolue pas en temps réel contrairement aux conditions des marchés financiers. Cela dit, si la notation de crédit de Gaz Métro-daQ était différente de celle de Gaz Métro inc. et que les deux entités se présentaient simultanément au marché pour émettre un titre de dette du même montant et de même échéance, aux fins générales de l’entreprise, il est raisonnable de penser que le coût de la dette de l’entité ayant la meilleure notation de crédit serait plus faible »[159]. [nous soulignons]
[486] La Régie considère que les autres activités de Gaz Métro pourraient avoir un effet sur le risque global et, possiblement, un impact sur le coût de financement des activités de la daQ. La Régie considère également que le coût de financement de la daQ pourrait être différent de celui des autres activités.
[487] Enfin, la Régie comprend que le financement du Distributeur est réalisé de la façon suivante :
« Gaz Métro n’émet pas de dette directement, c’est GMi qui est le véhicule de financement de Gaz Métro et GMi n’émet aucune autre dette que celle qu’elle reprête simultanément à Gaz Métro aux mêmes conditions. Étant donné que GMi a peu d’actifs depuis qu’elle a transféré la quasi-totalité de ses actifs à Gaz Métro lors de la réorganisation de 1991, ce sont les actifs de GMi ainsi que ceux de Gaz Métro qui garantissent autant la facilité de crédit que les obligations et billets garantis émis par GMi »[160]. [nous soulignons]
Position des intervenants
[488] L’ACIG préconise que la Régie retienne, pour la rémunération des CFR de Gaz Métro, une approche similaire à celle retenue pour Hydro-Québec Distribution dans la décision D-2015-018. L’ACIG propose que cette approche soit appliquée à compter du dossier tarifaire 2016.
[489] L’ACIG est en désaccord avec l’affirmation de Gaz Métro quant au fait qu’elle utilise une structure de capital réelle et non présumée. Selon l’intervenante, la structure de capital de Gaz Métro est essentiellement approuvée pour des fins tarifaires et le Distributeur dispose d’une liberté totale quant au choix des outils de financement.
[490] L’ACIG souligne que :
« Contrairement à une véritable corporation, une société en commandite ne détient pas d’actions. Il s’ensuit donc nécessairement que l’approbation, par la Régie, d’une composante de 38,5 % d’actions ordinaires et de 7,5 % d’actions privilégiées dans le financement de Gaz Métro constitue une structure de capital présumée pour fins tarifaire seulement »[161].
[491] L’intervenante ajoute que :
« Il est peut-être exact que, dans leurs activités réelles de financement pour le compte de Société en commandite Gaz Métro, le commandités et autres propriétaires de l’entreprise réglementée préconisent un appariement entre le financement réel et la structure de capital approuvée par la Régie pour fins tarifaires. Ils n’ont cependant aucune obligation juridique d’agir ainsi et rien ne les empêche de financer leur entreprise sur une base différente »[162].
[492] SÉ-AQLPA recommande à la Régie de maintenir la rémunération des CFR de Gaz Métro au taux moyen du coût en capital, afin d’éviter la complexité de gestion des CFR et de la structure du capital.
Conclusion
[493] La Régie constate que la société en commandite Gaz Métro ne détient pas d’actions. La Régie est d’avis que son approbation d’une composante de 38,5 % d’actions ordinaires et de 7,5 % d’actions privilégiées dans le financement de Gaz Métro constitue une structure de capital présumée aux fins de fixation des tarifs.
[494] Par ailleurs, la Régie note que Gaz Métro maintient une structure de capital réelle dans ses états financiers non consolidés, similaire à celle présumée et autorisée par la Régie.
[495] Considérant que Gaz Métro maintient une structure de capital similaire à celle présumée et autorisée, la Régie maintient la rémunération des CFR au taux moyen pondéré du capital.
9. STRATÉGIE FINANCIÈRE
9.1 Structure de capital
[496] La structure de capital présumée de Gaz Métro a été approuvée précédemment par la Régie dans sa décision D‑2011‑182, soit 38,5 % d’avoir propre, 7,5 % d’actions privilégiées et 54 % de dette[163]. La Régie maintient cette structure de capital pour les années tarifaires 2015 et 2016.
9.2 Coût en capital moyen
[497] À la suite des décisions D‑2014‑078[164] et D‑2015‑076[165] dans lesquelles la Régie maintenait le taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire à 8,90 % pour les années tarifaires 2015, 2016 et 2017, Gaz Métro présente, pour les années tarifaires 2015 et 2016, un coût en capital moyen de 7,09 %[166] et de 6,82%[167] respectivement.
[498] La Régie approuve un coût en capital moyen sur la base de tarification de 7,09 % pour l’année tarifaire 2015 et de 6,82% pour l’année tarifaire 2016.
9.3 Coût en capital prospectif
[499] À la suite des décisions D-2014-078 et D-2015-076, Gaz Métro présente, pour les années tarifaires 2015 et 2016, un coût en capital prospectif de 5,86 %[168] et 5,43%[169] respectivement.
[500] La Régie approuve, aux fins de l’évaluation des projets d’investissement prévus par Gaz Métro pour les exercices financiers 2015 et 2016, un coût en capital prospectif de 5,86 % et de 5,43%, respectivement.
10. EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE
[501] Le Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ) 2016 de Gaz Métroest constitué d’un ensemble de programmes dont les économies annuelles prévues totalisent 41,1 Mm3 et exigent un budget total de 21,6 M$[170].
[502] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver les budgets du PGEÉ 2016 et de prendre acte des divers suivis exigés, des modifications apportées aux modalités et aux aides financières des programmes existants, de sa réponse au suivi requis relatif au programme PE111[171] et de la fin du programme PE124 Fenêtre Energy Star au 30 septembre 2015. Gaz Métro demande également à la Régie d’approuver l’intégration des bénéfices non énergétiques (BNÉ) dans les tests économiques du PGEÉ[172].
[503] La Régie se penche également sur les enjeux suivants[173] : les coûts et la définition du système de référence du programme PE123 Systèmes combos, dont l’évaluation est prévue en 2016, la prise en compte des bénéfices énergétiques de toutes les sources d’énergie des programmes multisources (programme PE 226 Recommissionning), et la validation du calcul du test du coût total en ressources (TCTR) des programmes PE207 et PE211, ce dernier enjeu ayant été soulevé conjointement par le ROEÉ et le GRAME[174].
Tableau 16
Économies nettes par marché (m³)
|
|
Prévisions 2015 |
5/7 2015 |
% réalisation |
Prévisions 2016 |
Prévisions 2017 |
Prévisions 2018 |
|
Résidentiel |
494 085 |
329 661 |
67% |
604 100 |
611 972 |
619 843 |
|
Commercial, industriel et institutionnel (CII) |
18 752 999 |
7 867 615 |
42% |
16 573 555 |
16 223 617 |
16 525 283 |
|
Ventes grandes entreprises (VGE) |
20 146 719 |
13 897 446 |
69% |
23 875 927 |
21 062 815 |
18 748 636 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total PGEÉ |
39 393 802 |
22 094 722 |
56% |
41 053 583 |
37 898 404 |
35 893 763 |
|
Tonnes de CO2 équivalentes |
75 675 |
42 444 |
56% |
78 864 |
72 803 |
68 952 |
Facteur de conversion des m³ en tonnes de CO2 /1000 X 1,921.
Source : pièce B-0507, p. 1, Tableau A.
Tableau 17
|
|
Prévisions 2015 |
5/7 2015 |
% réalisation |
Prévisions 2016 |
Prévisions 2017 |
Prévisions 2018 |
|
Résidentiel |
3 448 |
1 621 |
47% |
3 566 |
3 581 |
3 597 |
|
CII |
2 679 |
1 406 |
52% |
2 822 |
2 924 |
2 999 |
|
VGE |
63 |
34 |
55% |
58 |
51 |
46 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total PGEÉ |
6 190 |
3 062 |
49% |
6 446 |
6 557 |
6 641 |
Source : pièce B-007, p. 2, Tableau B.
Tableau 18
|
|
Prévisions 2015 |
5/7 2015 |
% réalisation |
Prévisions 2016 |
Prévisions 2017 |
Prévisions 2018 |
|
Résidentiel |
1 248 809 |
588 436 |
47% |
1 610 437 |
1 520 974 |
1 513 580 |
|
CII |
13 364 614 |
4 958 330 |
37% |
15 116 793 |
15 583 849 |
16 016 301 |
|
VGE |
4 066 954 |
2 654 962 |
65% |
4 739 867 |
4 425 122 |
3 911 014 |
|
Études & recherches non réparties |
|
28 263 |
|
145 000 |
150 000 |
85 000 |
|
Total PGEÉ |
18 680 378 |
8 229 991 |
44% |
21 612 097 |
21 679 945 |
21 525 894 |
Source : pièce B-0507, p. 3, Tableau C.
[504] La Régie constate qu’avec des coûts de 1,6 M$, le secteur résidentiel représente 7,4 % du budget total du PGEÉ. En revanche, il ne représente que 0,6 Mm3 d’économies, soit moins de 1,5 % du total des économies totales prévues pour 2015-2016.
10.1 Modifications aux programmes existants du PGEÉ de Gaz Métro
[505] Gaz Métro propose des modifications aux paramètres de certains programmes, à la suite de leur évaluation : PE103 Thermostat électronique programmable, PE202 Chaudière à efficacité intermédiaire, PE210 Chaudière à condensation, et PE224 Hotte à débit variable. Le Distributeur demande par ailleurs à ajouter un nouveau volet au programme PE103 pour favoriser l’installation de thermostats intelligents de type Nest ou Ecobee[175].
[506] L’ajout de ce nouveau volet du programme PE103 implique des besoins de commercialisation et une complexité accrue de gestion du programme. Gaz Métro prévoit des coûts de soutien et d’administration de 60 649 $ et des coûts de commercialisation de 20 000 $. Le budget de l’activité de recherche (AR103) est, quant à lui, évalué à 85 000 $, ce qui inclut des coûts de 55 000 $ pour la gestion du projet, de 20 000 $ en aides financières bonifiées et de 10 000 $ en commercialisation de l’activité de recherche[176].
[507] Le GRAME est favorable à l’introduction d’un volet thermostat intelligent et de l’activité de recherche (AR103) sur un échantillon de 200 installations[177].
[508] Gaz Métro a intensifié, au cours des dernières années, ses efforts de sensibilisation à la programmation des thermostats. Elle explique que ce nouveau volet n’empêche pas de continuer à promouvoir la programmation effective des thermostats programmables déjà installés et subventionnés dans le passé.
[509] En parallèle à ces actions de sensibilisation, un mandat a été confié au Centre des technologies du gaz naturel (CTGN) afin de mieux comprendre les barrières à la programmation, tenant compte des particularités des différents types de systèmes de chauffage.
[510] Ces résultats permettront d’identifier plus clairement les perceptions des participants et des installateurs qui peuvent faire obstacle à une programmation adéquate. Les constats ainsi obtenus permettront à Gaz Métro d’orienter la stratégie de communication du PE103 dans le but de mieux rejoindre la clientèle et obtenir les comportements désirés. Une hausse du budget de commercialisation a d’ailleurs été prévue pour 2016 afin de revoir les messages et les moyens de sensibilisation[178].
