Régie de l'énergie du Québec
Informations sur la décision
[1] Le 29 avril 2016, 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 des Conditions de service et Tarif (les Conditions de service et Tarif) à compter du 1er octobre 2016 (la Demande tarifaire). 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
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D-2016-156 |
R-3970-2016 |
14 octobre 2016 |
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PRÉSENTS :
Louise Rozon
Marc Turgeon
Françoise Gagnon
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 2016
Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG);
Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI);
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME);
Option consommateurs (OC);
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ);
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA);
Summitt Energy Québec LP/Énergie Summitt Québec S.E.C. (Summitt Energy);
Union des municipalités du Québec (UMQ).
2.1 Plan d’approvisionnement 2017-2020
2.2 Suivi relatif à l’historique des achats réels de fourniture à Dawn
2.3 Prévision des ventes de gaz d’appoint
2.3.1 Gaz d’appoint concurrence (GAC)
2.3.2 Gaz d’appoint pour contrer une interruption (GAI)
2.4 Suivis relatifs à la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe
2.5 Prévision des ventes Petits et moyens débits (PMD)
3.1 Programme de flexibilité tarifaire
3.2 Plan de développement 2016-2017
4.1 Revenu requis et ajustement tarifaire.
5. DÉPENSES NÉCESSAIRES À LA PRESTATION DU SERVICE DE DISTRIBUTION
5.2 Amortissement et impôts fonciers
6. ATPD/PTPD au titre des prestations définies
7.1 Stratégie de gestion des actifs
7.2 Planification des investissements à l’horizon 2021
8.1 Additions à la base de tarification
8.1.1 Additions en immobilisations corporelles
8.1.2 Autres additions à la base de tarification
8.2.1 Coûts non amortis et fonds de roulement
8.2.2 Suivi du projet La Corne
9.3 Coût en capital prospectif
10. Efficacité énergétique, CASEP et CASS
10.1 Plan global en efficacité énergétique : Horizon 2017-2019
10.2 Suivis et évaluation des programmes du PGEÉ
10.2.1 Suivis liés à la décision D-2015-181
10.2.2 Modifications apportées aux
modalités et aux aides financières
des programmes existants
10.3 Compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes (CASEP)
10.4 Compte d’aide au soutien social (CASS)
11. Stratégie et grilles tarifaires
11.1 Fusion des zones Nord et Sud
11.4 Soldes d’inventaire et dépôt
11.5 Stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs de distribution
11.6 Cavalier tarifaire de transport
11.7 Modalités d’entrée et de sortie du service de transport
12. Demandes de traitement confidentiel
13. Conditions de service et tarif
14. Ajustement final des tarifs
Tableau 1 Demande avant interruptions (scénario de base) (106m3)
Tableau 2 Évolution du revenu requis pour la période 2015-2017
Tableau 3 Évolution du revenu requis par service pour la période 2015-2017
Tableau 4 Ajustement tarifaire en 2017 pour le service de transport
Tableau 5 Ajustement tarifaire en 2017 pour le service d’équilibrage
Tableau 6 Ajustement tarifaire en 2017 pour le service de distribution
Tableau 9 Sommaire des investissements à l’horizon 2021
Tableau 10 Évolution des additions à la base de tarification pour la période 2015 à 2017
Tableau 12 Évolution de la base de tarification pour la période 2015 à 2017
Tableau 13 Économies nettes par marché (m³)
Tableau 15 Coûts totaux par marché
Tableau 16 Calendrier d’évaluation des programmes pour la période 2017-2019
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Dossier |
Nom du dossier |
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R-3720-2010 Phase 2 |
Demande de modifier les tarifs de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2010 |
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R-3752-2011, Phase 2 |
Demande de modifier les tarifs de Gaz Métro à compter du 1er octobre 2011 |
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R-3753-2011 Phase 2 |
Demande de modifier les tarifs de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2011 |
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R-3768-2011 |
HQT-HQD – Demande relative aux modifications de méthodes comptables découlant du passage aux normes internationales d’information financière (IFRS) |
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R-3809-2012 Phase 2 |
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 2012 |
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R-3809-2012 Phase 2 |
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 2012 |
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R-3837-2013 Phase 2 |
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 2013 |
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R-3837-2013 Phase 3 |
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 2013 |
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R-3837-2013 Phase 3 |
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 2013 |
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R-3879-2014 Phase 1 |
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 |
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R-3879-2014 Phase 2 |
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 |
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R-3879-2014 Phase 3 |
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 |
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R-3879-2014 Phases 3 et 4 |
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 |
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R-3940-2015 |
Société en commandite Gaz Métro – Demande de modifications comptables réglementaires relatives au passage aux principes comptables généralement reconnus des États-Unis |
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R-3879-2014 Phases 3 et 4 |
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 |
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R-3955-2015 |
Demande relative aux capacités de transport à soumissionner auprès de TransCanada PipeLines Limitée et Union Gas pour l’année 2018-2019 |
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R-3970-2016 |
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 2016 |
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R-3867-2013 Phase 1 |
Demande relative au dossier générique portant sur l’allocation des coûts et la structure tarifaire de Gaz Métro |
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R-3951-2015 |
Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2015 |
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R-3970-2016 |
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 2016 |
ATPD/PTPD Actif/passif au titre des prestations définies
CFR compte de frais reportés
FT Firm Transportation
FTLH Firm Transportation Long Haul
FTSH Firm Transportation Short Haul
FTNR Firm Transportation Non-Renewable
GAC Gaz d’appoint concurrence
GAI Gaz d’appoint pour éviter une interruption
IFRS normes internationales d’information financière
IPC indice des prix à la consommation
MERN Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles
MRNF Ministère des ressources naturelles et de la faune
NGX Natural Gas Exchange
PMD Petits et moyens débits
OMA obligations minimales annuelles
PRI Période de retour sur l’investissement
SPEDE Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre du Québec
TCPL TransCanada PipeLines Limited
VGE Ventes grandes entreprises
1. INTRODUCTION
1.1 Demande
[1] Le 29 avril 2016, 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 des Conditions de service et Tarif (les Conditions de service et Tarif) à compter du 1er octobre 2016 (la Demande tarifaire). 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[1] (la Loi).
[2] Le 20 mai 2016, Gaz Métro dépose une demande amendée ainsi que des pièces additionnelles à son soutien.
[3] Le 7 juin 2016, la Régie rend sa décision D-2016-090 par laquelle, notamment, elle fixe le calendrier de traitement du dossier, reporte au prochain dossier tarifaire le traitement de la méthodologie proposée par Gaz Métro visant l’acceptation de projets d’extension avec expectative de rentabilité, demande à Gaz Métro de réviser son plan de développement 2016-2017 (le Plan de développement 2016-2017) pour tenir compte de la méthodologie d’acceptation de projets d’extension présentement en vigueur et reporte l’analyse de la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport dans le cadre du dossier R‑3867‑2013.
[4] Le 8 juin 2016, Gaz Métro dépose une demande réamendée et des pièces relatives à ses Conditions de service et Tarif.
[5] Le 13 juin 2016, la Régie tient une séance de travail relative aux résultats du processus d’évaluation des programmes d’efficacité énergétique PE208, PE218 et PE219, ainsi qu’au processus de comptabilisation des économies générées par les programmes du Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ).
[6] Le 15 juin 2016, Gaz Métro dépose une deuxième demande réamendée.
[7] Le 11 juillet 2016, Gaz Métro dépose une troisième demande réamendée.
[8] Le 25 août 2016, Gaz Métro dépose une quatrième demande réamendée.
[9] À compter du 8 septembre 2016, la Régie tient six jours d’audience au terme desquels elle entame son délibéré.
[10] Le 20 septembre 2016, Gaz Métro transmet à la Régie une lettre[2] dans laquelle elle demande de reconduire provisoirement, à compter du 1er octobre 2016, les Conditions de services et Tarif jusqu’au 31 octobre 2016. Postérieurement à cette date, considérant le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn à compter du 1er novembre 2016, et dans la mesure où la Régie n’aurait pas rendu sa décision finale à cette date, Gaz Métro demande à la Régie de fixer provisoirement les tarifs, selon les paramètres et les conclusions énoncés dans sa Demande tarifaire.
[11] Le 21 septembre 2016, la Régie accorde la possibilité aux intervenants de déposer des commentaires à l’égard de la demande de tarifs provisoires de Gaz Métro. Seule l’ACIG dépose des commentaires le 23 septembre 2016[3].
[12] Le 27 septembre 2016, la Régie rend sa décision D-2016-146[4] par laquelle elle reconduit provisoirement, à compter du 1er octobre 2016, les Conditions de service et Tarif de Gaz Métro actuellement en vigueur.
[13] Dans la présente décision, la Régie se prononce sur les éléments de la Demande tarifaire permettant l’entrée en vigueur des tarifs du Distributeur le 1er novembre 2016, sur la prolongation du programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie ainsi que sur les demandes de traitement confidentiel.
1.2 Conclusions recherchées
[14] Les conclusions recherchées par Gaz Métro, selon la quatrième demande réamendée du 25 août 2016[5], sont les suivantes :
« À l’égard du processus de consultation réglementaire par le biais de séances de travail (pièce Gaz Métro-1, Document 3)
AUTORISER la tenue de séances de travail aux fins de consultation réglementaire;
APPROUVER le traitement comptable présenté à la section 2.1.3 de la pièce Gaz Métro‑1, Document 3;
APPROUVER les lignes directrices encadrant les séances de travail présentées à la section 2.2 de la pièce Gaz Métro-1, Document 3;
ORDONNER que tous les participants aux séances de travail traitent l’ensemble des discussions, l’information et les documents communiqués de manière confidentielle.
À l’égard du plan d’approvisionnement gazier 2017-2020 (pièces Gaz Métro‑2, Documents 1 et 2)
APPROUVER le plan d’approvisionnement 2017-2020;
METTRE FIN au suivi relatif à l’historique des achats réels de fourniture à Dawn;
PRENDRE ACTE du fait qu’aucun outil de maintien n’est nécessaire pour l’année 2016-2017;
APPROUVER la reconduction de l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour les exercices 2017 et suivants, et ce, jusqu’à l’application d’un nouvel indicateur de performance;
PRENDRE ACTE des réponses aux suivis requis par la décision D‑2015‑181 et reproduits à l’annexe 5 de la pièce Gaz Métro-2, Document 1 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE.
À l’égard du développement des ventes (pièces Gaz Métro-3, Documents 1 à 4)
RECONDUIRE jusqu’au 30 septembre 2017, le programme de flexibilité tarifaire;
PRENDRE ACTE de la rentabilité du plan de développement;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis dans la décision D‑2014‑077 relatif à l’analyse des pertes de clients en 2015 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
[…]
AUTORISER d’ici le 30 septembre 2016, la création d’un compte de frais reportés hors base, portant intérêts, dans lequel seront cumulés les manques à gagner associés aux projets d’extension visés par la nouvelle méthodologie visant l’acceptation de projets d’extension avec expectative de rentabilité et réalisés au cours des années financières 2016 et 2017, en attente de la décision de la Régie à l’égard de cette méthodologie.
À l’égard du Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (pièces Gaz Métro-4, Document 1)
PRENDRE ACTE des réponses aux suivis requis par la décision D‑2014‑171 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER la mise à jour de la stratégie de couverture pour la période de conformité 2015 à 2017;
APPROUVER la mise à jour de la stratégie de couverture pour la période de conformité 2018 à 2020;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées contenues à la section 2 et des informations contenues à la section 5 de la pièce Gaz Métro-4, Document 1, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel.
À l’égard de la planification pluriannuelle des investissements (pièce Gaz Métro‑5, Document 1)
PRENDRE ACTE du suivi requis par la décision D-2015-181 relatif à l’inclusion des investissements de plus de 1,5 M$ de la catégorie « Renforcement de réseau » dans la planification pluriannuelle des investissements et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du suivi requis par la décision D-2015-181 relatif à la présentation des coûts d’investissement sur un horizon de cinq ans et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE du dépôt de son plan pluriannuel des coûts anticipés pour les prochaines années dans le cadre de sa stratégie de gestion des actifs.
À l’égard des investissements (pièces Gaz Métro-6, Documents 1 à 8)
ÉTABLIR la base de tarification aux fins d’établissement des tarifs à 2 059 576 000 $;
APPROUVER les additions à la base de tarification relatives à des projets d’investissement inférieurs à 1,5 M$.
À l’égard de la stratégie financière (pièces Gaz Métro-7, 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 6,42 % pour l’année tarifaire 2017;
APPROUVER un coût en capital prospectif de 5,28 % pour l’année tarifaire 2017;
INTERDIRE pour une période de 10 ans, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées contenues à la pièce Gaz Métro‑7, Document 2, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel.
À l’égard des coûts de service et du revenu additionnel requis (pièces Gaz Métro‑8, Documents 1 à 22)
AUTORISER des dépenses d’exploitation de 196,09 millions de dollars pour l’année tarifaire 2017;
APPROUVER un revenu requis de 958 003 000 $;
PRENDRE ACTE des réponses aux suivis requis par la décision D‑2015‑181 eu égard au balisage des charges d’exploitation sur la gestion des immeubles et aux avantages sociaux et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion du rapport intitulé « Indice des avantages sociaux – Gaz Métro – Février 2016 » produit à l’annexe 2A de la pièce Gaz Métro-8, Document 19, lequel est déposé sous pli confidentiel;
AUTORISER Gaz Métro à mettre fin au suivi requis par la décision D‑2013‑106 portant sur les efforts consentis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite;
APPROUVER la version révisée du Code de conduite régissant les transactions entre apparentées du groupe corporatif;
AUTORISER à partir du 1er octobre 2016, l’inclusion de l’actif/passif au titre des prestations définies net des CFR y afférents, soit le CFR lié à l’année de transition, le CFR lié aux écarts actuariels et le CFR lié au coût des services passés, à la base de tarification;
APPROUVER pour le service de distribution, une contrepartie « partielle nette du GAI » à partir du 1er octobre 2017 pour équilibrer la méthode de normalisation des revenus pour la température et le vent;
À l’égard de l’efficacité énergétique, du CASEP et du CASS (pièces Gaz Métro‑9, Documents 1 à 4)
APPROUVER les budgets du PGEÉ 2016-2017;
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‑2015‑181 relatif aux programmes PE111, PE202 et PE210 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
PRENDRE ACTE de la réponse au suivi requis dans la décision D‑2015‑181 relatif au programme PE123 et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
APPROUVER un montant de 1 000 000 $ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes;
APPROUVER la prolongation du programme pilote du compte d’aide au soutien social;
APPROUVER sous réserve d’une décision à intervenir sur la création du CFR dans le cadre du Rapport annuel 2015, la prolongation de l’utilisation d’un CFR afin d’y cumuler tout écart entre les montants autorisés et ceux réellement dépensés dans le cadre du programme pilote du CASS;
OU, SUBSIDIAIREMENT,
AUTORISER la création d’un CFR hors base à compter du 1er octobre 2016, portant intérêts, dans lequel seront cumulés les écarts entre les montants autorisés et ceux réellement dépensés dans le cadre du programme pilote du CASS;
À l’égard des indices de qualité de service et incitatif à la performance (pièces Gaz Métro‑10, Documents 1 et 2)
APPROUVER les indices de qualité de service proposés.
À l’égard de la stratégie et grilles tarifaires (pièces Gaz Métro-11, Documents 1 à 14)
PRENDRE ACTE de la présente réponse au suivi requis par la Régie dans sa décision D‑2015‑181 concernant les préavis d’entrée et de sortie au service de transport du distributeur et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;
AUTORISER que le rapport sur les améliorations potentielles à l’égard de préavis d’entrée et de sortie au service de transport du distributeur soit traité lors de la phase 2 du dossier R-3867-2013;
APPROUVER une modification au processus d’adhésion au service de fourniture à prix fixe, tel qu’il appert de la pièce Gaz Métro-11, Document 2;
REPORTER l’analyse de la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport dans le cadre de la phase 4 du dossier R‑3867‑2013;
APPROUVER la fusion des zones Nord et Sud du service de transport à compter du 1er octobre 2016 ;
OU, SUBSIDIAIREMENT,
RECONDUIRE l’harmonisation des prix des zones Nord et Sud autorisée par la décision D‑2015‑214;
APPROUVER les modifications proposées aux articles 12.1.2.1 et 12.2.2.1 des Conditions de service et Tarif et décrites à la pièce Gaz Métro-11, Document 3;
APPROUVER l’abolition des soldes d’inventaire;
APPROUVER les modifications proposées aux articles 14.1.1 et 14.2.1 des Conditions de service et Tarif et décrites à la pièce Gaz Métro-11, Document 3;
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 2016-2017.
À l’égard des modifications aux Conditions de service et Tarif (pièce Gaz Métro‑12, Document 1)
APPROUVER les modifications aux Conditions de service et Tarif, telles que présentées à la pièce Gaz Métro-12, Document 1.
À l’égard du texte des Conditions de service et Tarif (pièces Gaz Métro‑13, 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‑13, Documents 1 et 2.
À l’égard des réponses aux demandes de renseignements (pièces Gaz Métro‑14, Documents 1 à 12)
INTERDIRE pour une durée de dix (10) ans, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées apparaissant à l’annexe 2 de la pièce Gaz Métro‑14, Document 1, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée de dix (10) ans, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées à la rubrique relative aux coûts apparaissant à la réponse à la demande 11.2 de la pièce Gaz Métro‑14, Document 1, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées à la rubrique relative au nom de la contrepartie apparaissant à la réponse à la demande 11.2 de la pièce Gaz Métro‑14, Document 1, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 6 de la pièce Gaz Métro-14, Document 1, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de la pièce Gaz Métro-14, Document 2, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 3 de la pièce Gaz Métro-14, Document 4, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 4 de la pièce Gaz Métro-14, Document 4, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de la pièce Gaz Métro-14, Document 5, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE pour une durée indéterminée, la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 1 de la pièce Gaz Métro-14, Document 8, laquelle est déposée sous pli confidentiel ».
[15] Compte tenu du calendrier prévu pour le traitement de ce dossier et pour permettre l’entrée en vigueur des tarifs au plus tard le 1er novembre 2016, la Régie se prononcera ultérieurement sur les enjeux suivants de la Demande tarifaire :
• le processus de consultation réglementaire par le biais de séances de travail;
• la reconduction de l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement pour les exercices 2017 et suivants, et ce, jusqu’à l’application d’un nouvel indicateur de performance;
• l’analyse des pertes de clients;
• la création d’un compte de frais reportés (CFR) hors base, portant intérêts, dans lequel seront cumulés les manques à gagner associés aux projets d’extension touchés par la nouvelle méthodologie visant l’acceptation de projets d’extension avec expectative de rentabilité et réalisés au cours des années financières 2016 et 2017, en attente de la décision de la Régie à l’égard de cette méthodologie;
• les stratégies de conformité au Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre du Québec (SPEDE)
• la version révisée du Code de conduite régissant les transactions entre apparentées du groupe corporatif;
• le plan de balisage des charges d’exploitation;
• la contrepartie « partielle nette du GAI » pour le service de distribution à partir du 1er octobre 2017, pour équilibrer la méthode de normalisation des revenus pour la température et le vent;
• les indices de qualité de service et l’incitatif à la performance;
• la modification au processus d’adhésion au service de fourniture à prix fixe.
2. Approvisionnement gazier
2.1 Plan d’approvisionnement 2017-2020
[16] Tel que requis par le Règlement sur la teneur et la périodicité du plan d’approvisionnement[6], Gaz Métro dépose son plan d’approvisionnement gazier 2017‑2020 (le Plan d’approvisionnement 2017-2020) pour approbation, conformément à l’article 72 de la Loi.
[17] Ce plan présente la prévision de la demande de gaz naturel pour les années 2017 à 2020, 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.
[18] À l’horizon du plan, Gaz Métro a considéré le déplacement de sa structure d’approvisionnement à Dawn au 1er novembre 2016. Également, le Distributeur mentionne avoir intégré les approvisionnements découlant des options alternatives, soit l’interruption de la liquéfaction du client GM GNL[7] comme outil de pointe à compter de l’année 2017 et de l’impact potentiel de la refonte du service interruptible à compter de l’année 2018.
[19] Le Distributeur soumet que la mise en service du nouveau train de liquéfaction dès l’hiver 2016‑2017 permettra la contribution de l’interruption de la liquéfaction du client GM GNL en tant qu’outil d’approvisionnement à la pointe équivalent au volume maximal gazeux pouvant être liquéfié au cours de l’hiver 2017, soit de l’ordre de 268 10³m³/jour[8].
[20] La demande de la clientèle pour les années 2017 à 2020 est présentée au tableau 1, selon les hypothèses économiques et énergétiques retenues par Gaz Métro.
Tableau 1
Demande avant interruptions
(scénario de base)
(106m3)
|
Catégorie de clientèle |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
Grandes entreprises |
2 991,0 |
3 275,9 |
3 259,4 |
3 262,2 |
|
Petit et moyen débits |
2 710,5 |
2 723,7 |
2 736,0 |
2 741,8 |
|
TOTAL |
5 701,6 |
5 999,6 |
5 995,4 |
6 004,1 |
Source : pièce B-0176, p. 8.
[21] En réponse à une demande de renseignements de la Régie, Gaz Métro dépose son plan d’approvisionnement pour l’année 2016-2017 sur une base mensuelle[9].
[22] Pour les quatre années du plan, Gaz Métro soumet que des capacités de transport excédentaires sont observées[10]. Elle explique ce constat par deux éléments : la baisse de la demande continue en journée de pointe projetée selon la régression de l’année de référence 2014‑2015 et les capacités sous contrats excédant les besoins prévus.
[23] Pour l’année 2017, Gaz Métro évalue des capacités de transport excédentaires de 1 919 10³m³/jour établies en fonction des besoins d’approvisionnement de 33 231 10³m³/jour et du débit des approvisionnements sous contrats de 35 150 10³m³/jour[11].
[24] À cet égard, Gaz Métro prévoit une combinaison de ventes de capacité de transport a priori sur la période du 1er novembre 2016 au 31 mars 2017. Aux fins de l’élaboration de sa stratégie, le Distributeur mentionne avoir analysé et comparé deux scénarios en fonction des coûts d’approvisionnement.
[25] Gaz Métro évalue l’écart des coûts entre les deux scénarios à 0,4 M$, équivalent à 0,03 % des coûts totaux d’approvisionnement[12]. Le Distributeur privilégie le scénario de répartir les ventes de 731 10³m³/jour sur le tronçon « Empress et GMIT EDA » et de 1 188 10³m³/jour sur le tronçon « Dawn et GMIT EDA », en dépit des coûts légèrement supérieurs du scénario alternatif, afin de ne pas créer une pression indue sur le marché par les prix de vente de capacité de transport entre Dawn et GMIT EDA[13].
[26] Gaz Métro prévoit également effectuer des ventes de capacité de transport FTLH non utilisée de 290 10³m³/jour du 1er avril au 30 septembre 2017. Lors du dépôt de son Plan d’approvisionnement 2017-2020, Gaz Métro soumet qu’elle n’avait pas encore vendu de capacités de transport excédentaires pour l’année 2017.
[27] Gaz Métro soutient que son portefeuille de capacités de transport est principalement constitué de contrats de longue durée. Pour l’année 2016‑2017, elle mentionne que 2 % des contrats ont une durée d’un an et consistent en des contrats sur le marché primaire entre Empress et GMIT NDA, tandis que plus de la moitié des contrats ont une durée de 6 ans et l’autre moitié, de près de 15 ans. Dans ce contexte, Gaz Métro soumet que les stratégies d’approvisionnement des prochaines années seront plus limitées.
Opinion de la Régie
[28] La Régie constate que le Plan d’approvisionnement 2017-2020 intègre l’apport de l’interruption de la liquéfaction du client GM GNL comme outil de pointe à compter de l’année 2017, ainsi que l’impact potentiel de la refonte du service interruptible à partir de l’année 2018.
[29] La Régie note qu’aucune compensation au client GM GNL n’est prévue au dossier tarifaire et que le Distributeur prévoit l’utilisation de cet outil de pointe dans des situations plutôt rares[14]. La Régie considère néanmoins que l’utilisation des volumes gazeux et les coûts afférents découlant de l’interruption du client GM GNL pour les besoins des clients de la distribution de gaz naturel au Québec requiert la conclusion d’une entente d’utilisation.
[30] À cet effet, la Régie demande à Gaz Métro de déposer, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, l’entente conclue avec GM GNL.
[31] La Régie prend acte des volumes reliés au retour de clients vers un volet interruptible présenté au Plan d’approvisionnement 2017-2020, dont l’enjeu sera étudié dans le cadre du dossier R-3867-2013.
[32] La Régie note que le plan d’approvisionnement pour l’année 2016-2017 présenté sur une base mensuelle permet de concilier les échéances des capacités de transport contractées sur la même base. À cet égard, la Régie demande au Distributeur de déposer, dès le prochain dossier tarifaire, le plan d’approvisionnement sur une base mensuelle, tel que présenté à l’annexe 1 de la pièce B-0183, en version papier et en version Excel.