[511] La Régie approuve les modifications apportées aux modalités et aux aides financières des programmes existants du PGEÉ, notamment le nouveau volet du programme de thermostats électroniques programmables favorisant l’installation de thermostats intelligents.
[512] La Régie demande par ailleurs à Gaz Métro d’implanter les moyens de sensibilisation à la programmation des appareils existants dès que le mandat confié au CTGN produira des résultats.
10.2 Suivis demandés dans les décisions D-2014-077 et D‑2014‑201
[513] Gaz Métro présente les modalités de sensibilisation et de vérification de la qualité des installations des chaudières à condensation pour le programme PE111 Chaudières à condensation. Dans sa décision D-2014-201[179], la Régie avait demandé à Gaz Métro de s’assurer que cette technologie soit subventionnée pour les applications à des températures d’opération suffisamment basses pour garantir la condensation des gaz de combustion.
[514] Gaz Métro retient les trois mesures suivantes :
1- Vérification de l’estimation du rendement de 92 % :
À cet égard, Gaz Métro a mandaté le CTGN pour un projet de mesurage des températures réelles de retour d’eau en opération et tout au long de la saison de chauffage afin d’évaluer, grâce à la courbe d’efficacité d’une chaudière à condensation typique, l’efficacité thermique moyenne des chaudières à condensation installées dans le cadre du programme PE111, dans leurs conditions réelles de fonctionnement.
2- Déploiement d’un plan de sensibilisation de la clientèle et des installateurs à l’importance d’un contrôle optimal de la température de retour d’eau.
3- Mise en place d’une modalité simple de vérification de la qualité de l’installation des chaudières à condensation :
À cet égard, Gaz Métro prévoit une modification au formulaire obligatoire de déclaration des travaux pour les installations au gaz naturel, afin d’y ajouter une section spécifique visant à confirmer l’installation d’une sonde de température extérieure et la mise en service du contrôle de température (intérieure/extérieure) dans le cas d’installations de chaudières destinées au chauffage de l’espace. Un tel contrôle contribue à baisser la température de l’eau de retour à la chaudière, plus particulièrement durant les saisons intermédiaires, et permet ainsi d’optimiser le rendement des chaudières et de réduire leur consommation d’énergie.
[515] Par ailleurs, Gaz Métro indique que le marché des chaudières étant en évolution constante, elle doit le suivre de près, tout comme les changements de normes des chaudières. L’analyse du marché et l’évaluation de la base de référence constituent des volets importants de toute évaluation de programmes et Gaz Métro prévoit inclure à nouveau ces deux volets lors de sa prochaine évaluation du programme PE202. Une attention particulière sera alors accordée à l’analyse du marché des chaudières[180].
[516] La Régie est satisfaite de la mise en place des modalités proposées pour garantir des températures optimales d’utilisation des chaudières à condensation.
[517] Elle demande au Distributeur de présenter, dans le prochain dossier tarifaire, une étude sur la possibilité d’appliquer de telles modalités au programme PE202 Chaudières à efficacité intermédiaire. Étant donné la problématique d’optimisation de l’efficacité globale du parc de chaudières, elle lui demande que cette étude porte également sur le programme PE210 Chaudières à condensation.
10.3 Fin du programme PE124 Fenêtres Energy Star
[518] Au cours des cinq premiers mois de 2014, ce programme, doté d’un budget de l’ordre de 100 000 $, dont seulement 18 000 $ en aides financières, a eu seulement 14 participants. Sa poursuite implique donc des efforts de commercialisation afin d’augmenter la participation et de baisser les coûts fixes par participant. Pour 2015, il présente un TCTR négatif supérieur à 90 000 $ et le test du participant (TP) est également négatif[181]. Ces chiffres sont établis à l’aide d’un gain unitaire moyen de 2,40 m³/pi², alors que les autres distributeurs utilisent 1,01 m³/pi²[182].
[519] Gaz Métro indique, à la suite de la synthèse des évaluations de divers programmes de fenêtres ENERGY STAR demandée dans la décision D‑2014‑201, qu’elle n’est pas en mesure de présenter un programme rentable en 2016[183]. En effet, selon le balisage avec les autres évaluations de cette mesure, les économies unitaires doivent être diminuées des deux tiers et l’effet des BNÉ ne permet pas de compenser l’impact de cette diminution[184]. Afin d’éviter de surprendre ses clients, Gaz Métro a préféré les informer à l’avance de la fin du programme.
[520] Le GRAME considère prudent de conserver les programmes existants afin de les harmoniser avec la stratégie énergétique à venir[185]. Selon SÉ‑AQLPA, le programme PE124 est l’un des deux meilleurs programmes du secteur résidentiel, du point de vue des résultats du critère de la somme du TCTR et du test de neutralité tarifaire (TNT), tant avant, qu’après la prise en compte de BNÉ. Ces deux intervenants ne sont pas d’accord avec la fin de ce programme.
[521] Gaz Métro explique, par ailleurs, que la fin du programme n’est pas nécessairement définitive et que si des fenêtres plus performantes sont proposées à un coût raisonnable, il n’est pas exclu que, de concert avec des partenaires, elle remette en place un programme de fenêtres, par exemple dans le contexte d’une nouvelle stratégie énergétique[186].
[522] La Régie prend acte de la fin du programme PE124 Fenêtre ENERGY STAR au 30 septembre 2015.
10.4 Intégration des BNÉ dans les tests économiques
[523] Gaz Métro propose d’intégrer les BNÉ dans les tests de rentabilité applicables aux programmes du PGEÉ :
Principaux BNÉ pris en considération dans la proposition de Gaz Métro
|
Participant |
|
Administrateur de programmes |
|
Société |
|
• Économies d’eau • Confort accru • Réduction du bruit • Équipement : coûts d’O&M moindres • Valeur accrue du bâtiment • Amélioration de la qualité de l’air intérieur et de la sécurité • Diminution des coûts d’opération (CII) • Bénéfices particuliers pour les ménages à faible revenu (MFR) |
|
• Réduction des pertes et des coûts de recouvrement notamment pour les MFR • Diminution des coûts de service, notamment pour les MFR • Réduction des risques liés à la planification de l’offre-demande |
|
• Réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) • Réduction d’autres émissions atmosphériques (NOx, SO2, PM) • Diminution des prix de l’énergie (gaz & électricité) • Impacts économiques (produit intérieur brut, emplois, recettes fiscales) • Sécurité d’approvisionnement |
Source :pièce B-0506, p. 23.
[524] Selon Gaz Métro, sur la base du dossier tarifaire 2016, l’intégration des BNÉ aurait un effet favorable de 0,4 M$ sur les résultats du TCTR du marché résidentiel, de 8,2 M$ sur celui du CII et de 6,6 M$ sur celui du marché VGE. À la suite des résultats du balisage et des recommandations de la firme Dunsky Expertise en énergie, Gaz Métro demande à la Régie de reconnaître les BNÉ attribuables aux programmes de son PGEÉ et d’accepter qu’ils puissent être intégrés aux calculs des tests économiques du PGEÉ, dont le TCTR, dès le dossier tarifaire 2016.
[525] Selon le GRAME, dans un contexte de baisse du prix de la molécule de gaz, les coûts de consommation de gaz naturel sont à la baisse, réduisant ainsi l’attrait de mesures d’efficacité énergétique. Globalement, il est donc nécessaire de conserver les programmes du PGEÉ en place pour inciter la clientèle de Gaz Métro à faire des choix d’équipements efficaces[187].
[526] Le GRAME recommande que le test principal retenu par la Régie demeure le TCTR, avec comme deuxième test le TCTR avec BNÉ. L’introduction d’un nouveau test devrait faire l’objet de suivi administratif par la Régie et, probablement, d’ajustement avant qu’il ne puisse devenir le test principal des programmes.
[527] Par ailleurs, le GRAME recommande de prendre en compte une partie de l’économie additionnelle résultant de la réduction de la contribution au SPEDE dans le calcul de l’aide financière, particulièrement dans le marché VGE.
[528] Le ROEÉ recommande à la Régie de refuser l’ajout générique de BNÉ au TCTR. Il demande une étude d’évaluation monétaire des BNÉ pour refléter leur réalité au Québec. Dans l’éventualité où la Régie ne souhaiterait pas demander une étude sur la monétisation au Québec, le ROEÉ recommande l’utilisation conjointe du Test de l’administrateur de programme (TAP) et du TCTR comme test principal pour calculer la rentabilité des mesures du PGEÉ, plutôt qu’un ajout générique de BNÉ au TCTR[188].
[529] Par ailleurs, le ROEÉ constate que les résultats des TP semblent très élevés pour certains programmes, dont les programmes d’étude de faisabilité, d’aide à l’implantation, préchauffage solaire de l’air et nouvelle construction CII. Cette situation signifierait que les aides financières pourraient être revues à la baisse sans trop affecter la rentabilité des programmes du point de vue des participants[189]. Le ROEÉ est également préoccupé par le fait que certains clients de Gaz Métro recevraient plusieurs aides de divers organismes pour le même projet. Ce serait le cas en ce qui a trait aux programmes de Gaz Métro et au programme Écoperformance du Bureau de l’efficacité et de l’innovation énergétique (BEIÉ). Le cas échéant, il importe de considérer l’attribution des économies d’énergie entre les différents organismes subventionnaires, afin d’éviter un double comptage dans le calcul de ces économies.
[530] Le ROEÉ recommande à la Régie d’exiger une révision systématique de l’aide financière offerte lors des prochaines évaluations de programmes et d’entreprendre un balisage des aides financières accordées en Amérique du Nord, particulièrement en ce qui a trait au préchauffage solaire de l’air et à la nouvelle construction CII.
[531] Selon SÉ‑AQLPA, il est essentiel que la Régie conserve son entière discrétion d’évaluer qualitativement, au cas par cas, les BNÉ et les inconvénients non énergétiques propres à chacun des programmes. Les calculs du TCTR et du TNT sans BNÉ et sans inconvénients non énergétiques devront ainsi continuer d’être fournis et continuer de constituer la base décisionnelle principale de la Régie, en combinaison avec sa discrétion d’accepter des programmes malgré de faibles résultats aux tests actuels[190].
Opinion de la Régie
[532] La Régie réglemente plus d’un distributeur et il est opportun que les modifications ou des bonifications dans les tests économiques des programmes d’efficacité énergétique soient évaluées en tenant compte des autres distributeurs. L’arrivée de la prochaine politique énergétique et de nouvelles cibles de réduction de GES peut amener une réflexion globale sur le niveau d’investissement en efficacité énergétique et devenir l’occasion d’une révision des critères de décision et donc des tests économiques.
[533] Cette question dépasse la seule intégration des BNÉ aux tests économiques. Ces tests sont aussi basés sur des hypothèses sur les effets de distorsion, sur les coûts incrémentaux et sur les économies unitaires en lien avec le choix du système de référence utilisé pour évaluer la mesure. Ces hypothèses sont validées à travers des évaluations dont la méthodologie est parfois questionnée, comme dans le présent dossier.