[33] La Régie note que la vente de capacités excédentaires a priori de 1 919 10³m³/jour prévue au cours de l’année 2017 permettra de réduire les coûts d’approvisionnement de près de 30 M$, ce qui est bénéfique pour l’ensemble de la clientèle.
[34] La Régie approuve le Plan d’approvisionnement 2017-2020. Elle prend acte de la stratégie d’approvisionnement de Gaz Métro pour l’année 2017, et du fait que des capacités de transport excédentaires sont observées pour les quatre années du plan.
Bénéfices du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn
[35] Lors de l’audience, Gaz Métro présente le bénéfice net découlant du déplacement de la structure d’approvisionnement d’Empress à Dawn en tenant compte de l’effet combiné de la baisse des coûts en transport et en équilibrage, et de l’augmentation des coûts de fourniture entre Dawn et Empress[15].
[36] Le Distributeur soumet que l’importance du bénéfice découlant du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn dépendra notamment de l’écart des prix du gaz naturel entre Empress et Dawn, ainsi que des projections de prix à la date de l’évaluation. Gaz Métro présente les bénéfices prévus pour les quatre années du Plan d’approvisionnement 2016-2017.
[37] Interrogée sur l’évolution de l’écart de prix entre Empress et Dawn, Gaz Métro présente une mise à jour des hypothèses de prix du marché projetées selon les données les plus récentes, soit en date du 8 septembre 2016. Gaz Métro évalue que l’écart de prix entre Empress et Dawn est de 4,55 ¢/m³ ou 1,20 $/GJ pour l’année 2016-2017[16].
[38] De plus, Gaz Métro présente les coûts totaux selon les deux structures d’approvisionnement, les coûts unitaires moyens par service ainsi que les variations de ces coûts exprimées en milliers de dollars, en ¢/m³, en $/GJ et en pourcentage. Gaz Métro soutient que malgré l’augmentation de l’écart des prix du gaz naturel entre Empress et Dawn observée récemment pour l’année 2017, le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn demeure avantageux et l’économie projetée qui en découle s’élève à 51,5 M$[17].
[39] Gaz Métro soumet que la structure d’approvisionnement à Dawn prend en considération le maintien d’une capacité à Empress de 2 974 10³m³/jour (112 700 GJ/jour) à compter du 1er novembre 2016, telle que projetée dans le cadre du Plan d’approvisionnement 2017‑2020.
[40] Le Distributeur précise que les coûts des différents services représentent les coûts annuels d’approvisionnement, mais ne reflètent pas les tarifs des services du Distributeur qui résulteraient de ces structures d’approvisionnement. En plus des coûts directement reliés à la structure, Gaz Métro soutient que les tarifs prendraient également en compte d’autres éléments dont, notamment, les comptes de frais reportés relatifs aux trop-perçus et aux manques à gagner des dossiers tarifaires précédents.
[41] Gaz Métro soumet que pour l’année 2017, les coûts reliés au CFR relatif aux manques à gagner aux services de transport et d’équilibrage de l’année 2015 s’élèvent respectivement à 41,3 M$ et à 7,8 M$, et sont récupérés dans les tarifs de transport de l’année 2017 pour chaque service[18].
[42] Gaz Métro souligne que ces impacts, non reliés au déplacement à Dawn, expliquent la perception que le déplacement est moins économique que prévu et soutient que même en considération des manques à gagner, l’économie est d’environ 2 M$.
[43] Pour 2018, selon les hypothèses de prix en date du 8 septembre 2016, Gaz Métro évalue l’écart des prix de la fourniture entre Empress et Dawn à 3,22 ¢/m³ ou 0,85 $/GJ. L’économie projetée par le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn s’élève à 98,3 M$. La structure d’approvisionnement à Dawn prend en considération le maintien d’une capacité minimale à Empress pour 2018 de 2 243 10³m³/jour (85 000 GJ/jour), telle que projetée dans le cadre du Plan d’approvisionnement 2017‑2020.
[44] Pour les années 2019 et 2020, Gaz Métro évalue que les économies devraient être sensiblement équivalentes à celles de 2018, voire même plus élevées, considérant que les demandes et besoins d’approvisionnement respectifs sont sensiblement égaux. Quant aux écarts des prix du gaz naturel projetés entre Empress et Dawn, Gaz Métro souligne que ceux-ci étant légèrement inférieurs à ceux de 2018, ils entraineraient potentiellement des économies additionnelles à celles estimées pour l’année 2018.
[45] La Régie prend acte des bénéfices économiques reliés au déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn et elle demande à Gaz Métro de présenter, dans le cadre du rapport annuel, les bénéfices réels du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn, en tenant compte de l’effet global et combiné des coûts en transport, en équilibrage et en fourniture.
Délai dans la mise en service de King’s North
[46] Lors du dépôt du dossier tarifaire, Gaz Métro soutient qu’advenant le retard dans la mise en service des nouvelles capacités associées au projet King’s North, TransCanada Pipelines Limited (TCPL) a accepté de reporter la date de fin des capacités contractuelles de transport entre Empress et GMIT EDA qui venaient à échéance le 31 octobre 2015, incluant les contrats de Firm Transportation Non-Renewable (FTNR), jusqu’à la date de mise en service des nouvelles capacités.
[47] Gaz Métro prévoit maintenir le déplacement des livraisons des clients en achat direct à Dawn à compter du 1er novembre 2016. Le Distributeur mentionne avoir analysé également les impacts associés au retard des nouvelles capacités, considérant que les capacités détenues entre Dawn et la franchise ne permettraient pas d’acheminer toute la molécule livrée à Dawn.
[48] Dans l’éventualité d’un tel retard, Gaz Métro prévoit maintenir les capacités actuelles de FT et FTNR entre Empress et GMIT EDA, conformément aux modalités contractuelles prévues auprès de TCPL. Elle soumet également que les achats de fourniture pour le gaz de réseau seraient en partie concentrés à Empress et qu’un échange de molécule entre Dawn et Empress serait également envisagé, afin de combler ces capacités et de répondre à la demande de la clientèle en franchise.
[49] Gaz Métro évalue une hausse des coûts d’approvisionnement à environ 2,76 M$ advenant un mois de retard dans la mise en service des capacités sur le tronçon Parkway-GMIT et selon les démarches envisagées par le Distributeur[19].
[50] Le 12 août 2016, Gaz Métro confirme que la mise en service du projet King’s North est reportée au 1er décembre 2016 et que la tarification des services de fourniture et de transport du Distributeur sera établie selon la structure d’approvisionnement à Dawn en vigueur au 1er novembre 2016[20]. Le Distributeur soutient qu’il sera en mesure d’assurer la sécurité d’approvisionnement en dépit du retard d’un mois dans la mise en service des nouvelles capacités.
[51] Lors de l’audience, Gaz Métro confirme le maintien du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn au 1er novembre 2016. Elle explique le retard de quatre semaines additionnelles au projet King’s North par un problème qui est survenu dans le cadre du cinquième et dernier des forages directionnels à être effectué par TCPL[21].
[52] Questionnée par l’ACIG quant à la possibilité de permettre aux clients en achat direct qui le désirent de continuer de livrer leur gaz naturel temporairement à Empress, Gaz Métro soumet qu’une telle avenue n’est pas souhaitable, notamment pour des raisons d’équité envers la clientèle[22]. Gaz Métro souligne que de permettre à certains clients de livrer leur gaz naturel à Empress requerrait que ceux-ci se voient facturer un frais additionnel de manière à maintenir l’équité entre le prix payé par les clients au service de fourniture du Distributeur et celui auquel auraient droit les clients qui se prévaudraient de l’approche suggérée par l’ACIG.
[53] Pour les motifs soumis par le Distributeur, la Régie ne retient pas la proposition de l’ACIG
Transaction de 711 103m3/jour effective au 1er novembre 2017
[54] Dans le but de réduire les coûts d’approvisionnement pour la clientèle, Gaz Métro a convenu une entente auprès d’une tierce partie après le dépôt du dossier tarifaire 2015‑2016. Cette entente consiste en un échange d’une capacité de 711 10³m³/jour entre Dawn et GMIT EDA, effective au 1er novembre 2017. Simultanément, Gaz Métro a décontracté une capacité équivalente de transport entre Dawn et GMIT EDA dans le cadre de la demande de prolongation de contrats de TCPL.
[55] Selon une analyse de rentabilité de la transaction d’échange de 711 10³m³/jour, Gaz Métro souligne que les économies au bénéfice de la clientèle sont évaluées à 0,6 M$ annuellement pour les cinq prochaines années. Le Distributeur explique que des économies sont réalisées par cette transaction puisqu’il ne fournit pas de gaz de compression au tiers, contrairement à la situation actuelle où du gaz de compression est fourni à TCPL sur le tronçon entre Dawn et GMIT EDA.
[56] Le Distributeur soutient qu’il a conclu avec la tierce partie une modalité lui permettant de négocier la prolongation de l’échange entre Dawn et GMIT EDA pour une capacité de 711 103m3/jour. Cette clause prévoit un préavis de 42 mois[23]. De cette manière, il s’est assuré d’avoir un délai suffisant pour remplacer la transaction par une capacité équivalente lorsque l’échange prendrait fin.
[57] Gaz Métro soumet que si les conditions de renouvellement négociées sont plus avantageuses que le marché primaire ou toute autre opportunité sur le marché secondaire, elle renouvellera le contrat. Sinon, elle envisage demander à TCPL de mettre en place des capacités additionnelles en remplacement du contrat non renouvelé.
[58] La Régie se déclare satisfaite des explications fournies par le Distributeur quant à la transaction d’échange entre Dawn et GMIT EDA pour une capacité de 711 10³m³/jour.
[59] Dans le contexte où Gaz Métro prévoit que les stratégies d’approvisionnement des prochaines années seront plus limitées, la Régie s’attend à ce que le Distributeur s’assure d’avoir un portefeuille de capacités de transport équilibré. Elle s’attend également à ce qu’il s’assure d’évaluer les impacts associés aux transactions effectuées sur l’ensemble de son portefeuille de capacités de transport en terme de coûts et de flexibilité en tenant compte des échéances des contrats.
[60] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, lors du prochain dossier tarifaire, l’ensemble des outils d’évaluation dont il dispose pour évaluer les impacts des différentes transactions sur son portefeuille de contrats de transport dans le contexte où elle gère un portefeuille ayant des échéances à long terme. En lien avec les outils d’évaluation mis à sa disposition, la Régie s’attend à connaître les critères retenus par le Distributeur dans le cadre de ses analyses.
New Capacity Open Season 2018 (NCOS 2018)
[61] Dans sa décision D-2016-007[24], dans le cadre du NCOS 2018, la Régie a autorisé Gaz Métro à soumissionner 435 10³m³/jour (16 500 GJ/jour) en transport FTSH Parkway-GMIT EDA auprès de TCPL et 442 10³m³/jour (16 750 GJ/jour) en transport M12 auprès de Union Gas.
[62] En suivi de la décision D-2016-007, le Distributeur dépose l’entente intervenue avec TCPL[25] et il indique que, préalablement au dépôt du dossier tarifaire 2016-2017, la soumission auprès d’Union Gas a été annulée sans frais. Quant à la capacité de 435 10³m³/jour contractée auprès de TCPL, Gaz Métro mentionne avoir tenté d’approcher le marché secondaire afin d’évaluer les options financièrement plus avantageuses à celle de contracter sur le marché primaire.
[63] Gaz Métro soutient qu’en considération des excédents de capacités de transport prévus pour l’année tarifaire 2018‑2019, elle ne donnera finalement pas suite à l’entente intervenue avec la tierce partie en ce qui a trait à la capacité de 435 10³m³/jour[26]. De ce fait, Gaz Métro informe la Régie qu’elle prévoit annuler le « Precedent Agreement » intervenu avec TCPL et dont les coûts d’annulation sont estimés à 20 000 $.
[64] Lors de l’audience, Gaz Métro confirme qu’à la suite d’une réponse définitive de TCPL, il n'y a eu aucun coût associé à l'annulation du « Precedent Agreement ».
[65] L’ACIG, OC et la Régie ont interrogé Gaz Métro afin de clarifier la chronologie des évènements entourant la conclusion du NCOS 2018 en tenant compte de la prévision de la demande, telle qu’énoncée à la décision D-2016-007 :
« [18] En audience, Gaz Métro indique qu’elle élabore actuellement la prévision de la demande pour les fins de la cause tarifaire 2017 qu’elle devrait déposer en avril 2016, qui inclut notamment la période 2018-2019. Le Distributeur soumet que certaines actions pourraient être prises s’il constate, au terme de l’élaboration de cette nouvelle prévision de la demande, que les besoins ont varié. S’il constate que les besoins ont diminué, il en informera la Régie avant la signature des « Precedent Agreement » devant être conclus vers la mi-mars 2016 dans le cadre du NCOS. Dans l’éventualité où les besoins augmentent, Gaz Métro indique que les « Precedent Agreement » seront signés en fonction de l’autorisation obtenue de la Régie et qu’elle trouvera les capacités de transport manquantes pour 2018-2019 »[27].