[534] Par ailleurs, la preuve au présent dossier démontre qu’il existe de réelles économies provenant d’une autre source d’énergie que celle du Distributeur, qui ne sont pas prises en compte, notamment dans le cas du projet PE226 Recommissioning. La même problématique existe aussi auprès du distributeur d’électricité pour son programme Offre intégrée Piscines[191].
[535] Bien que la Régie considère opportun de se questionner sur la prise en compte de tous les bénéfices énergétiques directement mesurables avant de se pencher sur des bénéfices indirects ou moins tangibles, et dans l’attente d’une prochaine politique énergétique et de nouvelles cibles de réduction de GES, elle ne se prononce pas sur la demande du Distributeur d’intégrer les BNÉ aux tests économiques dans le présent dossier.
10.5 Budget et objectifs du PGEÉ 2016
[536] Le PGEÉ 2016 est constitué d’un ensemble de programmes dont les économies annuelles prévues sont de 41,1 Mm3 pour un budget total de 21,6 M$. Par rapport à 2015 (39,4 Mm3 et 18,7 M$)[192], il s’agit d’une hausse du budget de plus de 15 % pour seulement 4 % d’économies supplémentaires. Pour 2014, selon le rapport annuel, l’impact réel a été de 36,6 Mm3 pour un coût réel de 16,8 M$[193].
[537] La Régie constate que Gaz Métro est dans une phase de croissance soutenue de son PGEÉ depuis deux ans, ajoutant depuis 2014 des économies annuelles de 2,8 Mm3 ou 7 % par année et faisant augmenter le budget de près de 1,9 M$ ou 1 % en 2015 et de 2,9 M$ ou 16 % en 2016. Ces hausses sont essentiellement dues au secteur VGE.
Coûts du PGEÉ et coûts évités[194]
[538] Le ratio coût par mètre cube économisé du PGEÉ 2016 est de 0,5300 $/m³, alors qu’il était de 0,4742 $/m³ et de 0,5353 $/m³ aux dossiers tarifaires 2015 et 2014, respectivement.
Source : pièce B-0506 p.28
[539] Pour 2016, le coût évité de 1 m³ de gaz naturel non distribué par Gaz Métro, incluant le prix du gaz naturel de 0,1182 $/m³, se situe à 0,2342 $/m³ pour les volumes de base et à 0,3311 $/m³ pour les volumes de chauffage.
Source : pièce B-0506 p.21.
[540] La Régie approuve le budget associé au PGEÉ 2015-2016, soit 21,6 M$.
Remise en question du processus d’évaluation d’impact des programmes PE207, PE211, PE208, PE218 et PE219 par les intervenants GRAME et ROEÉ[195].
[541] Dans sa décision D-2014-201, la Régie se prononce sur le calcul du TCTR des deux programmes d’études de faisabilité PE207et PE211 :
« […] à partir du moment où l’on reconnaît des économies d’énergie associées à des études, il est nécessaire de considérer, dans le calcul de la rentabilité, non seulement le coût des études, mais aussi celui de la mise en place des mesures ayant permis d’obtenir ces économies ».
[542] Gaz Métro répond à ce commentaire en indiquant que les coûts incrémentaux moyens du programme PE207 sont de 16 264 $ et ceux du PE211 de 85 063 $[196]. Ces montants semblant faibles en comparaison des impacts importants de ces programmes, la Régie demande copie du rapport du calcul du coût incrémental de ces deux programmes[197].
[543] La Régie déduit de ce rapport que la faiblesse de ces coûts n’est pas due au fait que l’on considère uniquement les mesures non admissibles aux programmes d’aide à l’implantation, mais surtout au fait que l’estimation tient compte de l’ensemble des études de faisabilité qui n’ont conduit à l’identification d’aucune mesure (jusqu’à 74 %) et des participants aux études qui n’ont implanté aucune des mesures identifiées (jusqu’à 33 %). Les coûts incrémentaux des programmes ne sont donc pas représentatifs du coût moyen défrayé par les participants qui ont réellement implanté des mesures identifiées dans les études de faisabilité et qui sont non admissibles aux programmes d’aide à l’implantation.
[544] Selon la plaidoirie commune du GRAME et du ROEÉ, les programmes d’études de faisabilité PE207et PE211 représentent près du quart des économies du PGEÉ 2016 et il importe de s’assurer de leur évaluation[198]. Ces intervenants s’inquiètent de la possibilité de double comptage entre ces deux programmes et les programmes d’aides à l’implantation auxquels les mesures identifiées et ayant de plus longues périodes de retour sur investissement sont admissibles. Ces intervenants veulent savoir pourquoi ces économies sont exprimées sous la forme d’un taux d’attribution des économies d’énergie exprimé en % de la consommation des clients et surtout pourquoi ce taux d’attribution est évalué par sondage sur le taux d’implantation de certaines mesures auprès des clients, plutôt que d’utiliser les bases de données que Gaz Métro a établies à partir des études de faisabilité.
[545] Ces questions ne touchent pas le processus de suivi de ces évaluations par la Régie, mais la méthodologie même des évaluations, par des évaluateurs indépendants, à partir des données des suivis internes du programme par Gaz Métro.
[546] Gaz Métro explique que les taux d’attribution d’économies sont basés sur une analyse empirique effectuée par une firme externe indépendante, à partir des données réelles, et que des démarches additionnelles ont été effectuées auprès des clients afin de valider les mesures implantées[199].
[547] Selon Gaz Métro, l’utilisation des données réelles, sans autres vérifications, pourrait biaiser l’attribution des m3 économisés en ce que ces données ne tiennent pas compte de l’implantation des mesures d’efficacité énergétique par les clients[200]. Elle ajoute que la prochaine firme d’experts retenue devrait avoir toute la latitude nécessaire pour établir la meilleure méthodologie pour évaluer les programmes.
[548] La Régie comprend que les données réelles des mesures identifiées dans les analyses de faisabilité ayant une période de retour sur investissement (PRI) inférieure à un ou trois ans selon le cas, auraient été utilisées par l’évaluateur et que le sondage ne ferait qu’établir le pourcentage des économies identifiées pour lesquelles des mesures ont été réellement implantées. Par ailleurs, en ne posant des questions que sur les mesures ayant une PRI inférieure à un ou trois ans, il n’y aurait pas de possibilité de double comptage avec les programmes d’aide à l’implantation qui ne portent que sur des investissements ayant des PRI plus longues.
[549] La Régie demande au Distributeur de clarifier cette question dans le prochain rapport d’évaluation des programmes PE207 et PE211. Elle lui demande de préciser, notamment, le lien entre le pourcentage, obtenu par sondage, des mesures de la base de données qui ont été réellement implantées, ce qui donne un certain impact énergétique, et l’utilisation d’un « taux d’attribution » pour établir les économies d’énergie en fonction de la consommation totale des clients.
[550] Ce rapport devra aussi démontrer quelles précautions sont prises pour s’assurer que les réponses au sondage ne portent que sur les mesures qui ne sont pas admissibles aux aides à l’implantation.
Évaluation du programme PE123-Systèmes combos
[551] Le programme PE123 fera l’objet d’une évaluation en 2016[201]. La Régie note que le système de référence de ce programme aurait une efficacité de 58 % et coûterait 992 $ moins cher[202]. Elle questionne ces hypothèses.
[552] Gaz Métro explique que les coûts liés à l’installation et aux conduits d’évacuation sont similaires, tant pour le système installé que pour le système de référence. Cette hypothèse a été établie lors de la conception du programme et considère que le marché visé par ce programme est la nouvelle construction résidentielle. Elle ajoute que l’évaluation de la base de référence du programme, soit les systèmes qui auraient été installés en l’absence de ce dernier, fait partie du mandat d’évaluation, que seuls les systèmes de référence au gaz naturel y sont inclus et qu’il n’est pas prévu d’y inclure les systèmes électriques.
[553] La Régie réitère que lors de l’évaluation du système de référence à retenir pour un programme d’efficacité énergétique, il faut établir les coûts et les performances du système de référence qui serait réellement installé en l’absence du programme.
[554] Des intervenants questionnent la superposition du PGEÉ avec les PRC et PRRC. Le GRAME recommande une étude de ce qui influence les participants aux programmes commerciaux à adhérer à des programmes d’efficacité énergétique[203].
[555] Gaz Métro indique n’avoir jamais procédé à une analyse des motivations des clients qui participent à des programmes du PGEÉ après avoir bénéficié des programmes commerciaux (PRC, PRRC et compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes (CASEP))[204].
[556] La Régie demande à Gaz Métro de lui présenter de façon administrative, avant son octroi, le mandat et la méthodologie de l’évaluation du programme PE123 Systèmes combos pour approbation.
10.6 CASEP
[557] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver un montant de 1 000 000 $ pour le CASEP pour l’année tarifaire 2016. Ce montant servira à alimenter le CFR du CASEP. Gaz Métro prévoit l’addition de nouveaux projets pour environ 286 clients, pour un volume de 2 253 057 m³ (équivalant à 2 558 491 litres de mazout nº 2), permettant de déplacer 2 740 tonnes équivalant CO2[205].
[558] Gaz Métro poursuit la même démarche et observe les mêmes règles d’attribution du CASEP que par le passé, c’est-à-dire:
• La densification du réseau par l’ajout de clients résidentiels. L’énergie déplacée sera principalement du mazout nº 2.
• La densification du réseau par l’ajout de clients CII sur les extensions récentes de réseau. L’énergie déplacée sera principalement du mazout nº 2.
• La réalisation de projets d’extension de réseau. L’énergie déplacée sera principalement du mazout nº 2.
[559] Le GRAME[206] est favorable à la reconduction des programmes du PRRC, du PRC et du CASEP. Il indique cependant qu’il faudrait se questionner sur les raisons faisant en sorte que les adhérents au PRC lors de la signature de leur entente contractuelle adhèrent moins aux programmes du PGÉE et corriger la situation, le cas échéant.
[560] SÉ-AQLPA recommande à la Régie de maintenir le budget du CASEP, puisque les résultats de ce programme sont et seront au rendez-vous[207].
[561] Plusieurs intervenants demandent que la bi-énergie gaz naturel et électricité soit reconsidérée, dans le contexte des nouveaux coûts d’équilibrage et étant donné que la production d’électricité au moyen de gaz naturel pour répondre à des besoins de chauffage par résistance électrique consomme plus de gaz naturel qu’un système bi‑énergie[208].
[562] La Régie considère qu’il est prématuré qu’elle se prononce sur la bi-énergie gaz naturel et électricité, compte tenu de la preuve au dossier.
[563] La Régie constate que les objectifs du CASEP sont en baisse par rapport à ceux de 2015. Elle approuve le montant de 1 M$ demandé pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes.
11. STRATÉGIE TARIFAIRE ET SYSTÈME DE PLAFONNEMENT ET D’ÉCHANGE DES DROITS D’ÉMISSION DE GES
11.1 Stratégie tarifaire
[564] Dans la mesure où des travaux sur la vision tarifaire sont présentement en cours, Gaz Métro propose de maintenir, pour l’établissement des tarifs 2015 et 2016, l’approche approuvée par la Régie dans sa décision D‑2013‑106.
[565] Pour le tarif D1, Gaz Métro propose de maintenir les deux conditions suivantes :
• application d’une variation uniforme des revenus générés à l’ensemble des paliers du tarif D1, équivalant à la variation globale du tarif D1 déterminée dans la répartition tarifaire;
• maintien du ratio actuel entre les composantes fixes et variables du tarif de distribution D1.
[566] La répartition tarifaire présente une variation globale au tarif D1 de -3,5 % en 2015[209] et de -2,5% en 2016[210]. Cette baisse est donc celle visée à tous les paliers du tarif D1. Pour y arriver, les frais de base et les taux unitaires des volumes retirés sont modifiés de façon à conserver le ratio fixes‑variables des tarifs actuels. Ainsi, les frais de base proposés sont obtenus en augmentant uniformément les frais de base actuels de ‑3,5 % en 2015[211] et de -2,5 % en 2016[212].
[567] L’abolition du tarif DM et le transfert subséquent de plusieurs clients de ce tarif vers le tarif D1 ont nécessité l’implantation de dispositions transitoires pour diminuer l’impact tarifaire du changement chez les clients. En 2015 tout comme en 2016, le rabais transitoire est calculé pour chaque client en déduisant 5,17 % du pourcentage du rabais transitoire établi pour l’année précédente. Afin de chercher à maintenir la génération des revenus présumés et tel qu’approuvé par la Régie dans sa décision D‑2010‑144, l’octroi de ce rabais doit être compensé par un ajustement de la grille au volume retiré du tarif D1, à compter du palier des 36 500 m³.
[568] Gaz Métro propose de maintenir, pour l’établissement des tarifs D3 et D4 en 2015 et en 2016, l’approche approuvée par la Régie dans sa décision D‑2013‑106. Ainsi, le taux au volume retiré est maintenu à 0,350 ¢/m³ et la variation tarifaire est appliquée en totalité sur la grille de taux de l’obligation minimale quotidienne.
[569] Aux tarifs D3 et D4, le résultat de la répartition tarifaire présente des variations de ‑3,5 % pour 2015 et de -2,5 % pour 2016.
[570] Le résultat de la répartition tarifaire présente une variation uniforme au tarif D5 de ‑3,5 % pour 2015 et de -2,5 % pour 2016.
Opinion de la Régie
[571] La Régie note que les variations tarifaires présentées par le Distributeur pour 2016 ne prennent pas en compte la révision du Plan d’approvisionnement. Étant donné l’augmentation des volumes distribués, la Régie anticipe que ces diminutions tarifaires seront plus importantes que les données présentées dans la présente section de la décision.
[572] La Régie partage l’avis du Distributeur et considère également que tant que les travaux sur la vision tarifaire sont en cours, il y a lieu de maintenir la stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs 2015 et 2016 qu’elle a approuvée dans sa décision D‑2013‑106. En conséquence, la Régie accepte la stratégie tarifaire proposée par le Distributeur.
11.2 Marge de manœuvre en journée d’interruption
[573] La méthode retenue par la Régie pour le calcul de la demande en journée de pointe détermine l’apport à la pointe de la clientèle en combinaison tarifaire par la somme des volumes souscrits majorée de 2 %. Jugeant souhaitable et plus équitable, d’un point de vue tarifaire, que les Conditions de service et Tarif soient modifiés afin d’inclure cette marge de manœuvre dans le volume souscrit du client, la Régie demandait au Distributeur d’étudier cette avenue et de soumettre une proposition à cet effet dans la phase 3 du présent dossier tarifaire[213].
[574] Gaz Métro présente deux options. La première option consiste à conserver la marge de manœuvre, mais à la rendre conditionnelle au respect de sa limite supérieure, sans l’allouer directement à la clientèle en combinaison tarifaire. Selon Gaz Métro, cette solution tente de rétablir un bon signal de prix. Cette approche serait toutefois plus complexe pour les clients et soulève de nouvelles problématiques quant à la détermination de la demande en journée de pointe.
[575] La seconde option consiste à allouer des coûts pour la marge de manœuvre aux clients qui y ont droit. Dans la mesure où cette clientèle considère que les coûts sont trop élevés, la marge de manœuvre serait abolie ou incluse au volume souscrit. À l’inverse, si ces avantages dépassent les coûts, la marge de manœuvre serait maintenue et payée par la clientèle en combinaison tarifaire[214].
[576] Pour l’instant, Gaz Métro propose de retenir la seconde option qui consiste à considérer les coûts associés à la marge de manœuvre offerte aux clients en combinaison tarifaire, soit par son inclusion au volume souscrit ou par une réduction de la reconnaissance du service interruptible à l’équilibrage.
[577] Gaz Métro propose toutefois de ne pas modifier les Conditions de service et Tarif avant octobre 2016. D’une part, des modifications pour une entrée en vigueur le 1er octobre 2015 ne lui permettraient pas d’aviser à temps ses clients et de modifier leur volume souscrit. D’autre part, des changements majeurs découlant d’une révision de l’offre de service interruptible seront présentés à la Régie au cours des prochains mois. Or, Gaz Métro est d’avis que c’est au moment de définir cette nouvelle offre de service que le choix de préserver cette marge de manœuvre comme outil de flexibilité ou de l’abolir en l’incluant au volume souscrit devrait être fait, dans la mesure où au terme de la révision, la consommation d’un client sous la nouvelle offre de service interruptible peut toujours être combinée à une consommation au service continu en distribution :
« Dans la mesure où il est possible de préserver un minimum de stabilité et prévisibilité pour la clientèle industrielle, l’ACIG appuie les demandes de Gaz Métro d’attendre l’examen à la phase 2 du dossier R-3867-2013 avant de statuer sur les modifications aux Conditions de service quant à la marge de manœuvre de 2 % en journée d’interruption pour les clients en combinaison tarifaire et sur la problématique de l’impact des migrations de la clientèle du service continu au service interruptible »[215].
Opinion de la Régie
[578] La Régie prend acte de la réponse de Gaz Métro au suivi requis dans la décision D‑2014‑201 relatif à l’état des réflexions au sujet de la marge de manœuvre de 2 % accordée aux clients en combinaison tarifaire continu et interruptible.
[579] Dans l’attente de la révision de l’offre de service interruptible, la Régie demande à Gaz Métro d’appliquer l’option b), soit de facturer la marge de manœuvre de 2 % aux clients en combinaison tarifaire à compter du 1er novembre 2016, selon les délais d’avis auprès des clients requis par Gaz Métro.
[580] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, dans le cadre de l’examen du rapport annuel 2015, un suivi du niveau de la marge de manœuvre de 2 % réellement accordée aux clients en combinaison tarifaire continu et interruptible.
11.3 Instrumentation des clients aux tarifs D4 et D5
[581] Dans sa décision D‑2013‑192, la Régie demandait un suivi sur les critères de conception et d’opération du réseau gazier et un suivi sur les coûts et avantages d’instrumenter l’ensemble des clients des tarifs D4 et D5[216].
[582] Dans sa décision D‑2014‑201, la Régie jugeait qu’elle n’avait pas à sa disposition toute la preuve requise pour se prononcer sur l’opportunité d’instrumenter les clients des tarifs D4 et D5 dans le présent dossier. Elle prenait acte de la position du Distributeur et l’invitait à poursuivre ses analyses sur la pertinence d’instrumenter les clients des tarifs D4 et D5[217].
[583] Dans le présent dossier, Gaz Métro présente un suivi portant sur l’instrumentation des clients aux tarifs D4 et D5.
[584] Gaz Métro rappelle que l’instrumentation de certains clients visait à surveiller et contrôler une problématique locale de saturation du réseau et bien la circonscrire en termes de durée-horaire et non pas d’approvisionnement. Selon elle, l’instrumentation de l’ensemble des clients aux tarifs D4 et D5 constituerait un investissement peu utile pour l’ensemble de la clientèle et ne permettrait pas une meilleure gestion des approvisionnements. Elle ajoute que l’instrumentation ne permet pas de faire de meilleures prévisions ou de mieux déterminer les quantités de gaz naturel à acheminer en franchise le lendemain, afin de répondre à la demande de la clientèle.
[585] La Régie prend acte du suivi portant sur l’instrumentation des clients aux tarifs D4 et D5. Elle est toutefois d’avis que cet enjeu devrait être réexaminé dans le contexte de la révision de l’offre de service faite dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3867‑2013.
11.4 SPEDE
11.4.1 Prévisions d’émissions de GES pour la période 2015-2020
[586] Les émissions de GES assujetties au SPEDE que Gaz Métro devra couvrir au terme des deuxième et troisième périodes de conformité correspondent aux émissions qui auront été déclarées selon le Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère[218], et vérifiées par un tiers indépendant, pour chacune des années civiles incluses dans ces périodes de conformité.
[587] Gaz Métro établit ses prévisions à partir de la moyenne des émissions déclarées pour les années civiles 2012 et 2013 sur le réseau de transport et de distribution. Pour les émissions relatives à l’utilisation du gaz naturel distribué pour consommation au Québec, elle établit les prévisions d’émissions sur la base des données du plan d’approvisionnement, adaptées en fonction de l’année civile.
[588] Gaz Métro évalue différents scénarios des prévisions d’émission, soit un scénario de base qui présente la plus forte probabilité de réalisation, un scénario présentant de fortes émissions et un scénario présentant de faibles émissions.
[589] Les prévisions d’émission du scénario de base totalisent 20,0 millions de tonnes (Mt) de GES pour la période de conformité 2015-2017. Au cours de la période de conformité 2018‑2020, Gaz Métro prévoit des émissions totalisant 21,2 Mt de GES, soit une croissance de 6,0 %.
[590] Questionnée sur les ajustements possibles en lien avec les prévisions du plan d’approvisionnement, Gaz Métro indique que la venue d’un grand consommateur est généralement connue longtemps avant les premières livraisons de fourniture de gaz naturel et qu’elle sera en mesure de prévoir les besoins additionnels de droits d’émission pour couvrir les émissions de ce client durant la période de transition, donc avant qu’il ne soit déclaré grand émetteur.
11.4.2 Prévisions des prix des droits d’émission et coût unitaire du SPEDE
[591] Pour obtenir une perspective de l’évolution des prix des droits d’émission à l’horizon 2020, Gaz Métro a sollicité l’appui de la firme ÉcoRessources et de ses collaborateurs, dont l’entreprise financière américaine Value Recovery Holding (VRH)[219], afin d’établir des prévisions de prix des droits d’émission au Québec selon différents scénarios d’ici 2020.
[592] Selon EcoRessources, le marché du carbone sera suralloué sur le marché commun de la Californie et du Québec. Elle prévoit un prix des droits d’émission légèrement au-dessus du prix plancher pour la période de 2015 à 2017 et à environ 5 $ de plus que le prix plancher pour la période de 2018 à 2020.
[593] En utilisant les prévisions de prix des droits d’émission du scénario moyen ainsi que les taux de change utilisés dans le cadre de son Plan d’approvisionnement, Gaz Métro détermine que le prix prévu des droits d’émission en dollars canadiens passera de 16,04 $CAN/t CO2 en 2015, à 26,58 $CAN/t CO2 en 2019. Le coût unitaire prévu du SPEDE passera de 3,05 ȼ/m3 en 2015 à 5,06 ȼ/m3 en 2019.