[66] Gaz Métro affirme avoir complété la prévision de la demande élaborée pour les fins du dossier tarifaire 2016-2017 vers le 20 mars, soit quelques jours suivants la période de 30 jours à l’intérieur duquel le « Precedent Agreement » peut être annulé auprès de TCPL. Toutefois, Gaz Métro précise que ses démarches ont été effetuées en considération de la nouvelle politique énergétique à être déposée par le gouvernement et dont les délais lui encore inconnus à ce moment.
[67] Gaz Métro explique qu’elle a tenté de sécuriser auprès d’une tierce partie la transaction la plus bénéfique pour la clientèle jusqu’à la connaissance du dépôt du Projet de loi 106[28], lui permettant d’avoir une idée plus précise sur l'intention du gouvernement. Constatant les capacités de transport excédentaires pour l’année 2018-2019, Gaz Métro a décidé de se départir des capacités de 435 10³m³/jour auprès de TCPL.
[68] La Régie prend acte des explications fournies par le Distributeur s’en déclare satisfaite.
[69] Cependant, quant aux démarches entourant l’élaboration de la prévision de la demande, la Régie est d’avis qu’il aurait été souhaitable que le Distributeur l’en informe, tel que prévu dans sa décision D-2016-007.
2.2 Suivi relatif à l’historique des achats réels de fourniture à Dawn
[70] Conformément au suivi requis à la décision D-2011-153[29], Gaz Métro dépose l’historique des achats réels de fourniture à Dawn présentant, pour chacune des cinq dernières années disponibles, la comparaison sur une base mensuelle entre les prix réels des achats de Gaz Métro effectués à Dawn et les prix du marché selon l’indice Natural Gaz Exchange (NGX) à Dawn[30].
[71] Gaz Métro demande de mettre fin à ce suivi, considérant que la stratégie d’achat de la fourniture a été fixée par la décision D-2014-064 et qu’un suivi à cet effet est déposé au rapport annuel. Le Distributeur soumet que si cette information est toujours requise, elle pourrait être intégrée avec le suivi présenté au rapport annuel.
[72] La Régie note que l’historique des achats réels de fourniture à Dawn permet d’obtenir un portrait comparatif des coûts réels d'achats à Dawn effectués par Gaz Métro au cours des cinq dernières années relativement aux coûts selon l’indice Natural Gas Exchange (NGX) à Dawn. Elle constate que ce suivi permet d’apprécier l’écart de coûts réels de Gaz Métro sur les achats relativement à l’indice de marché NGX à Dawn.
[73] La Régie note que le suivi requis à la décision D-2014-064 présente l’application de Gaz Métro de la stratégie de diversification des indices d’achat de la fourniture au cours de l’année[31]. Elle constate que le suivi ne présente pas de comparaison des achats réels effectués par Gaz Métro selon un indice de marché.
[74] La Régie considère que les deux suivis auxquels Gaz Métro fait allusion au soutien de sa demande ne présentent pas les mêmes informations et qu’ils sont complémentaires par leur nature. Pour ce motif, la Régie rejette la demande de Gaz Métro de mettre fin au suivi et elle demande d’intégrer les informations relatives à l’historique des achats réels de fourniture à Dawn dans le cadre du rapport annuel.
2.3 Prévision des ventes de gaz d’appoint
2.3.1 Gaz d’appoint concurrence (GAC)
[75] La FCEI note que pour l’année tarifaire 2016-2017, la prévision de vente de GAC se chiffre à 8 106m³, qu’elle est inférieur de 22 106m³ aux ventes réelles de l’année 2015 et en baisse de plus de 30 106m³ par rapport à la moyenne des trois dernières années réelles[32].
[76] Gaz Métro indique que sa prévision est basée sur les contrats signés existants et sur une estimation des contrats de GAC qui seront signés[33].
[77] Dans son mémoire, la FCEI indique qu’elle juge cette réponse insatisfaisante car Gaz Métro ne donne aucune indication sur la manière dont la prévision des contrats de GAC non existants est établie, ni sur la proportion des contrats signés et non signés. En l’absence de justifications à l’effet contraire, la FCEI recommande que la prévision des ventes de GAC soit basée sur les volumes historiques moyens pour les années 2014 et 2015, soit 26,5 106m3. Les revenus de distribution (+400 000 $) et d’équilibrage (+90 000 $) devraient être ajustés en conséquence.
[78] Gaz Métro indique que sa prévision de GAC est faite client par client, comme les autres prévisions des clients Grandes Entreprises. Elle ajoute que les représentants communiquent avec chacun des clients Grandes Entreprises pour connaître leur intérêt d’avoir des contrats de GAC pour le dossier tarifaire[34].
[79] À la suite de l’engagement no5[35] demandé par la FCEI, Gaz Métro précise que pour son dossier tarifaire 2016-2017, l’entièreté des volumes prévus en GAC provient de contrats non existants. En complément d’information, Gaz Métro ajoute que la diminution des volumes de GAC s’explique par la baisse du nombre de clients au tarif interruptible et le transfert de consommation de clients importants dans les secteurs des pâtes et papiers et de l’aluminium vers le service continu. Gaz Métro indique, de plus, que les enjeux de saturation de réseau font en sorte qu’elle n’autorise plus la vente de GAC durant l’hiver.
[80] La Régie est satisfaite des explications fournies par Gaz Métro et approuve la prévision de la demande de GAC et les revenus qui y sont associés[36].
2.3.2 Gaz d’appoint pour contrer une interruption (GAI)
[81] La FCEI note que pour l’année tarifaire 2016-2017, Gaz Métro ne prévoit aucune vente de GAI.
[82] En réponse à une demande de renseignement de la FCEI sur cette prévision de la demande, Gaz Métro indique que : « Puisque les prévisions sont basées sur des volumes à température normale, aucun volume n'est prévu en GAI »[37].
[83] Dans son mémoire, la FCEI indique qu’elle est en désaccord avec Gaz Métro qui affirme qu’aucun volume ne devrait être prévu à température normale. Selon la FCEI, chaque interruption est susceptible d’occasionner des ventes de GAI. Il n’y a pas de raison de croire que le fait de se trouver ou non à l’intérieur d’une année normale au niveau climatique affectera le choix du client à cet égard.
[84] Par conséquent, la FCEI recommande que la prévision de GAI soit fixée sur la base de la proportion historique de ses ventes sur les volumes interrompus. Pour ce faire, la FCEI utilise la moyenne des années 2012 à 2015, excluant l’année 2014 car la disponibilité du GAI lors de cette année a été influencée à 79 % par des circonstances exceptionnelles sur le marché secondaire du transport. Les ventes de GAI devraient donc être fixées à 15 106m³ et les revenus correspondants en distribution, estimés par la FCEI à environ 400 000 $, seraient adéquatement pris en compte pour la fixation des tarifs[38].
[85] Gaz Métro indique qu’elle reconnait que des ventes de GAI sont possibles même en situation d’année normale. Elle précise cependant que : « L’exercice d’essayer de faire une prévision du GAI, alors que Gaz Métro ne connaît pas la température qui va se produire et compte tenu qu’il n’y a pas de normalisation par la suite du GAI, contrairement au volume d’interruption, nous apparaît inefficace et forcément faux puisqu’on ne connaît pas la température à l’avance »[39].
[86] Gaz Métro indique que les clients interruptibles lui annoncent leur intérêt pour du GAI avant le début de l’hiver[40].
[87] La Régie note que chaque interruption est susceptible d’occasionner des ventes de GAI et qu’il n’y a pas de raison de croire que le fait de se trouver à l’intérieur d’une année normale justifie une prévision de vente de GAI de 0 m³. Cependant, la Régie reconnait qu’il est difficile de prévoir des volumes de GAI dans le contexte actuel.
[88] Conséquemment, la Régie accepte la proposition de Gaz Métro de ne prévoir aucune vente de GAI pour l’année tarifaire 2016-2017.
2.4 Suivis relatifs à la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe
[89] Dans sa décision D-2015-181[41], la Régie demandait à Gaz Métro certains suivis relatifs à la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe, soit :
« [243] La Régie demande à Gaz Métro de 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.
[…]
[245] Pour ces raisons, 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 ».
[note de bas de page omise]
[90] À cet égard, Gaz Métro dépose le détail du calcul du facteur d’ajustement appliqué aux résultats de la régression pour déterminer la demande à la journée de pointe, selon l’année de référence 2014-2015 utilisée pour 2017 et les trois années de référence précédentes[42].
[91] Quant au suivi portant sur le facteur d’ajustement des catégories de clients Ventes grandes entreprises (VGE) et Petits et moyens débits (PMD), Gaz Métro présente les résultats de la prévision de la demande selon la méthode qu’elle a développée dans le cadre du dossier tarifaire 2015-2016. Cette méthode tient compte notamment de la variation des volumes des catégories de clients PMD et VGE visés par la régression.
[92] Gaz Métro explique que cette méthode consiste à évaluer un facteur d’ajustement propre à chaque catégorie de client, en fonction de leur propre régression. Par la suite, Gaz Métro établit un facteur d’ajustement global pondéré en fonction des volumes d’hiver projetés de l’année financière 2017 pour chaque catégorie.
[93] Le Distributeur présente la prévision de la demande à la journée de pointe déterminée selon l’application du facteur d’ajustement global et celle déterminée selon le facteur pondéré. Il observe une hausse de 0,11 % de la demande de pointe à la journée sur la base d’un facteur d’ajustement pondéré plutôt que sur le facteur global.
[94] La Régie prend acte des réponses aux suivis requis dans la décision D‑2015‑181 relatifs à la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe et s’en déclare satisfaite.
[95] Lors de l’audience, considérant la volatilité des résultats établis par la méthode de prévision de la demande à la journée de pointe, l’ACIG soumet la nécessité d’un processus d’évaluation en continu afin d’améliorer la justesse et la stabilité des prévisions de la demande. Elle fait valoir qu’un tel processus en continu permettra de limiter les capacités excédentaires de transport[43].
[96] La FCEI est préoccupée par la volatilité des résultats de la méthode de prévision de la demande à la journée de pointe. Selon l’intervenante, la méthode génère des variations importantes en lien avec les données utilisées pour faire la régression, notamment l’année historique.
[97] L’intervenante juge important de régler le problème de la volatilité compte tenu des conséquences significatives en termes de coûts échoués et de sécurité d’approvisionnement.
[98] À cette fin, la FCEI recommande d’examiner la possibillité d’utiliser les données de pointe réelles de l’année t-1 comme point de départ de la prévision du besoin de pointe et remplacer la prévision du modèle par une observation des valeurs réelles des paramètres de la journée de pointe de l’année la plus récente.
[99] La FCEI recommande à la Régie d’ordonner à Gaz Métro de poursuivre ses efforts pour améliorer la robustesse du modèle et les prévisions du besoin de capacité à la journée de pointe.
[100] SÉ-AQLPA propose de demander à Gaz Métro de développer des modèles économétriques comparables à ceux d’Hydro-Québec dans ses activités de distribution pour la prévision de la demande des clients Grandes Entreprises, au moins pour la troisième et la quatrième année de son Plan d’approvisionnement 2017-2020.
[101] La Régie partage les préoccupations soulevées par les intervenants quant à la volatilité des résultats de la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe.
[102] En conséquence, la Régie demande à Gaz Métro de poursuivre ses efforts en vue d’améliorer la robustesse de sa méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe.
[103] La Régie demande également à Gaz Métro, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, de tenir une séance de travail afin de présenter à la Régie et aux intervenants sa méthode de prévision de la demande par catégorie de clientèle, sa méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe et, le cas échéant, les améliorations apportées.
2.5 Prévision des ventes Petits et Moyens Débits (PMD)
[104] Gaz Métro exclut les années 2014 et 2015 pour estimer les pertes et variations des clients PMD pour 2017. Elle justifie cette exclusion par le fait que l’importance de la clientèle VGE aux tarifs D1 et D3 s’est accrue depuis 2014.
[105] La FCEI soumet que l’exclusion des années 2014 et 2015 n’est pas appropriée et qu’elle constitue un exercice subjectif à l’égard de la valeur des observations. L’intervenante soutient que ces années devraient faire partie de l’évaluation des pertes et variations pour l’année 2017.
[106] À cet égard, Gaz Métro fait valoir que l’inclusion des années 2014 et 2015 pour estimer les coefficients de régression rend cette dernière beaucoup moins robuste statistiquement, même si les résultats sont similaires à ceux obtenus sans l’inclusion des années 2014 et 2015.
[107] Selon Gaz Métro, l’inclusion des années 2014 et 2015 dans la régression montre un coefficient de détermination R2 plus faible, passant de 65 % à 20 %. De ce fait, elle conclut que la régression est moins robuste puisque la variable indépendante est non significative.
[108] Gaz Métro souligne que la recommandation de la FCEI entre en contradiction avec celle faite à l’égard des prévisions du GAI.
[109] Par ailleurs, la FCEI note que la méthodologie de la prévision des ventes PMD prévoit un facteur de calibration avec deux composantes : une première pour corriger des volumes facturés en fonction des volumes livrés et une deuxième afin de corriger les livraisons réelles que le modèle n’arrive pas à expliquer au moment de faire la prévision.
[110] À cet égard, la FCEI remet en question la deuxième composante du facteur de calibration. Selon l’intervenante, il n’est pas acceptable que la méthodologie de la prévision des pertes et variations repose sur plusieurs choix subjectifs et des éléments de contexte ambigus non connus et non soumis à l’examen de la Régie[44].
[111] Pour 2016-2017, la FCEI recommande un ajustement afin d’éliminer la composante subjective de la prévision des ventes. Elle recommande également que la méthode de prévision des pertes et variations soit présentée de manière détaillée et justifiée à chaque dossier tarifaire[45].
[112] Gaz Métro soumet que l’ajustement apporté à la deuxième composante du facteur de calibration pour ses prévisions 2016-2017 découle de ses analyses et observations des données réelles des quatre premiers mois de 2016.
[113] De plus, Gaz Métro indique que ne pas tenir compte du fait que le modèle surestime de manière importante les livraisons pour les quatre premiers mois de l’année 2016 en ne captant pas les changements reliés au contexte de marché constituerait une mauvaise démarche professionnelle.
[114] La Régie juge satisfaisante les réponses apportées par Gaz Métro sur la prévision des pertes et variations des ventes pour les clients PMD. Conséquemment, elle ne retient pas les recommandations de la FCEI.
3. Développement des ventes
3.1 Programme de flexibilité tarifaire
[115] Gaz Métro demande à la Régie de reconduire le programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie pour la période se terminant le 30 septembre 2018.
[116] Ce programme offre une réduction aux clients lors d’une situation concurrentielle défavorable pour le gaz naturel. Depuis son existence, ce programme a permis de prévenir une perte de volumes et de revenus et de prémunir l’ensemble de la clientèle contre des hausses tarifaires qui en résulteraient.
[117] Pour la période 2015-2016, Gaz Métro indique qu’aucun rabais n’a jusqu’à présent été consenti pour préserver des volumes de gaz naturel par rapport au mazout. Pour la période 2016‑2017, le Distributeur prévoit que la situation concurrentielle par rapport au mazout sera encore à l'avantage du gaz naturel et ne prévoit, par conséquent, aucun rabais dans le cadre du programme de flexibilité tarifaire pour le mazout.
[118] Le GRAME indique être en faveur de la reconduction du programme de flexibilité tarifaire et considère que les suivis relatifs au maintien des volumes de ventes associées à ce programme pour le mazout et la biénergie doivent se poursuivre[46].
[119] La Régie est d’avis que Gaz Métro a démontré que le programme et sa gestion sont à l’avantage des clients en prévenant, notamment, des hausses tarifaires pour ces derniers.
[120] La Régie reconduit, jusqu’au 30 septembre 2018, le programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie.
3.2 Plan de développement 2016-2017
[121] Dans sa décision D-2016-090, la Régie reporte au prochain dossier tarifaire le traitement de la méthodologie proposée par Gaz Métro visant l’acceptation de projets d’extension avec expectative de rentabilité. La Régie lui demande alors de réviser son Plan de développement 2016-2017 pour tenir compte de la méthodologie d’acceptation de projets d’extension présentement en vigueur.
[122] Gaz Métro dépose son Plan de développement 2016‑2017 révisé[47].
[123] La Régie constate que, pour l’année 2016-2017, la rentabilité totale du secteur Résidentiel est de 8,46 %, celle du secteur Affaires, de 20,67 % et celle du secteur Grandes Entreprises, de 69,7 %. Pour l’ensemble des secteurs, la rentabilité du plan de développement est supérieure au coût en capital prospectif et s’établit à 17,79 % pour l’année 2016-2017.
[124] La Régie prend acte de la rentabilité du Plan de développement 2016‑2017 révisé de Gaz Métro.
4. REVENU REQUIS
[125] Gaz Métro établit le revenu requis global à 958 003 000 $[48] pour 2017. Il s’agit d’une baisse de 217,6 M$ comparativement au revenu requis autorisé en 2016, et de 179,2 M$ pour la période 2015-2017.
Tableau 2
Évolution du revenu requis
pour la période 2015-2017
Tableau établi à partir de la pièce B-0058 et de la pièce B-0203 du dossier R-3951-2015. Le revenu requis 2017 ne tient pas compte des ajustements qui découlent de la présente décision. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[126] La diminution du revenu requis en 2017 découle principalement de la baisse des frais de transport, reliée au déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn, à compter du 1er novembre 2016, tel qu’expliqué par Gaz Métro. Dans une moindre mesure, les coûts d’équilibrage 2017 présentent également une diminution, qui résulte de la réduction du coût des outils de transport fonctionnalisés à ce service.
[127] Pour l’année de base 2016, Gaz Métro explique le manque à gagner anticipé de 52 M$ par une diminution de la consommation due à la température plus chaude que la normale, l’application des tarifs 2015 inférieurs aux tarifs 2016 pour le premier trimestre de l’année et une augmentation des coûts d’approvisionnement[49].
[128] Le tableau suivant présente l’évolution du revenu requis par service pour la période 2015‑2017 :
Tableau 3
Évolution du revenu requis
par service pour la période
2015-2017
Tableau établi à partir des pièces B-0056, B-0183, p. 52, du dossier R-3951-2015, pièce B-0203 et du dossier R-3879-2014, pièce B-0732. Le revenu requis 2017 ne tient pas compte des ajustements qui découlent de la présente décision. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[129] Dans sa décision D-2016-090, la Régie demandait à Gaz Métro de mettre à jour les pièces requises pour l’établissement des tarifs 2017, à la suite du report au prochain dossier tarifaire, de l’examen de la méthodologie d’acceptation des projets d’extension de réseau avec expectative de rentabilité.
[130] À la suite de la mise à jour du Plan de développement 2016-2017, Gaz Métro estime l’impact sur le revenu requis à - 51 000 $ en 2017. En considérant la hausse tarifaire de 38 000 $ découlant de la baisse des volumes prévus, l’impact net sur l’ajustement tarifaire du service de distribution s’élève à - 13 000 $[50].
[131] Gaz Métro propose d’intégrer un ajustement à la marge de - 13 000 $ au revenu requis 2017 afin de tenir compte des changements au Plan de développement 2016-2017, lors de la mise à jour du dossier qui suivra la présente décision.
[132] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, pour approbation, la mise à jour des données relatives au revenu requis, en tenant compte des dispositions de la présente décision, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12h.
[133] Pour 2017, la Régie estime l’impact de la présente décision sur le revenu requis à une baisse de 732 000 $, considérant l’inclusion de l’actif/passif au titre des prestations définies dans la base de tarification, la révision du montant lié aux charges d’exploitation et la révision du Plan de développement 2016-2017.
[134] La Régie demande à Gaz Métro, dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, de déposer les données relatives au revenu requis pour l’année historique, l’année de base et l’année témoin, de même que les données relatives à l’ajustement tarifaire pour le service de transport, le service d’équilibrage et le service de distribution.
4.1 Revenu requis et ajustement tarifaire
[135] Gaz Métro établit l’ajustement tarifaire global à -19,2 % ou -228,1 M$ pour 2017, attribuable principalement aux baisses tarifaires du service de transport et du service d’équilibrage.
[136] Pour le service de transport, Gaz Métro confirme l’évolution du revenu requis et l’ajustement tarifaire de - 39,5 % en 2017, comme suit :
Tableau 4
ajustement tarifaire en 2017 pour le service de transport
Source : pièce B-0183, p. 44. La baisse du revenu requis 2017 ne tient pas compte des ajustements qui découlent de la présente décision. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[137] Selon Gaz Métro, la baisse tarifaire au service de transport sera toutefois contrebalancée par une hausse du prix de la fourniture, le prix du gaz naturel étant généralement plus élevé à Dawn.
[138] À cet égard, la Régie souligne que l’application d’un cavalier tarifaire en 2017 pour le service de transport, tel qu’établi à la section 11.6 de la présente décision, permettra d’atténuer l’impact, lié à la hausse du prix de la fourniture pour la clientèle.
[139] Pour le service d’équilibrage, Gaz Métro confirme l’évolution du revenu requis et l’ajustement tarifaire de - 27,8 % pour 2017, comme suit :
Tableau 5
ajustement tarifaire en 2017 pour le service d’équilibrage
Source : pièce B-0183, p. 46. La baisse du revenu requis 2017 ne tient pas compte des ajustements qui découlent de la présente décision. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[140] Pour le service de distribution, l’évolution du revenu requis et l’ajustement tarifaire de 1,3 % en 2017 sont présentés par Gaz Métro comme suit :
Tableau 6
ajustement tarifaire en 2017 pour le service de distribution
Tableau établi à partir de la pièce B-0036, p. 7 à 9 et du dossier R-3879-2014, pièce B-0742, pour le CFR Côte-Nord. La baisse du revenu requis 2017 ne tient pas compte des ajustements qui découlent de la présente décision. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[141] La Régie demande à Gaz Métro de déposer la mise à jour des tableaux relatifs aux ajustements tarifaires, en tenant compte des dispositions de la présente décision, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12h.
[142] La Régie demande à Gaz Métro, dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, de déposer les données relatives à l’ajustement tarifaire pour le service de transport, le service d’équilibrage et le service de distribution selon le même format que les tableaux de la présente décision.
5. DÉPENSES NÉCESSAIRES À LA PRESTATION DU SERVICE DE DISTRIBUTION
[143] Pour 2017, les dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution établies par Gaz Métro s’élèvent à 411,0 M$.
Tableau 7
Évolution des dépenses
nécessaires à la prestation du service de
distribution pour la période 2015-2017
Tableau établi à partir des pièces B-0056, B-0183, p.52, dossier R-3879-2014, pièce B-0732, et du dossier R-3951-2015, pièce B-0203. Les écarts observés sont dus aux arrondis.
[144] Comparativement au montant autorisé en 2016, les dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution diminuent de 1,5 M$ ou 0,4 % en 2017. Au cours de la période 2015-2017, les dépenses diminuent de 23,9 M$ ou 5,5 %.
5.1 Charges d’exploitation
[145] Pour la période 2015-2017, Gaz Métro prévoit le montant des charges d’exploitation en fonction d’une méthode temporaire d’allégement réglementaire, conformément aux dispositions de la décision D‑2015‑181[51].
[146] Après la prise en compte des données relatives à l’indice des prix à la consommation (IPC) publiées en août 2016, Gaz Métro révise le montant des charges d’exploitation à 196,1 M$ pour 2017, soit le montant autorisé de 193,6 M$ pour 2016 et une croissance de 2,5 M$ établie selon un taux d’inflation de 1,3 %[52].
[147] Dans sa décision D-2015-181, la Régie autorisait une croissance des charges d’exploitation en fonction d’un taux d’inflation moyen basé sur les données historiques 12 mois de l’IPC pour le Canada, publiées au mois d’août.
[148] La Régie constate que le taux d’inflation de 1,3 % ne représente pas la moyenne historique 12 mois. Il s’agit plutôt du taux de variation en juillet 2016 par rapport au mois correspondant de l’année précédente[53].
[149] Basée sur les données de l’IPC pour le Canada publiées en août 2016, la Régie établit le taux d’inflation moyen pour la croissance des charges d’exploitation à 1,4 %. Conséquemment, elle révise le montant des charges d’exploitation à 196,3 M$.
[150] La Régie autorise des charges d’exploitation de 196,3 M$ pour l’année tarifaire 2016-2017, établies selon la méthode d’allégement réglementaire autorisée dans sa décision D‑2015‑181, soit une hausse de 0,4 M$ comparativement au montant de 195,9 M$ pris en compte dans l’établissement du revenu requis 2017.