[594] SÉ-AQLPA est d’avis que le scénario baissier présenté par ÉcoRessources est méthodologiquement erroné, puisque cette firme n’utilise pas les taux d’inflation moyens du prix plancher.
[595] La Régie constate plutôt une lacune dans la compréhension de l’intervenante quant aux hypothèses utilisées par ÉcoRessources pour établir le scénario baissier. ÉcoRessources mentionne ce qui suit :
« Le modèle ne peut effectivement pas donner de prix en dessous du prix plancher, mais le prix plancher lui-même peut varier en fonction de la valeur qui est donnée à l’inflation dans l’itération considérée. La colonne « prix plancher » du tableau 7 est obtenue à partir des chiffres moyens attendus de l’inflation jusque 2020 (précisés à la fin du tableau 9). Les trois autres colonnes sont obtenues à partir d’un grand nombre de simulations, dont certaines présentant des valeurs d’inflation inférieures aux valeurs moyennes présentées à la fin du tableau 9. C’est ce qui explique que la colonne « baissier » amène des prix plus faibles que la colonne “Prix plancherˮ»[220].
[596] La Régie rappelle que, tel que mentionné dans sa décision D-2014-171, le prix plancher correspond « au prix fixé pour l’année civile 2012, soit 10,00 $, majoré annuellement de 5 % et indexé de la manière prévue à l’article 83.3 de la Loi sur l’administration financière [note de bas de page omise] »[221].
11.4.3 Stratégie de couverture pour la période 2015 à 2017
[597]
[598]
[599]
[600]
[601]
[602]
[603] La Régie prend acte du suivi relié à la stratégie de couverture pour la période de conformité 2015-2017. Elle approuve la mise à jour de la stratégie d’acquisition appliquée par Gaz Métro pour cette même période.
11.4.4 Stratégie de couverture pour la période 2018 à 2020
[604]
[605]
[606]
[607]
11.4.5 Coûts des stratégies d’achat potentielles
[608]
[609]
[610]
[611]
11.4.6 Autres considérations
[612]
[613]
[614]
[615]
[616]
[617]
11.4.7 Choix de la stratégie de couverture proposée
[618]
[619]
[620]
[621]
[622]
11.4.8 Opinion de la Régie sur la couverture pour la période 2018-2020
[623]
[624]
[625]
[626]
[627]
[628]
[629]
[630]
[631] Pour ces motifs, la Régie approuve la stratégie de couverture pour la période 2018 à 2020 proposée par Gaz Métro.
12. CONDITIONS DE SERVICE ET TARIF
[632] Le Distributeur demande à la Régie d’approuver certaines modifications au texte des Conditions de service et Tarif pour les années tarifaires 2015 et 2016.
12.1 Modifications aux Conditions de service et Tarif présentées dans le cadre du dossier tarifaire 2015[224]
Modifications à la définition de « Baisse marginale reconnue » ainsi qu’aux articles 13.1.3.5, 16.3.1, 16.3.5.2, 16.4.1 et 16.4.3.3.2 des Conditions de service et Tarif
[633] Gaz Métro propose qu’il ne soit plus fait mention du Fonds en efficacité énergétique (FEÉ), ni de la date du 1er octobre 2014 aux Conditions de service et Tarif, puisque le FEÉ a été aboli en 2012 et que les baisses de consommation en lien avec les programmes encadrés par celui-ci ont déjà été constatées.
[634] La Régie, pour les motifs invoqués par Gaz Métro, approuve les modifications à la définition de « Baisse marginale reconnue » ainsi qu’aux articles 13.1.3.5, 16.3.1, 16.3.5.2, 16.4.1 et 16.4.3.3.2 des Conditions de service et Tarif proposées à la pièce B‑0238.
Modification à la définition de « Day »
[635] Dans le dossier R‑3732‑2010, Gaz Métro avait proposé une nouvelle définition du mot « jour ». Cette modification n’avait toutefois pas été apportée à la version anglaise du document. Cette omission a été reconduite dans la décision D‑2014-088. Gaz Métro propose donc que la définition de « Day » se lise ainsi, afin de refléter la version française :
« Unless otherwise specified, a 24-hour period beginning at 10:00 a.m. Eastern Standard Time (ET), in the absence of an agreed time ».
[636] La Régie approuve la modification à la définition de « Day ».
Définition d’« entente de fourniture à prix fixe » et modifications en découlant aux articles 4.5.1, 10.1, 11.1.1, 11.1.2.1, 11.1.3.1, 11.1.3.4, 12.1.3.4, 14.1.4, 15.1.1 et 19.2.6 des Conditions de service et Tarif
[637] Le Distributeur soumet que la référence à l’« entente de fourniture à prix fixe approvisionnée par un fournisseur spécifique » n’est pas uniforme dans ses diverses utilisations aux Conditions de service et Tarif, se retrouvant parfois au long et parfois en abrégé. Il propose, dans le but d’uniformiser et ne pas alourdir indûment les textes des articles, l’utilisation de l’expression simplifiée « entente de fourniture à prix fixe ». Gaz Métro est d’avis qu’il serait pertinent de proposer une définition de cette expression à la section 1.3 qui se lirait ainsi :
« Service d’approvisionnement auprès d’un fournisseur choisi par le client permettant à ce dernier de fixer le prix de la fourniture de gaz naturel pour une période donnée, et ce, selon le prix consenti par le fournisseur à Gaz Métro en considération de la consommation de ce client »[225].
[638] La Régie approuve la définition d’« entente de fourniture à prix fixe » et approuve les modifications en découlant aux articles 4.5.1, 10.1, 11.1.1, 11.1.2.1, 11.1.3.1, 11.1.3.4, 12.1.3.4, 14.1.4, 15.1.1 et 19.2.6 des Conditions de service et Tarif proposées à la pièce B-0238.
Modification proposée à l’article 4.3.3 des Conditions de service et Tarif
[639] Dans le cadre du dossier R‑3596‑2006, Gaz Métro avait proposé que les frais pour les raccordements non standards ne soient plus à la charge de l’ensemble de la clientèle. Elle avait alors défini des conditions selon lesquelles un raccordement devenait non standard et des frais aux clients étaient alors applicables.
[640] Gaz Métro soumet toutefois qu’il arrive que le raccordement ne respecte pas les normes en raison de contraintes techniques, par exemple, sans que cela ne découle d’une demande spécifique du client. Le libellé de l’article 4.3.3 des Conditions de service et Tarif actuel peut laisser croire que le client pourrait se voir facturer des frais, alors que les spécificités du raccordement ne sont pas le résultat d’une demande de sa part. Le Distributeur propose donc le libellé suivant :
« Les frais prévus à l’article 17.1.1.2 sont exigés du demandeur pour le raccordement d’une adresse de service lorsque, à sa demande :
• le point de raccordement est situé à une distance de plus de 3 mètres du coin de la façade de celle-ci, ou
• la longueur du branchement entre la ligne de propriété du terrain, sur lequel est située la bâtisse, et le point de raccordement excède 50 mètres linéaires »[226].
[641] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve la modification proposée à l’article 4.3.3 des Conditions de service et Tarif.
Modifications proposées à l’article 4.5.2 des Conditions de service et Tarif
[642] Gaz Métro soumet que l’article 4.5.2 des Conditions de service et Tarif prévoit un délai de 12 jours ouvrables avant qu’il lui soit permis, dans le cas où aucun contrat n’a été formé avec un nouveau client, de présumer que le propriétaire a conclu un contrat. Or, le libellé de l’article actuel laissant place à interprétation quant au moment du début de la responsabilité du propriétaire, Gaz Métro propose donc d’y ajouter une phrase afin qu’il se lise maintenant ainsi :
« Le contrat est formé lorsque le distributeur informe le nouveau client qu’il accepte sa demande de service de gaz naturel ou au moment de la signature lors d’un contrat écrit. Le service débute à la date convenue.
Lorsque la fin d’un contrat avec un client est survenue et qu’aucun contrat n’a été formé, pour l’adresse de service, avec un nouveau client, le propriétaire de l’immeuble où est située l’adresse de service est présumée avoir conclu un contrat lorsqu’il fait défaut d’informer le distributeur de ses intentions quant au service de gaz naturel dans les 12 jours ouvrables suivant la transmission par le distributeur d’un avis écrit à cet effet. Le contrat est alors présumé formé à la date de fin de contrat du client précédent »[227].
[643] Gaz Métro propose également qu’un contrat soit rétroactivement formé à la date de fin de contrat du client précédent dans le cas où le propriétaire donne suite à l’avis de Gaz Métro à l’intérieur des 12 jours ouvrables. Le Distributeur propose donc l’ajout d’un 3e alinéa à cette fin :
« Lorsque la fin d’un contrat avec un client est survenue et qu’aucun contrat n’a été formé, pour l’adresse de service, avec un nouveau client et que le propriétaire de l’immeuble où est située l’adresse de service informe le distributeur qu’il désire maintenir le service de gaz naturel dans les 12 jours ouvrables suivant la transmission par le distributeur d’un avis écrit à cet effet, le contrat est alors formé à la date de fin de contrat du client précédent »[228].
[644] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve les modifications à l’article 4.5.2 des Conditions de service et Tarif.
Modification proposée à l’article 5.1.1 des Conditions de service et Tarif
[645] Le Distributeur demande à la Régie d’approuver la suppression du 2e alinéa de l’article 5.1.1 des Conditions de service et Tarif qui se lit comme suit :
« Le client ne peut modifier ou altérer l’appareil de mesurage du distributeur »[229].
[646] Gaz Métro soumet à la Régie que l’article 2.1 des Conditions de service et Tarif prévoit déjà l’interdiction de modifier ou altérer le réseau (dont l’appareil de mesurage fait partie) et que, ce faisant, le 2e alinéa de l’article 5.1.1 des Conditions de service et Tarif est redondant et inutile.
[647] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve la modification à l’article 5.1.1 des Conditions de service et Tarif.
Modification proposée à l’article 6.1.4 des Conditions de service et Tarif
[648] Le 2e alinéa de l’article 6.1.4 des Conditions de service et Tarif dresse la liste des occurrences où la correction rétroactive d’une erreur de facturation s’applique à toute la période affectée par l’erreur.
[649] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver l’ajout d’une cinquième exception au 2e alinéa de l’article 6.1.4 des Conditions de service et Tarif qui se lirait ainsi :
« 5° le montant de la facture corrigée pour la période visée par la correction rétroactive est inférieur au montant de la facture corrigée pour la période de trois ans visée au premier alinéa »[230].
[650] Gaz Métro propose également, afin d’éviter des frais à l’ensemble des utilisateurs dans certains cas de refacturation, l’ajout du paragraphe suivant à l’article 6.1.4 des Conditions de service et Tarif :
« Nonobstant ce qui précède, lorsque la correction rétroactive donne lieu à un montant dû au distributeur par le client, mais que le montant de la facture corrigée pour la période de trois ans à partir de la date d’émission de la facture corrigée résulte en un montant dû au client, par le distributeur,aucune facture corrigée n’est émise »[231].
[651] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve les modifications proposées à l’article 6.1.4 des Conditions de service et Tarif.