5.2 Amortissement et impôts fonciers
[151] Pour l’amortissement des immobilisations, Gaz Métro prévoit un montant de 114,3 M$ en 2017, soit une hausse de 6,3 M$ ou 5,8 % comparativement au montant prévu en 2016. Au cours de la période 2015-2017, la charge d’amortissement augmente de 15,2 M$ ou 15,3 %, expliquée en partie par la nouvelle étude des taux d’amortissement en 2016[54] et la croissance des investissements en 2017.
[152] Au sujet de l’amortissement des actifs intangibles et des CFR, Gaz Métro explique la baisse de - 5,7 M$ prévue en 2017 par l’application de la nouvelle méthode d’amortissement des comptes relatifs à la stabilisation de la température et du vent[55], partiellement compensée par une diminution des trop-perçus à remettre aux clients et une augmentation de l’amortissement du développement informatique et du CFR pour mauvaises créances majeures.
[153] Au niveau des impôts fonciers et autres, Gaz Métro explique l’augmentation de 8,3 M$ en 2017 par la hausse de la redevance au ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles (MERN), attribuable au lancement du programme ÉcoPerformance.
6. ATPD/PTPD au titre des prestations définies
[154] Gaz Métro demande l’autorisation d’inclure dans la base de tarification, à compter du 1er octobre 2016, l’actif/passif au titre des prestations définies net des CFR y afférents, soit le CFR lié à l’année de transition, le CFR lié aux écarts actuariels et le CFR lié au coût des services passés (ATPD/PTPD net des CFR y afférents).
[155] Selon Gaz Métro, ce traitement règlementaire proposé est le plus approprié puisqu’il s’agit de composantes monétaires, soit la différence entre :
• les sommes récupérées de la clientèle dans les tarifs en fonction de la méthode actuarielle, et
• les sommes effectivement versées par Gaz Métro à travers les cotisations effectuées aux régimes et les primes payées d’assurances collectives pour les employés retraités.
[156] Au soutien de sa demande, Gaz Métro dépose une opinion d’expert émise par Aon Hewitt, qui valide l’adéquation du traitement réglementaire qu’elle propose.
[157] Pour 2017, Gaz Métro estime que l’inclusion de l’ATPD/PTPD net dans la base de tarification au 1er octobre 2016 entraîne une diminution moyenne de 15 061 000 $ et une réduction du coût de service de 1 119 000 $[56].
[158] Dans sa décision D-2015-212, la Régie se questionnait sur les raisons qui justifient la non‑inclusion de l’ATPD/PTPD dans la base de tarification par certains pairs de l’industrie et s’il y avait un lien avec l’amortissement des écarts actuariels selon la méthode du corridor. De plus, elle rappelait que l’évaluation de la juste valeur des éléments à inclure dans la base de tarification en vertu de l’article 50 de la Loi, doit être évaluée au coût d’origine, soustraction faite de l’amortissement[57].
[159] La preuve démontre, opinion d’expert à l’appui, que le solde de l’ATPD/PTPD net des CFR y afférents représente une composante monétaire. Ce solde net représente un coût d’origine, puisqu’il s’agit de sommes perçues et versées. Le traitement réglementaire proposé par Gaz Métro est comparable à celui retenu par d’autres entreprises canadiennes ayant des activités à tarifs réglementés, à l’exception d’Hydro‑Québec, lors de son passage aux IFRS pour la comptabilité réglementaire[58].
[160] Dans sa décision D-2012-021 portant sur le passage aux IFRS d’Hydro-Québec, la Régie avait refusé la création d’un actif réglementaire ATPC/PTPC et son inclusion dans la base de tarification. Elle mentionnait entre autre :
« [128] En fait, la proposition de la Demanderesse équivaut notamment à faire supporter par ses clients les pertes actuarielles au 31 décembre 2011 et de faire bénéficier, le cas échéant et à l’avenir, l’actionnaire d’Hydro-Québec des gains actuariels qui pourraient être appliqués en augmentation des BNR. Une telle approche serait inéquitable »[59].
[161] La Régie constate que le traitement réglementaire proposé par Gaz Métro au présent dossier n’est pas le même que celui qu’elle a refusé dans sa décision D‑2012‑021. Au présent dossier, tant les pertes actuarielles que les gains actuariels font partie du coût de service, puisqu’ils sont pris en compte dans l’établissement de la charge liée aux avantages sociaux futurs.
[162] Dans le cadre du dossier R-3940-2015, Gaz Métro établissait la moyenne des 13 soldes de l’ATPD/PTPD net des CFR y afférents à – 10 889 000 $ pour 2017. Les principales composantes ayant permis d’établir ce solde étaient présentées aux tableaux 4 et 5 de la décision D‑2015‑212[60].
[163] Au présent dossier, Gaz Métro révise la moyenne des 13 soldes de l’ATPD/PTPD net des CFR y afférents à – 15 061 000 $ pour 2017[61]. Questionné sur la mise à jour des tableaux 4 et 5 permettant de concilier ce solde, le Distributeur indique que l’information recherchée ne peut être produite en temps opportun, celle-ci nécessitant plusieurs semaines de travail de la part des actuaires. Toutefois, l’évaluation requise par la Régie sera effectuée et disponible pour les besoins des états financiers au 30 septembre 2016.
[164] La preuve déposée par Gaz Métro au présent dossier permet de répondre aux interrogations de la Régie, exprimées dans sa décision D-2015-212, à l’égard des écarts actuariels et de la juste valeur des éléments à inclure dans la base de tarification.
[165] La Régie autorise l’inclusion de l’actif/passif au titre des prestations définies net des CFR y afférents, soit le CFR lié à l’année de transition, le CFR lié aux écarts actuariels et le CFR lié au coût des services passés, à la base de tarification à partir du 1er octobre 2016.
[166] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, dans le cadre du rapport annuel 2016 et pour les années subséquentes, une mise à jour des tableaux 4 et 5 de la décision D‑2015‑212.
[167] La Régie demande également à Gaz Métro de déposer, dans le cadre des dossiers tarifaires, une mise à jour des tableaux 4 et 5 de la décision D‑2015‑212, pour l’année de base et l’année témoin.
7. Investissements
7.1 Stratégie de gestion des actifs
[168] Gaz Métro présente les objectifs visés par la Stratégie de gestion des actifs (la Stratégie), une description sommaire de son fonctionnement, la définition de chaque catégorie d’investissement ainsi qu’une description des projets. Elle présente également les coûts anticipés des investissements pour les prochaines années qui découlent de la Stratégie[62].
Tableau établi à partir de la pièce B-0037, p. 22 et de la décision D-2015-181, p. 108.
[169] La catégorie « Risques » comprend notamment le projet de mise à niveau de la station de compression de Saint-Maurice, qui devrait se réaliser principalement en 2017.
[170] La catégorie « Respect des exigences » comprend notamment un projet de déviation des conduite dans la région de Saint-Maurice, qui fera l’objet d’une demande d’autorisation spécifique à la Régie. Les coûts prévus pour ce projet ne sont pas inclus dans les additions à la base de tarification 2017.
[171] La catégorie « Renforcement du réseau de transmission » comprend les investissements liés aux postes de compression de Saint-Maurice et de La Tuque en 2017 et 2018.
[172] Pour les réseaux de transmission de l’Estrie et de la Montérégie, Gaz Métro indique travailler conjointement avec TCPL afin d’identifier les meilleures solutions pour assurer la sécurité d’approvisionnement. En attendant les conclusions de ce travail, le Distributeur inscrit à titre indicatif les coûts estimés pour ces régions au cours de la période 2018-2021.
[173] La Régie prend acte des coûts des investissements anticipés dans le cadre de la Stratégie de gestion des actifs et du suivi requis par la décision D-2015‑181 relatif à l’inclusion des investissements de plus de 1,5 M$ de la catégorie « Renforcement du réseau de transmission » et s’en déclare satisfaite.
7.2 Planification des investissements à l’horizon 2021
[174] En suivi de la décision D-2015-181, Gaz Métro présente les investissements prévus à l’horizon 2021, soit :
Tableau 9
Sommaire des investissements à l’horizon 2021
Source : Pièce B-0037, p. 20 et 22. Les projets du Plan de développement 2016-2017 ne sont pas mis à jour suite à la décision D-2016-090.
[175] Les coûts prévus pour les projets dont le coût individuel est de 1,5 M$ et plus (projets majeurs) sont liés aux projets « Côte de Terrebonne », « Beauharnois », « Biométhane », « Bellechasse » et « Asbestos ».
[176] Pour les projets découlant des plans de développement des ventes, Gaz Métro estime l’impact de la révision du Plan de développement 2016-2017 à - 4,4 M$ pour l’an 0, soit la période d’investissement en infrastructure qui précède la mise en service du projet. Le Distributeur mentionne que le classement en année du plan de développement ne représente pas une hiérarchie en termes d’année financière. Ce faisant, l’impact de 4,4 M$ ne peut être associé à 2017.
[177] L’UMQ considère la planification pluriannuelle des investissements comme étant un outil plus complet de reddition de comptes. Cependant, elle y décèle un potentiel d’amélioration.
[178] Selon l’intervenante, afin de faire face aux risques potentiels décelés, Gaz Métro fait une série d’arbitrages qui ne découlent pas d’une méthodologie unique et documentée mais plutôt d’une série de jugements d’initiés, ce qui peut parfois amener des différences inexplicables.
[179] L’UMQ recommande à la Régie d’exiger du Distributeur qu’il dépose un document explicitant les étapes et la méthodologie menant à l’établissement d’un seuil de tolérance, eu égard aux risques du réseau.
[180] L’UMQ recommande également à la Régie d’exiger du Distributeur un plan d’entretien préventif ajusté à la hausse en 2017-2018. Selon l’intervenante, le programme d’entretien préventif devrait être corrélé avec l’âge moyen des conduites du réseau, ce qui ne semble pas être le cas. Le nombre d’interventions d’entretien préventif est en diminution, alors que le réseau est vieillissant.
[181] Gaz Métro demande à la Régie de ne pas donner suite aux recommandations de l’UMQ. Elle rappelle qu’elle est soumise aux exigences réglementaires établies par la Régie du bâtiment du Québec, à qui il revient de veiller au respect des normes de construction et de sécurité et des réglementations applicables au domaine du gaz naturel, et de s’assurer que le Distributeur se conforme à ses obligations quant à la gestion et à l’intégrité de son réseau[63].
[182] Quant au plan d’entretien préventif, Gaz Métro soumet que l’intervenante n’a pas démontré une quelconque corrélation entre l’âge du réseau et les dépenses d’entretien, dans la mesure où la connaissance de Gaz Métro relativement à son réseau s’améliore et que les moyens technologiques rendent ses interventions plus efficaces. De plus, le niveau d’usure des conduites de gaz naturel n’est pas nécessairement proportionnel à leur durée d’utilisation, contrairement à d’autres types d’actifs.
[183] La Régie prend acte du suivi requis par la décision D-2015-181 relatif à la planification des coûts d’investissement sur un horizon de cinq ans et s’en déclare satisfaite.
[184] En ce qui a trait aux recommandations de l’UMQ, la Régie constate qu’elles visent le respect des diverses obligations de Gaz Métro envers ses clients et la société en général. Ce faisant, l’intervenante recommande à la Régie de s’intéresser tout autant aux aspects de sécurité des opérations d’un distributeur gazier, que des aspects financiers.
[185] À cet égard, la Régie juge opportun de rappeler certains éléments de ses décisions antérieures en ce qui a trait à la sécurité des opérations d’un distributeur gazier.
[186] Dans sa décision D-2013-106 rendue dans le cadre du dossier tarifaire 2012‑2013, la Régie rappelait à SÉ-AQLPA que l’information contenue dans les matrices de risques n’était pas jugée utile aux fins des décisions à rendre par la Régie[64].
[187] Dans sa décision D-2014-077 rendue dans le cadre du dossier tarifaire 2013‑2014, la Régie ne retenait pas la recommandation de l’UMQ liée aux croisements d’égout, pour une deuxième année consécutive. Cette question relevait de la gestion interne de Gaz Métro, qui se devait de respecter la réglementation de la Régie du bâtiment du Québec[65].
[188] Dans sa décision D-2015-181 rendue dans le cadre des dossiers tarifaires 2014‑2015 et 2015-2016, la Régie n’a pas retenu la recommandation de l’UMQ liée au plan d’entretien préventif. L’intervenante recherchait une information plus complète des investissements requis pour contrer les risques liés à l’exploitation d’un réseau et d’équipements vieillissants[66].
[189] Au présent dossier, l’UMQ n’a pas démontré l’insuffisance de moyens pour réaliser les activités d’entretien préventif ni la nécessité de recourir aux matrices de risque, cette information ayant été jugée non utile par le passé pour la Régie.
[190] Pour ces motifs, la Régie ne retient pas les recommandations de l’UMQ en ce qui a trait au seuil de tolérance, eu égard aux risques du réseau et au plan d’entretien préventif.
8. base de tarification
8.1 Additions à la base de tarification
[191] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver les additions à la base de tarification pour les projets d’investissement dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$, au montant total prévu de 159,2 M$. Il s’agit d’un montant comparable aux additions réalisées en 2015 totalisant 157,3 M$ et aux additions autorisées pour 2016 s’élevant à 157,0 M$.
Tableau 10
Évolution des additions à la base de tarification pour la période
2015 à 2017
Source : Pièce B-0040, p.1 et décision D-2016-111, p. 18. Il peut y avoir des écarts dû à la présence d’arrondis.
[192] En considérant également les projets d’investissement dont le coût individuel est égal ou supérieur à 1,5 M$, Gaz Métro prévoit des additions à la base de tarification totalisant 249,6 M$ en 2017. Comparativement aux additions prévues de l’année de base 2016, les additions prévues en 2017 présentent une augmentation de 82,5 M$ ou 49 %, qui s’explique principalement par des projets déjà approuvés par la Régie et dont le coût individuel est supérieur à 1,5 M$.
8.1.1 Additions en immobilisations corporelles
[193] Gaz Métro prévoit des additions en immobilisations corporelles totalisant 181,5 M$ pour 2017, dont un montant de 138,4 M$ est soumis pour approbation. Les investissements prévus découlent principalement de la planification pluriannuelle des investissements[67]. De plus, le Distributeur prévoit des coûts d’investissement pour les installations générales et les frais généraux capitalisés, réduits par les programmes commerciaux et les subventions gouvernementales.
Source : Pièce B-0040,
p.1 et dossier R-3951-2016, pièce B-0096.
Il peut y avoir des écarts dû à la présence d’arrondis.
[194] Les additions à la base de tarification pour le développement du réseau tiennent compte de certains projets prévus aux plans annuels de développement de 2013 à 2016 et qui seront réalisés en 2017, ainsi qu’une partie des projets prévus au plan de développement 2017.
[195] Comparativement à l’année de base 2016, l’augmentation prévue en 2017 s’explique par les projets « Beauharnois », « Bellechasse » et « Biométhane », déjà autorisés par la Régie.
[196] Les additions à la base de tarification pour l’amélioration du réseau et le réseau de transmission comprennent les projets identifiés dans la Stratégie, les coûts liés aux activités de mesurage et aux frais fixes des entrepreneurs, ainsi que quelques autres éléments de conciliation.
[197] Comparativement à l’année de base 2016, l’augmentation prévue en 2017 s’explique par le projet lié au réseau de transmission du Saguenay, déjà autorisé par la Régie.
[198] L’augmentation prévue en 2017 pour les additions à la base de tarification liées aux installations générales s’explique par des projets de rénovation et de mise à niveau des bâtiments, une hausse des acquisitions en camions de raccordement et en fourgonnettes et par le remplacement graduel du mobilier dans les espaces de travail.
8.1.2 Autres additions à la base de tarification
[199] Pour les additions à la base de tarification liées au développement informatique, Gaz Métro explique la hausse en 2016 par l’augmentation des coûts du projet visant la modernisation de la solution informatique pour la gestion des approvisionnements gaziers, dont la fin est prévue en 2017.
[200] Pour les projets autorisés après le dépôt d’un dossier tarifaire, les coûts des travaux encourus sont comptabilisés hors base de tarification jusqu’au dépôt du dossier tarifaire subséquent, où ils sont ajoutés au solde d’ouverture de la base de tarification. Le montant de 45,1 M$ ajouté au solde d’ouverture pour 2017 s’explique principalement par les projets « Bellechasse » et « Saguenay ».
8.2 Base de tarification
[201] Gaz Métro prévoit un montant de 2 059,5 M$ pour la base de tarification en 2017. Il s’agit d’une croissance de 98,6 M$ ou 5,0 % par rapport au montant établi en 2016 sur la base de 4 mois réels et 8 mois prévus. Comparée aux données réelles 2015, la hausse s’élève à 105,7 M$ ou 5,4 % sur deux ans.
Tableau 12
Évolution de la base de tarification pour la période 2015 à 2017
Source : Pièce B-0039, p.2. Il peut y avoir des écarts dû à la présence d’arrondis. Les immobilisations corporelles sont nettes des contributions.
[202] Étant donné l’impact marginal pour 2017 qui découle du retrait des ventes dont la rentabilité est moindre et de la baisse conséquente des investissements, Gaz Métro n’a pas mis à jour les différentes pièces liées à la base de tarification. Elle propose d’intégrer au revenu requis final un ajustement à la marge afin de tenir compte des changements au Plan de développement 2016-2017[68].
[203] En audience, Gaz Métro confirme que les investissements retirés du Plan de développement 2016-2017 à la suite de la décision D-2016-090 ne sont pas inclus dans la base de tarification. Leur proposition fait en sorte que ces investissements demeureront à l’extérieur de la base de tarification en attente d’une décision de la Régie sur le sujet[69].
8.2.1 Coûts non amortis et fonds de roulement
[204] Pour 2017, les coûts non amortis totalisent 76,2 M$, dont un montant de 39,4 M$ pour le coût du gaz, un montant de 27,7 M$ pour les manques à gagner des années 2014 et 2015 et un montant de 6,5 M$ pour la quote-part au Ministère des ressources naturelles et de la faune.
[205] Questionnée sur la conciliation des montants liés au manque à gagner, Gaz Métro constate que les intérêts capitalisés pour l’année 2016 sont sous-évalués de – 582 000 $, alors que ceux du service de l’équilibrage sont surévalués de 636 000 $. Elle propose d’intégrer la correction lors de la mise à jour des tarifs de transport et d’équilibrage qui suivra la décision de la Régie[70].
[206] Au niveau de l’encaisse réglementaire, la hausse de 3,0 M$ prévue en 2017 comparativement à l’année de base 2016 s’explique par la mise à jour des différentes composantes de l’analyse du fonds de roulement, dont une augmentation de la quote-part payable au MERN et des achats liés au SPEDE.
[207] Au sujet de la catégorie « Matériaux et inventaires de gaz », les montants de la base de tarification présentent une diminution de 6,9 M$ ou 9,7 % au cours de la période 2015‑2017, expliquée principalement par une diminution du prix au niveau des inventaires de gaz naturel.
[208] Le montant de l’encaisse réglementaire découle d’un calcul théorique qui repose sur la méthode « lead-lag » et qui consiste à déterminer le délai moyen de perception des revenus de ventes de gaz (lead) et le délai moyen de paiement aux fournisseurs (lag). La différence entre ces deux délais représente le délai moyen au cours duquel le Distributeur est appelé à financer ses opérations.
[209] Conséquemment, la Régie considère possible que l’application du cavalier tarifaire pour le service de transport ait un impact sur le montant de l’encaisse réglementaire à prévoir pour 2017, expliqué notamment par la baisse au niveau des revenus encaissés.
8.2.2 Suivi du projet La Corne
[210] Le projet d’investissement de La Corne a été réalisé en 2014, bien que le client Québec Lithium éprouvait des difficultés financières. Le client a fait faillite après la réalisation des travaux par Gaz Métro, mais avant la mise en service du gaz naturel. Le réseau est mis sous pression d’azote pour une période indéterminée. Ce projet a fait l’objet d’un suivi dans les rapports annuels 2014 et 2015, ainsi qu’au dossier tarifaire 2015-2016.
[211] Dans le cadre du rapport annuel 2015, Gaz Métro mentionnait que les actifs concernés suscitaient de l’intérêt de la part de tierces parties et que la production pourrait reprendre aussi tôt qu’à l’été 2016.
[212] Questionnée à cet égard, Gaz Métro mentionne que la Cour supérieur du Québec a approuvé la convention d’achat d’actifs présentée par le séquestre de Québec Lithium et l’acquéreur. Le Distributeur indique être en contact avec cet acquéreur et informera la Régie de tout progrès dans ce dossier menant à la mise en opération du site[71].
[213] Bien que les pièces liées à la base de tarification n’aient pas été mises à jour à la suite de la décision D-2016-090, Gaz Métro affirme que la base de tarification ne comprend pas les investissements retirés du Plan de développement 2016-2017 à la suite du report, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, de l’examen de la méthodologie d’acceptation des projets d’extension de réseau avec expectative de rentabilité.
[214] Sous réserve des investissements retirés du Plan de développement 2016-2017, la Régie approuve un montant de 159,2 M$ en 2017 pour les additions à la base de tarification liées aux projets d’investissements dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
[215] La Régie demande à Gaz Métro de corriger les montants liés aux manques à gagner de l’année 2015 aux fins de la mise à jour des tarifs de transport et d’équilibrage pour 2017 et, le cas échéant, de la base de tarification.
[216] Sous réserve des ajustements requis à la suite des dispositions de la présente décision, la Régie établit la base de tarification aux fins d’établissement des tarifs à un montant de 2 044 515 000 $.
[217] La Régie demande à Gaz Métro de mettre à jour les pièces liées à la base de tarification au plus tard le 20 octobre 2016 à 12h en présentant distinctement l’impact des différents ajustements.
[218] De plus, la Régie prend acte que Gaz Métro l’informera de la mise en opération du site lié au projet La Corne.
9. Stratégie financière
9.1 Structure de capital
[219] La structure de capital présumée de Gaz Métro a été approuvée précédemment par la Régie dans sa décision D-2011-182, soit 38,5 % d’avoir propre, 7,5 % d’actions privilégiées et 54 % de dette[72].
[220] La Régie reconduit la structure de capital présumée actuelle pour l’année tarifaire 2016-2017.
9.2 Coût en capital moyen
[221] À la suite de la décision D-2015-076[73] dans laquelle la Régie maintenait le taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire à 8,90 % pour les années tarifaires 2015-2016 et 2016-2017, Gaz Métro présente, pour l’année tarifaire 2016-2017, un coût en capital moyen de 6,42 %[74].
[222] La Régie approuve un coût en capital moyen sur la base de tarification de 6,42 % pour l’année tarifaire 2016-2017.
9.3 Coût en capital prospectif
[223] À la suite de la décision D-2015-076, Gaz Métro présente, pour l’année tarifaire 2016-2017, un coût en capital prospectif de 5,28 %[75].
[224] La Régie approuve, aux fins de l’évaluation des projets d’investissement prévus par Gaz Métro pour l’année tarifaire 2016-2017, un coût en capital prospectif de 5,28 %.
10. Efficacité énergétique, CASEP et CASS
10.1 Plan global en efficacité énergétique : Horizon 2017-2019
[225] Pour 2017, le Plan global en efficacité énergétique prévoit des économies volumétriques annuelles de 39,03 Mm³ et un budget de 21,0 M$, soit 17,9 M$ en aide financière aux participants et 3,1 M$ en dépenses d’exploitation[76].
[226] Les trois tableaux suivants présentent les principales données du PGEÉ, soit les économies nettes par marché, les participants nets et les coûts totaux par marché.
Tableau 13
Économies nettes par marché (m³)
|
|
Prévisions 2015-2016 |
Résultats au 31/01/2016 |
% réalisation |
Prévisions 2016-2017 |
Prévisions 2017-2018 |
Prévisions 2018-2019 |
|
Résidentiel |
604 100 |
243 454 |
40% |
554 944 |
563 707 |
572 469 |
|
Commercial, industriel et institutionnel (CII) |
16 573 555 |
4 080 492 |
25% |
17 921 547 |
18 757 769 |
19 241 093 |
|
Ventes grandes entreprises (VGE) |
23 875 927 |
9 650 113 |
40% |
20 557 129 |
19 255 364 |
19 255 364 |
|
Total PGEÉ |
41 053 583 |
13 974 059 |
34% |
39 033 620 |
38 576 839 |
39 068 926 |
|
Tonnes de CO2 équivalentes |
78 864 |
26 844 |
34% |
74 984 |
74 106 |
75 051 |
Facteur de conversion des m³ en tonnes de CO2 /1000 X 1,921.
Source : Pièce B-0210, p. 1, Tableau A.
Tableau 14
Participants nets
|
|
Prévisions 2015-2016 |
Résultats au 31/01/2016 |
% réalisation |
CT 2016-2017 |
Prévisions 2017-2018 |
Prévisions 2018-2019 |
|
|
Résidentiel |
3 566 |
1 077 |
30% |
2 956 |
2 939 |
2 895 |
|
|
CII |
2 822 |
1 077 |
36% |
2 800 |
2 849 |
2 890 |
|
|
VGE |
58 |
20 |
35% |
51 |
48 |
48 |
|
|
Total PGEÉ |
6 446 |
2 104 |
33% |
5 806 |
5 836 |
5 832 |
|
Source : Pièce B-0210, p. 2, Tableau B.