Modification à la deuxième puce des articles 8.1.1.1, 8.1.1.2, 8.1.2.1 et 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif
[652] Les Conditions de service et Tarif permettent à Gaz Métro d’exiger un dépôt de la part de ses clients, lorsque certaines conditions sont satisfaites. Il s’agit, notamment, de conditions liées à la situation financière du client. Dans la même veine, le Distributeur soumet qu’actuellement, il prend un risque inutile lorsqu’il doit desservir un client qui a fait un paiement frauduleux et propose donc d’ajouter la possibilité d’exiger un dépôt dans ce cas. Il propose de modifier la 2e puce des articles 8.1.1.1, 8.1.1.2, 8.1.2.1 et 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif de la façon suivante :
« Le client a déjà manipulé les tuyaux, conduits, appareils de mesurage ou autres appareils du distributeur, utilisé le gaz naturel du distributeur sans son consentement ou fait un paiement frauduleux »[232].
[653] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve la modification proposée à la 2e puce des articles 8.1.1.1, 8.1.1.2, 8.1.2.1 et 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif.
Modification à la 6e puce de l’article 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif
[654] Gaz Métro demande à la Régie d’ajouter une 6e puce à l’article 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif afin de lui permettre d’exiger un dépôt à un client (autre que dans le cas d’un usage domestique), s’il y a cession de contrat entre le client actuel et une nouvelle entité :
« à la suite d’une évaluation du crédit d’un nouveau client suivant une cession de contrat »[233].
[655] La Régie est d’avis que cette proposition du Distributeur lui permettra de se prémunir contre les risques associés à une cession de contrat, dans la même mesure où il peut le faire lorsqu’il exige un dépôt à la suite de l’évaluation du crédit d’un nouveau client qui demande le service de gaz naturel.
[656] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve la modification proposée à l’article 8.1.2.2 des Conditions de service et Tarif.
Modification aux articles 11.1.2.3 et 11.2.3.4 des Conditions de service et Tarif
[657] Gaz Métro soumet que lors du dossier tarifaire 2014, elle a proposé des modifications à l’article 11.1.3.3 des Conditions de service et Tarif portant sur les préavis de sortie du service de fourniture du Distributeur. Or, ces changements auraient également dû se retrouver à l’article 11.2.3.4 des Conditions de service et Tarif qui traite des préavis d’entrée.
[658] La Régie, pour des raisons de cohérence, approuve les modifications proposées par le Distributeur aux articles 11.1.2.3 et 11.2.3.4 des Conditions de service et Tarif présentées à la pièce B-0238.
Modifications aux articles 11.3.3.1, 11.3.3.2 et 11.3.3.3 des Conditions de service et Tarif
[659] Gaz Métro soumet que le libellé actuel de l’article 11.3.3 des Conditions de service et Tarif n’est pas représentatif de la réalité. En effet, l’article réfère uniquement aux clients fournissant leur propre service de fourniture alors que, dans les faits, tous les clients retirant du gaz d’appoint y sont assujettis, peu importe le service de fourniture utilisé. Gaz Métro propose donc de modifier les articles 11.3.3.1, 11.3.3.2 et 11.3.3.3 des Conditions de service et Tarif de façon à ce qu’ils s’appliquent à l’ensemble des clients.
[660] Également, Gaz Métro propose des modifications au troisième paragraphe de l’article 11.3.3.1 des Conditions de service et Tarif afin d’en faciliter la compréhension.
[661] La Régie, pour les motifs invoqués par le Distributeur, approuve les modifications proposées aux articles 11.3.3.1, 11.3.3.2 et 11.3.3.3 des Conditions de service et Tarif présentées à la pièce B-0238.
Suppression de l’article 13.1.2.1.3 des Conditions de service et Tarif
[662] Gaz Métro indique que l’article 13.1.2.1.3 des Conditions de service et Tarif prévoit une diminution des prix de base du transport pour la période du 1er décembre 2013 au 30 septembre 2014. Comme ce cavalier n’est plus en vigueur depuis le 1er octobre 2014, Gaz Métro propose de supprimer l’article 13.1.2.1.3 des Conditions de service et Tarif.
[663] La Régie, pour le motif invoqué par Gaz Métro, approuve la suppression de l’article 13.1.2.1.3 des Conditions de service et Tarif.
Modifications aux articles 18.1.1.5 et 18.1.1.7 des Conditions de service et Tarif
[664] Gaz Métro demande à la Régie de modifier les frais pour paiement non honoré ainsi que les frais de recouvrement.
[665] En ce qui a trait aux frais pour paiement non honoré, le Distributeur soumet que dans le dossier tarifaire 2013, il avait proposé une majoration du montant facturé pour les chèques non honorés par une institution financière. Le coût moyen pour un chèque non honoré par une institution financière était alors évalué à 23,04 $. Gaz Métro avait alors présenté une analyse démontrant que les frais exigés étaient en moyenne de 25,92 $. La majorité des distributeurs canadiens ayant des frais de 20 $ ou plus, Gaz Métro avait alors proposé l’application de frais de 20 $.
[666] Or, dans le présent dossier, Gaz Métro dépose une nouvelle étude du coût moyen pour chèque non honoré et propose de majorer les frais actuellement en vigueur pour paiement non honoré à 25 $.
[667] Quant aux frais de recouvrement, le Distributeur soumet qu’ils n’ont pas été mis à jour depuis le 1er novembre 2007. Il ajoute qu’au cours de la dernière année financière, les coûts des visites de recouvrement à domicile ont été de 516 990 $. Le nombre de visites se situe historiquement aux environs de 9 000 à 12 000 annuellement. La moyenne de visites au cours des cinq dernières années est de 10 422[234].
[668] Gaz Métro souligne que la majeure partie des coûts liés à ces visites sont fixes et ne varient pas selon le nombre de visites effectuées. Il s’agit principalement des coûts liés à la main d’œuvre qui ne devraient pas diminuer au cours des prochaines années. Le Distributeur propose donc de majorer les frais de recouvrement pour refléter le coût unitaire résultant de la division des coûts de l’année financière 2012‑2013 par la moyenne du nombre de visites au cours des cinq dernières années, ce qui donne un montant (arrondi) de 50 $.
[669] La Régie, pour les motifs invoqués par le Distributeur, approuve la modification aux frais pour paiement non honoré ainsi que la modification aux frais de recouvrement respectivement prévus aux articles 18.1.1.5 et 18.1.1.7 des Conditions de service et Tarif présentées à la pièce B-0238.
Modifications de forme
[670] Gaz Métro propose des modifications de forme aux articles 9.1 et 19.2.7 (premier alinéa), ainsi qu’à leur version anglaise, afin, entre autres, de refléter plus fidèlement la version française du texte. Ces modifications sont présentées à la pièce B-0238.
[671] La Régie, pour les motifs invoqués par le Distributeur, approuve ces modifications.
12.2 Modifications aux Conditions de service et Tarif présentées dans le cadre du dossier tarifaire 2016[235]
Modifications proposées à la section « définitions » et à l’article 17.1.1 des Conditions de service et Tarif
[672] Gaz Métro soumet que, considérant que le Fonds vert est venu à échéance le 31 décembre 2014, toute mention relative à celui-ci devrait être retirée du texte des Conditions de service et Tarif. Gaz Métro propose donc de retirer la définition de « Contribution – Fonds vert ».
[673] Également, le Distributeur soumet que les définitions d’« émetteur » et « retraits exemptés de la contribution au Fonds vert ou du service de plafonnement et d’échange de droits d’émission » devraient également être ajustées afin de refléter un changement du 30 décembre 2014 au Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère[236]. En effet, Gaz Métro indique qu’elle est maintenant tenue d’obtenir une attestation signée de chaque émetteur qui confirme les quantités totales de gaz naturel qu’elle a reçues dans l’année. Elle propose donc que les émetteurs remettent les mêmes formulaires que ceux requis pour les retraits exemptés, à l’exception de la déclaration mensuelle.
[674] Le Distributeur indique également que la définition sur les « retraits exemptés » devrait également tenir compte de la fin du Fonds vert.
[675] En corollaire, le Distributeur souligne que l’article 17.1.1 des Conditions de service et Tarif devrait être modifié afin de préciser que le service SPEDE s’applique à tout client qui retire du gaz naturel et non aux clients qui en injectent. Cet article devrait se lire ainsi :
« Pour tout client qui retire du gaz et qui n’a pas soumis les formulaires de déclaration d’exemption acceptés par le vérificateur des émissions de GES de Gaz Métro pour la période visée »[237].
[676] La Régie, pour les raisons invoquées par le Distributeur, approuve les modifications proposées aux définitions du chapitre 1 et à l’article 17.1.1 des Conditions de service et Tarif présentées à la pièce B-0559.
Modifications proposées à l’article 7.2.1 des Conditions de service et Tarif
[677] Gaz Métro indique qu’elle fait face à une demande constante de sa clientèle afin de permettre l’utilisation de cartes de crédit pour payer leurs factures. Elle indique que certains clients utilisent actuellement les services de tiers agissant comme intermédiaires entre elle et le client, permettant ainsi à ce dernier d’utiliser une carte de crédit auprès de ce tiers qui paie ensuite Gaz Métro. Le Distributeur propose donc de modifier l’article 7.2.1 des Conditions de service et Tarif, en ajoutant un 2e alinéa qui se lirait ainsi :
« Le client désirant utiliser une carte de crédit pour payer sa facture peut le faire par le biais d’un tiers acceptant ce mode de paiement, lequel paiera le distributeur selon l’un des modes de paiement mentionnés aux paragraphes 1, 2 et 3 du présent article, dans la mesure où aucuns frais ne sont chargés au distributeur »[238].
[678] La Régie, considérant les motifs invoqués par Gaz Métro, approuve les modifications à l’article 7.2.1 des Conditions de service et Tarif présentées à la pièce B‑0559.
Modification proposée à l’article 9.5 des Conditions de service et Tarif
[679] Gaz Métro indique que l’article 9.5 des Conditions de service et Tarif prévoit l’application des frais prévus à l’article 18.1.1.8 des Conditions de service et Tarif avant la remise en service à la suite d’une interruption pour non-paiement. Or, elle souligne qu’elle n’applique pas ces frais si la remise en service est effectuée à la suite du déménagement du client qui n’aurait pas payé ses factures, étant donné que le nouvel occupant, effectuant une demande de service, n’est pas responsable de la dette de l’occupant précédent.
[680] Gaz Métro propose donc d’apporter une modification de forme à l’article 9.5 des Conditions de service et Tarif ainsi que d’ajouter un 2e alinéa qui se lirait ainsi :
« Dans l’éventualité où un nouveau contrat entre en vigueur avec un demandeur de service pour l’adresse de service visée par l’interruption pour non-paiement, les frais de remise en service prévus à l’article 17.1.1.8 pourront être chargés au client à l’origine de l’interruption pour non-paiement malgré la fin du contrat de distribution auquel il était alors partie »[239].
[681] Pour les raisons invoquées par Gaz Métro, la Régie approuve les modifications proposées à l’article 9.5 des Conditions de service et Tarif à la pièce B‑0559.
Modifications à l’article 14.2.2.2 des Conditions de service et Tarif
[682] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver des modifications aux taux applicables aux déséquilibres quotidiens ainsi qu’aux taux applicables au solde des écarts cumulatifs, qu’elle présente à la pièce B-0559. Elle soumet que ces taux doivent être effectivement mis à jour à la suite de la publication de la décision de l’Office national de l’énergie approuvant les tarifs rétroactifs au 1er janvier 2015 de TCPL entrant en vigueur à compter du 1er juillet 2015[240].
[683] Pour les motifs invoqués par Gaz Métro, la Régie approuve les modifications proposées à l’article 14.2.2.2 des Conditions de service et Tarif à la pièce B-0559.
Modifications au chapitre 16 des Conditions de service et Tarif
[684] Le Distributeur demande à la Régie d’approuver la suppression des articles 16.2.2.3, 16.3.2.7 et 16.4.2.8 des Conditions de service et Tarif relatifs à la contribution au Fonds vert applicable jusqu’au 31 décembre 2014, puisque le Fond vert n’existe plus.
[685] En ce qui a trait aux articles 16.2.3.1, 16.2.3.2 et 16.3.3 des Conditions de service et Tarif, le Distributeur demande à la Régie d’approuver la suppression de l’expression « excluant le taux unitaire de la contribution au Fonds vert » à ces trois articles, pour la même raison qu’énoncée précédemment.
[686] La Régie approuve le retrait des articles 16.2.2.3, 16.3.2.7 et 16.4.2.8 des Conditions de service et Tarif ainsi que les modifications proposées aux articles 16.2.3.1, 16.2.3.2 et 16.3.3 des Conditions de service et Tarif, eu égard aux motifs invoqués par Gaz Métro.
Modifications aux articles 19.2.6 et 19.2.7 et ajout de l’article 19.2.8 des Conditions de service et Tarif
[687] Finalement, le Distributeur demande à la Régie d’ajuster l’article 19.2.6 des Conditions de service et Tarif afin de refléter la valeur du CLD qui sera versé aux clients engagés dans une entente de fourniture à prix fixe, dont le point de livraison convenu est Union-Dawn au-delà du 31 octobre 2015. Il doit être également ajusté afin de refléter la valeur du crédit de compression versé aux clients engagés dans une entente de fourniture à prix fixe, dont le point de livraison demeure Empress au-delà du 31 octobre 2015. Gaz Métro propose d’ajuster ainsi les paragraphes 2 et 3 de cet article :
« Le client engagé dans une entente de fourniture à prix fixe dont le point de livraison convenu est Union-Dawn au-delà du 31 octobre 2015 se verra octroyer le « crédit de livraison à Dawn » de -2,690 ¢/m³ pour chaque m³ de volume retiré à compter du 1er novembre 2015.
Le client déjà engagé dans une entente de fourniture à prix fixe dont le point de livraison convenu demeure Empress au-delà du 31 octobre 2015 se verra octroyer un crédit mensuel de compression de -0,409 ¢/m³ pour chaque m³ de volume retiré à compter du 1er novembre 2015 »[241].
[688] Quant à l’article 19.2.7 des Conditions de service et Tarif, Gaz Métro indique qu’il doit être ajusté afin de refléter le crédit versé aux clients en achat direct dont le point de livraison convenu est différent du point de référence. Il propose d’ajuster ainsi le 2e paragraphe de cet article :
« Le client en service de fourniture, avec ou sans transfert de propriété, qui utilise le service de transport du distributeur, et engagé, au 26 juin 2014, dans un contrat de fourniture avec une tierce partie, dont le point de livraison convenu est Union-Dawn au-delà du 31 octobre 2015, se verra octroyer le “crédit de livraison à Dawnˮ de -2,690 ¢/m³ pour chaque m³ de volume retiré à compter du 1er novembre 2015 »[242].
[689] Le Distributeur mentionne également qu’en raison de l’abolition du service de compression à compter du 1er novembre 2015, il importe qu’une disposition transitoire soit ajoutée afin que le règlement financier du déséquilibre volumétrique à la fin de la période contractuelle considère le prix moyen du gaz de compression avant le 1er novembre 2015, dans le cas des contrats chevauchant cette date. Gaz Métro propose le libellé suivant en utilisant la méthode pour le calcul volumétrique de la période contractuelle avant l’abolition du service de compression :
« 19.2.8 CALCUL DU PRIX DES DÉSÉQUILIBRES VOLUMÉTRIQUES DE LA PÉRIODE CONTRACTUELLE AVANT LE 1ER NOVEMBRE 2015
Pour les contrats chevauchant la date du 1er novembre 2015, les dispositions de l’article 11.2.3.3.2 s’appliquent sous réserve de ce qui suit. Pour les livraisons effectuées avant le 1er novembre 2015, l’excédent de livraison est acheté par le distributeur, et le déficit de livraison est vendu au client au prix suivant :
1° de 0 % à 5 % du volume retiré :
a) si le client a choisi le règlement financier :
− au prix moyen de fourniture de gaz naturel du distributeur au cours de la période contractuelle augmenté, le cas échéant, du prix moyen de gaz de compression et du prix moyen de transport de la période contractuelle;
b) si le client a choisi le report du déséquilibre volumétrique :
− aucun achat ou vente, cette portion étant reportée à la période contractuelle suivante;
2° au-delà de 5 % du volume retiré :
a) au moindre, dans le cas d’un excédent, ou au plus élevé, dans le cas d’un déficit :
− du prix moyen de fourniture de gaz naturel du distributeur au cours de la période contractuelle, et
− du prix moyen du marché de ce même service au cours de la période contractuelle;
b) ce prix sera augmenté, le cas échéant, du moindre, dans le cas d’un excédent, ou du plus élevé, dans le cas d’un déficit :
− du prix moyen de gaz de compression et du prix moyen de transport du distributeur de la période contractuelle, et
− du prix moyen du marché de ces mêmes services au cours de la période contractuelle du client;
c) de plus, le distributeur facturera au client tous les coûts additionnels qu’il aura encourus pour gérer l’excédent ou le déficit de livraison »[243].
[690] La Régie, pour les motifs invoqués par le Distributeur, approuve les modifications proposées aux articles 19.2.6 et 19.2.7 des Conditions de service et Tarif et approuve l’article 19.2.8 des Conditions de service et Tarif.
[691] Pour ces motifs, la Régie autorise Gaz Métro à conclure avec un client majeur spécifique œuvrant dans le domaine de la métallurgie, un contrat d’une durée de sept mois, soit du 1er septembre 2015 au 31 mars 2016.
[692] Pour ces motifs,
La Régie de l’énergie :
APPROUVE les modifications proposées au texte des Conditions de service et Tarif présentées aux pièces B-0238 et B-0559, conformément à la section 12;
AUTORISE les mesures d’allégement réglementaire pour les années tarifaires 2015, 2016 et 2017, telles que présentées à la section 5.1 de la présente décision;
APPROUVE un revenu requis de 1 113 311 000 $ pour l’année tarifaire 2015 et de 1 185 743 000 $ pour l’année tarifaire 2016;
AUTORISE des dépenses d’exploitation de 191,1 M$ pour l’année tarifaire 2015 et de 193,8 M$ pour l’année tarifaire 2016;
ÉTABLIT la base de tarification à des fins d’établissement des tarifs à 1 939 797 000 $ pour l’année tarifaire 2015 et à 1 953 869 000 $ pour l’année tarifaire 2016;
APPROUVE les additions à la base de tarification relatives à des projets d’investissement inférieurs à 1,5 M$ pour les années tarifaires 2015 et 2016;
APPROUVE une structure de capital présumée constituée de 38,5 % d’avoir ordinaire, 7,5 % d’avoir privilégié et 54 % de dette pour les années tarifaires 2015 et 2016;
APPROUVE un coût en capital moyen de 7,09 % pour l’année tarifaire 2015 et de 6,82 % pour l’année tarifaire 2016;
APPROUVE le plan d’approvisionnement gazier 2016-2019;
RECONDUIT, jusqu’au 30 septembre 2017, le programme de flexibilité tarifaire;
APPROUVE les budgets du PGEÉ 2016;
APPROUVE un montant de 1 000 000 $ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes pour l’année tarifaire 2016;
APPROUVE la stratégie de couverture pour la période de 2018 à 2020 proposée par Gaz Métro;
DEMANDE à Gaz Métro de déposer, pour approbation, les pièces révisées, la grille tarifaire et les versions française et anglaise du texte des Conditions de service et Tarif pour tenir compte de la présente décision, au plus tard le 14 décembre 2015 à 12 h et RÉSERVE sa décision à ces égards;
ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à l’ensemble des conclusions, demandes et éléments décisionnels énoncés dans la présente décision.
Gilles Boulianne
Régisseur
Louise Rozon
Régisseur
Marc Turgeon
Régisseur
Représentants :
Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG) représentée par Me Guy Sarault;
Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI) représentée par Me André Turmel;
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME) représenté par Me Geneviève Paquet;
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ) représenté par Me Franklin S. Gertler;
Société en commandite Gaz Métro représentée par Me Hugo Sigouin-Plasse et Me Marie Lemay Lachance;
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA) représenté par Me Dominique Neuman;
TransCanada Energy Ltd. (TCE) représentée par Me Pierre D. Grenier;
Union des consommateurs (UC) représentée par Me Hélène Sicard;
Union des municipalités du Québec (UMQ) représentée par Me Martine Burelle.
SUIVIS
DÉCOULANT DE LA
PRÉSENTE DÉCISION
|
Liste des suivis requis
par la présente décision
A. LA RÉGIE DEMANDE QUE LES ÉLÉMENTS SUIVANTS SOIENT DÉPOSÉS LORS DES PROCHAINS DOSSIERS TARIFAIRES
1. Déposer, dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, le détail des calculs des facteurs d’ajustement appliqués sur les résultats de la régression pour refléter l’année témoin selon l’année de référence ainsi que pour les trois années précédant l’année témoin.
2. Présenter, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, un suivi portant sur l’examen de la possibilité que le facteur d’ajustement puisse tenir compte de la croissance des volumes ainsi que du profil de consommation distinctement pour les grandes catégories VGE et PMD. Ce suivi doit tenir compte de l’impact sur la journée de pointe.
3. Déposer pour approbation, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, un Code de conduite révisé et prenant en compte l’ensemble des recommandations des intervenants.
4. Déposer une analyse de faisabilité relative à un processus ouvert d’attribution des capacités de liquéfaction réglementées et des capacités d’entreposage de l’usine LSR.
5. Présenter, dans le prochain dossier tarifaire, une étude sur la possibilité d’appliquer aux programmes PE202 Chaudières à efficacité intermédiaire et PE210 Chaudières à condensation, les modalités adoptées dans le programme PE 111 Chaudières à condensation pour garantir des températures optimales d’utilisation.
B. LA RÉGIE DEMANDE QUE LES ÉLÉMENTS SUIVANTS SOIENT DÉPOSÉS LORS DES RAPPORTS ANNUELS
6. Présenter, dans les prochains dossiers d’examen du rapport annuel, un suivi de l’utilisation quotidienne de l’usine LSR.
7. Poursuivre le suivi du projet La Corne dans le cadre de l’examen des rapports annuels.
8. Déposer, dans le cadre de l’examen du rapport annuel 2015, un suivi du niveau de la marge de manœuvre de 2 % réellement accordée aux clients en combinaison tarifaire continu et interruptible.
[1] RLRQ, c. R-6.01.
[2] Pièce B-0612, 16e demande réamendée de Gaz Métro.
[3] Pièce B-0148, p. 5 à 8.
[4] Pièce B-0148, p. 71 à 73.
[5] Entente : Transcanada Pipelines Ltd Mainline Settlement Agreement. Entente signée entre TCPL, Enbridge Union Gas et Gaz Métro le 31 octobre 2013 par laquelle TCPL s’engage, entre autres, à réaliser le projet King’s North et les distributeurs s’engagent, entre autres, à payer une contribution pour la période 2015-2020.
[6] Page 12.
[7] Pièce B-0421, p. 9 et 10.
[8] Zone de livraison GMIT EDA « Eastern Delivery Area » de TCPL.
[9] Zone de livraison GMIT NDA « Northern Delivery Area » de TCPL.
[10] Pièce B-0421, p. 12.
[11] Pièce B-0412, réponse 5.2.
[12] Pièce C-ACIG-0050, p. 14.
[13] Pièce A-0131, p. 9 et 10.
[14] Pièce B-0421, p. 15.
[15] Pièce B-0427, p. 13, réponse 5.3.
[16] Pièce A-0127, p. 169.
[17] Pièce A-0135, p. 82.
[18] Pièce B-0427, p. 14 et 15, réponse 6.1.
[19] Pièce A-0127, p. 185.
[20] Pièce B-0421, p. 18 et 19.
[21] Pièce A-0135, p. 87 et 88.
[22] Pièce B-0427, p. 17, réponse 7.1.
[23] Pièce B-0421, p. 28.
[24] Pièce B-0421, p. 26.
[25] Décision D-2001-78.
[26] Pièce B-0421, p. 36.
[27] Pièce B-0421, p. 33 et 34.
[28] Pièce B-0421, p. 32.
[29] Pièce B-0421, p. 40.
[30] Pièce B-0421, p. 40.
[31] Pièce B-0421, p. 40.
[32] Pièce B-0421, p. 41.
[33] Pièce B-0421, p. 42.
[34] Pièce B-0421, p. 43.
[35] Pièce B-0421, p. 44.
[36] Pièce A-0127, p. 164 et 165.
[37] Pièce A-0127, p. 163 et 164.
[38] Pièce A-0127, p. 165.
[39] Pièce C-ACIG-0050, p. 8.
[40] Pièce C-ACIG-0052, p. 2, réponse 1.1.
[41] Pièce C-ACIG-0053, réponse 1.1.
[42] Pièce C-ACIG-0052, p. 2, réponse 1.1.
[43] Pièce C-ACIG-0050, p. 8 et 9.
[44] Pièce C-FCEI-0085, p. 7.
[45] Pièce A-0135, p. 92, 110 et 111.
[46] Pièce B-0421, p. 45 à 49.
[47] Pièce B-0421, p. 50 et 51.
[48] RLRQ, c. R-6.01, r. 8.
[49] Pièce A-0127, p. 21, 44 et 45.
[50] Pièce A-0127, p. 55.
[51] Pièce B-0655.
[52] Pièce B-0583, p. 2 et 3.
[53] Pièce B-0583, p. 3.
[54] Pièce B-0583, p. 4.
[55] Pièce B-0583, p. 2.
[56] Page 9.
[57] Pièce A-0127, p. 144.
[58] Pièce B-0554, Annexe 6, p. 2.
[59] Pièce A-0135, p. 55 et 56.
[60] Le triangle de l’est de l’Ontario est constitué de trois conduites formant un triangle entre North Bay, Maple, dans la région de Toronto et Iroquois, 60 km à l’ouest de Cornwall.
[61] Pièce A-0127, p. 55 à 57.
[62] Pièce B-0436, p. 4.
[63] Pièce A-0127, p. 160.
[64] Pièce B-0541, p. 10, réponse 3.1.
[65] Pièce B-0443, p. 31 à 37.
[66] Pièce A-0131, p. 41 et 42.
[67] Décision D-2014-201, p. 22 et 23.
[68] Pièce B-0444, p. 5.
[70] Année n-2 : dernière année réelle avant l’année témoin n.
[71] Pièce B-0659.
[72] Pages 23 et 24.
[75] Selon le format de la pièce B-0444, p. 13, tableau 5.
[76] Décision D-2014-201, p. 53, par. 201 et 202.
[78] Décision D-2014-077, p. 111, 113, 114 et 115.
[79] Pièce B-0653, p. 8 et 9.
[80] Pièce A-0131, p. 36 et 37.
[81] Pièce A-0127, p. 156.
[82] Pièce B-0612, p. 8.
[83] Pièce A-0140, p. 48 et 49.
[84] Pièce A-0140, p. 49.
[85] Pièce A-0140, p. 166.
[86] Pièce A-0142, p. 54.
[87] Pièce A-0142, p. 60 et 61.
[88] Décision D-2015-029, p. 22.
[89] Décision D-2014-077, p. 87, par. 343 et décision D‑2014-171, p. 13, par. 50 et p. 17, par. 74.
[90] Pièce A-0094, p. 2.
[91] Pièce B-0629, p. 2.
[92] Approuvés le 3 février 2015, pièce A-0083.
[93] Pièce B-0583, p. 4.
[94] Pièce B-0480 et pièce B-0629, p. 2.
[95] Pièce B-0575, p. 3 et 4.
[96] Pièce B-0576, p. 3 et 4.
[97] Pièce B-0305.
[98] Pièce B-0480.
[99] Tenant compte des modifications apportées à l’annexe 2 de la pièce B-0575.
[100] Pièce B-0576, p. 10.
[101] Dossier R-3727-2010, décision D-2010-057; dossier R-3720-2010 Phase 2, décision D-2010-144; dossier R‑3751-2010, décision D-2011-030; dossier R-3752-2011 Phase 2, décision D-2011-182 et dossier R‑3800‑2012, décision D-2012-171.
[102] Décision D-2007-47, Annexe, p. 21 à 28.
[103] Pièce B-0619.
[104] Paragraphes 151, 193 et 222.
[105] Page 77, par. 287.
[106] Pièce B-0423.
[107] Page 28.
[108] Pièce B-0189.
[109] Pièce C-SÉ-AQLPA-0043, p. 8.
[110] Pièce C-UC-0060, p. 4 et 5.
[111] Pièce C-UC-0060, p. 6.
[112] Page 100, par. 441.
[113] Pièce B-0466, Annexe B.
[114] Pièce B-0205, p. 8 et 9.
[115] Pièce B-0499, p. 3.
[116] Pièce B-0499, p. 7.
[117] Pièce C-UMQ-0024, p. 14.
[118] Paragraphe 387.
[119] Pièces B-0291 et B-0450.
[120] Pièces B-0161 et B-0460.
[121] Pièce B-0294, p. 1.
[122] Pièce B-0458, p. 1.
[123] Pièce B-0294, p. 1.
[124] Pièce B-0458, p. 1.
[125] Pièce B-0584, p. 5.
[126] Pièce B-0584, p. 6.
[127] L.R.C. (1985), c. C-36.
[128] Décision D-2013-063, par. 44.
[129] Décision D-2013-054, par. 39 à 42.
[130] Dossier R-3837-2013 Phase 3, pièce A-0082.
[131] Pièce A-0094, p. 2.
[132] Pièce B-0427, p. 43.
[133] Pièce B-0601, p. 15.
[134] Pièce B-0427, p. 57.
[135] Ibid., p. 43.
[136] Ibid., p. 57.
[137] Pièce B-0427, p. 59.
[138] Pièce B-0427, p. 61.
[139] Pièce B-0539, p. 5.
[140] Pièce B-0539, p. 6.
[141] Pièce B-0427, p. 61.
[142] Pièce B-0539, p. 9 et 10.
[143] Pièce B-0427, p. 51 et 52.
[144] Page 98, par. 399.
[145] Décision D-96-31, p. 65.
[146] Pièce B-0666, p. 7.
[147] Pièce A-0127, p. 62.
[148] Pièce B-0427, p. 47 et 48.
[149] Pièce B-0539, p. 15.
[150] Pièce B-0427, p. 51.
[151] Pièce B-0427, p. 61 et 62.
[152] Pièce B-0539, p. 12.
[153] Pièce B-0539, p. 13.
[154] Rapport annuel 2014 de Valener, p. 140.
[155] Dossier R-3916-2014, pièce B-0012, p. 5.
[156] Pièce B-0427, p. 49.
[157] Pièce B-0539, p. 15.
[158] Pièce B-0539, p. 16.
[159] Pièce B-0539, p. 19.
[160] Pièce B-0539, p. 23.
[161] Pièce C-ACIG-0057, p. 4.
[162] Pièce C-ACIG-0057, p. 4.
[163] Page 59, par. 237.
[164] Page 14, par. 57.
[165] Page 8, par. 23.
[166] Pièce B-0299, p. 1.
[167] Pièce B-0469, p. 1.
[168] Pièce B-0177.
[169] Pièce B-0617.
[170] Pièce B-0507, p. 1, Tableau A; pièce B-0507, p. 2, Tableau B et pièce B-0507, p. 3, Tableau C.
[208] Pièce C-FCEI-0085, p. 9, et pièce C-SÉ-AQLPA-0052, p. 34.
[209] Pièce B-0321, p. 9.
[210] Pièce B-0513, p. 9. Les variations tarifaires présentées à cette pièce ne tiennent pas compte de la révision du Plan d’approvisionnement.
[211] Pièce B-0321, p. 9.
[212] Pièce B-0513, p. 9
[213] Décision D-2014-201.
[216] Décision D-2013-192, p. 27.
[217] Décision D-2014-201, p. 63, par. 258.
[218] RLRQ, c. Q-2, r. 15.
[219] Pièce B-0452, Annexe, p. 1. Entreprise financière VRH a été retenue pour l’expertise et le modèle de prévision de Justin Felt, anciennement directeur associé au service de Thomson Reuters Point Carbon.
[220] Pièce B-0546, p. 35 et 36.
[221] Décision D-2014-171, par. 17.
[224] Pièce B-0238.
[225] Pièce B-0238, p. 5.
[226] Pièce B-0238, p. 7.
[227] Pièce B-0238, p. 8.
[228] Pièce B-0238, p. 9.
[229] Pièce B-0238, p. 10.
[230] Pièce B-0238, p. 10.
[231] Pièce B-0238, p. 11.
[232] Pièce B-0238, p. 12.
[233] Pièce B-0238, p. 12.
[234] Pièce B-0238, p. 17.
[235] Pièce B-0559.
[236] Pièce B-0559, p. 4.
[237] Pièce B-0559, p. 5.
[238] Pièce B-0559, p. 6.
[239] Pièce B-0559, p. 7.
[240] Ordonnance TG-011-2015 de l’Office national de l’énergie.
[241] Pièce B-0559, p. 10.
[242] Pièce B-0559, p. 10.
[243] Pièce B-0559, p. 11.