Tableau 15
Coûts totaux par marché
|
|
Prévisions 2015-2016 |
Résultats au 31/01/2016 |
% réalisation |
CT 2016-2017 |
Prévisions 2017-2018 |
Prévisions 2018-2019 |
|
|
Résidentiel |
1 610 437 |
419 066 |
26% |
1 341 661 |
1 434 448 |
1 459 280 |
|
|
CII |
15 116 793 |
3 845 526 |
25% |
16 174 028 |
16 913 071 |
17 124 755 |
|
|
VGE |
4 739 867 |
1 612 935 |
34% |
3 279 273 |
3 179 728 |
3 360 380 |
|
|
Études & recherches |
145 000 |
|
|
245 000 |
150 000 |
85 000 |
|
|
Total PGEÉ |
21 612 097 |
5 877 528 |
27% |
21 039 962 |
21 677 247 |
22 029 415 |
|
Source : Pièce B-0210, p. 3, Tableau C.
[227] La Régie approuve le budget de 21 M$ pour le PGEÉ pour l’année tarifaire 2016‑2017, tel que demandé par Gaz Métro.
10.2 Suivis ET ÉVALUATION DES PROGRAMMES DU PGEÉ
10.2.1 Suivis liés à la décision D-2015-181
Programmes PE111 - Chaudières efficaces, PE202 - Chaudières à efficacité intermédiaire et PE210 - Chaudières à condensation
[228] La Régie a pris connaissance de l’ensemble de la preuve portant sur les suivis de la décision D‑2015‑181.
[229] La Régie prend acte de l’application des modalités du programme PE111 aux programmes PE202 et PE210 pour garantir une température optimale d’utilisation des chaudières.
[230] Considérant que la température de retour d’eau est essentielle pour le fonctionnement optimal d’une chaudière à condensation, la Régie juge important que les participants aux programmes PE111 et PE210 vérifient, avant l’achat des chaudières, que leur installation de chauffage et le contrôle du système de circulation sont conçus pour permettre des températures de retour optimales pour la condensation.
[231] En conséquence, la Régie demande à Gaz Métro d’ajouter au formulaire de participation un rappel sur la température permettant d’obtenir la condensation.
Programme PE123 – Combo à condensation
[232] En suivi administratif, la Régie s’est déclarée satisfaite du mandat et de la méthodologie de l’évaluation du programme PE123. À cet égard, elle rappelle que les enjeux additionnels suivants devront être examinés :
- la source d'énergie ainsi que le système de chauffage et de production d'eau chaude qui aurait été choisi, en l'absence du programme; et
- l'impact d'un changement du montant d'aide financière sur le taux de participation au programme.
[233] La Régie prend acte de la réponse aux suivis requis par la décision D‑2015‑181 relatifs aux programmes PE111, PE123, PE202 et PE210 et s’en déclare satisfaite
Bonification de rendement liée à l’efficacité énergétique
[234] Dans sa décision D-2014-201, la Régie acceptait la méthodologie de bonification de rendement liée à l’efficacité énergétique proposée par Gaz Métro, considérant la nouvelle politique énergétique qui était attendue[77].
[235] Au présent dossier, considérant le contexte où des précisions additionnelles liées à la nouvelle politique énergétique devront être apportées par le gouvernement, Gaz Métro propose de reconduire la méthodologie de bonification approuvée par la Régie dans la décision précitée.
[236] Le GRAME est favorable à cette proposition.
[237] Dans l’attente des précisions additionnelles liées à la nouvelle politique énergétique, la Régie autorise la reconduction de la méthodologie de bonification de rendement liée à l’efficacité énergétique, approuvée dans sa décision D-2014-201.
Évaluation des programmes du PGEÉ
[238] La Régie a pris connaissance du calendrier d’évaluation des programmes proposé par Gaz Métro, des positions de certains intervenants, ainsi que des commentaires du Distributeur à l’égard du calendrier proposé par la Régie en audience[78].
[239] En tenant compte de tous ces éléments de preuve, la Régie demande à Gaz Métro de déposer l’évaluation des programmes selon le calendrier suivant :
Tableau 16
Calendrier d’évaluation des programmes pour la période 2017-2019
|
Dans le cadre des suivis administratifs |
||
|
2016-2017 |
2017-2018 |
2018-2019 |
|
PE207 |
PE226 |
PE207 |
|
PE211 |
PE215 |
PE211 |
|
PE202 |
PE233 |
PE103 |
|
PE210 |
PE235 |
PE126 |
|
PE111 |
PE224 |
PE236 |
|
|
PE234 |
PE208 |
|
|
Bénévoles |
PE218 |
|
|
|
PE219 |
|
Dans le cadre des dossiers tarifaires |
||
|
|
Potentiel Technico économique (tous les marchés) (tarifs 2018) |
Coûts évités (tarifs 2019) |
[240] La Régie ne juge pas opportun de réviser le budget global du PGEÉ, considérant l’impact budgétaire somme toute marginal du devancement de certaines évaluations et de l’utilisation d’un CFR permettant d’y comptabiliser les écarts.
[241] Pour les programmes PE207 et PE211 portant sur les études de faisabilité, la Régie demande que la période 2012-2015 soit évaluée dans le cadre du suivi administratif 2016-2017 et la période 2015-2018 dans le cadre du suivi administratif 2018-2019.
[242] Pour l’évaluation de la période 2012-2015, la Régie demande à Gaz Métro de présenter en suivi administratif, avant son octroi, le mandat et la méthodologie d’évaluation des programmes PE207 et PE211.
[243] De plus, la Régie demande que lui soit présenté, par l’évaluateur, le rapport final portant sur les programmes PE207 et PE2011.
[244] En ce qui a trait au programme pilote PE226 - Recommissioning, Gaz Métro indique avoir repoussé sa première évaluation, considérant les changements apportés en 2014 à la suite du retrait d’Hydro-Québec. Pour 2016-2017, elle prévoit avoir un nombre suffisant de participants sous la nouvelle mouture du programme.
[245] La Régie prend acte du report de l’évaluation du programme pilote PE226 ‑ Recommissioning et maintient son statut de programme « pilote » jusqu’à ce qu’il soit évalué.
[246] Par ailleurs, dans sa décision D-2015-181[79], la Régie notait que les économies d’énergie d’autres sources que le gaz naturel n’étaient pas prises en compte dans le programme PE226. La Régie s’attend à ce que le Distributeur clarifie ce point dans le cadre du rapport annuel 2016.
10.2.2 Modifications apportées aux modalités et aux aides financières des programmes existants
Programmes de supplément aux ménages à faible revenu – PE126 et PE236
[247] Pour le programme PE126, les prévisions de Gaz Métro liées au nombre de participants et aux aides financières sont les mêmes que celles du dossier tarifaire 2015‑2016, soit 20 participants par année et 17 560 $ en aides financières. Quant aux frais de gestion, ils sont établis à 65 238 $ pour 2017, à 68 877 $ pour 2018 et à 70 516 $ pour 2019[80].
[248] La Régie constate que les aides financières versées dans le cadre du programme PE126 sont très faibles, soit 3 460 $ par année au cours des deux dernières années, comparativement aux frais de gestion annuels de 67 609 $ et 84 562 $. De plus, pour les mois d’octobre 2015 à janvier 2016, seulement deux participants ont adhéré au programme, représentant des aides financières de 2 320 $. Cinq mois plus tard, un seul participant additionnel s’est joint au programme.
[249] La Régie a pris connaissance des actions que Gaz Métro prévoit entreprendre afin de donner suite aux recommandations de l’évaluateur des programmes[81]. Elle a également pris connaissance de la position d’OC et de SÉ-AQLPA à l’égard de ces programmes.
[250] La Régie rappelle qu’une proposition visant à accroître la proportion d’aide financière accordée aux ménages à faible revenu par rapport aux frais de gestion doit lui être présentée avant le dépôt du prochain dossier tarifaire[82].
[251] Par ailleurs, la Régie ne retient pas la recommandation de SÉ-AQLPA d’approuver l’augmentation des aides financières pour le programme PE126, cette dernière étant la même que celle approuvée lors du dossier tarifaire 2015-2016, soit, 17 590 $.
Programmes Encouragement à l’implantation PE208, PE218 et PE219
[252] La Régie a pris connaissance de l’ensemble de la preuve à l’égard des programmes PE208, PE218 et PE219.
[253] La Régie prend acte de l’ajout d’un champ dans la base de données des programmes afin de permettre la saisie des économies prévues initialement par le participant et s’en déclare satisfaite.
[254] La Régie prend acte également que Gaz Métro tiendra des rencontres de groupes témoins auprès d’ingénieurs dans le but de valider si les surcoûts peuvent être estimés pour chacun des projets présentés dans le cadre des programmes PE208, PE218 et PE219.
[255] À cet égard, la Régie est d’avis que l’utilisation du surcoût établi pour chacun des projets fait partie des règles de l’art en efficacité énergétique, notamment pour calibrer l’aide financière et calculer la Période de retour sur l’investissement (PRI).
[256] De plus, étant donné la diversité des projets « sur mesure » admissibles aux programmes PE208, PE218 et PE219, la Régie considère que la comparaison d’un surcoût moyen déterminé lors de l’évaluation des programmes, avec les aides financières versées trois ou quatre ans auparavant, pourrait donner des résultats non représentatifs. Dans ce contexte, la précision du surcoût moyen déterminé par l’évaluateur dépend de la fiabilité des données et de la disponibilité des registres du Distributeur.
[257] La Régie encourage Gaz Métro à poursuivre ses démarches pour améliorer la base de données et les documents de participation aux programmes, ce qui permettra de distinguer les différents types de coûts dans la base de données. De telles démarches faciliteront l’évaluation périodique des programmes et le travail de validation de DATECH.
[258] La Régie rappelle qu’un suivi administratif doit être déposé par Gaz Métro, avant le prochain dossier tarifaire, portant notamment sur la distinction entre les différents types de coûts reliés à un projet d’efficacité énergétique, dont le surcoût[83].
Possibilité de double comptage entre les programmes d’Études de faisabilité PE207 et PE211 et les programmes d’Encouragement à l’implantation PE208, PE218 et PE219
[259] La Régie est satisfaite des explications de Gaz Métro portant sur la validation rigoureuse et systématique des dossiers en format physique réalisée par DATECH, notamment, quant au respect des critères d’admissibilité aux programmes, aux économies et aux coûts escomptés par les participants[84].
[260] De plus, afin d’éviter toute possibilité de double comptage advenant qu’un projet ayant une PRI inférieure à un an au niveau de l’étude de faisabilité devienne admissible au programme Encouragement à l’implantation avec une PRI supérieure à un an, Gaz Métro propose les étapes suivantes :
1. identifier ces mesures au moment de l’analyse du dossier;
2. quantifier les économies de la mesure ayant déjà été comptabilisées par le programme Étude de faisabilité; et
3. retrancher les économies quantifiées à l’étape 2 des économies comptabilisées dans le programme Encouragement à l’implantation.
[261] La Régie prend acte de la proposition de Gaz Métro afin d’éviter toute possibilité de double comptage et s’en déclare satisfaite. Elle est d’avis que ces étapes devront être maintenues lorsque Gaz Métro mettra en œuvre les améliorations à la base de données des programmes.
Augmentation des aides financières
[262] Gaz Métro propose d’augmenter l’aide financière pour le programme PE208 de 0,25 $/m3 de gaz économisé à 0,50$ /m3.
[263] Elle propose également d’augmenter l’aide financière pour les programmes PE218 et PE219, comme suit :
• de 0,10 $/m3 de gaz économisé à 0,15 $/m3 lorsque la PRI est entre un et deux ans;
• de 0,20 $/m3 de gaz économisé à 0,25 $/m3 lorsque la PRI est de deux à trois ans, et
• de 0,25 $/m3 de gaz économisé à 0,30 $/m3 lorsque la PRI est de trois ans ou plus.
[264] De plus, Gaz Métro propose d’augmenter le plafond de l’aide financière du programme PE208 de 25 000 $ à 100 000 $[85].
[265] La Régie a pris connaissance de l’ensemble des motifs justifiant l’augmentation proposée par Gaz Métro ainsi que de la position des intervenants sur ce sujet.
[266] Dans l’attente du suivi administratif portant notamment sur le surcoût et considérant qu’il s’agit d’un paramètre essentiel pour calibrer l’aide financière, la Régie juge prématuré de se prononcer au présent dossier sur l’augmentation de l’aide financière par mètre cube de gaz économisé des programmes PE208, PE218 et PE219.
[267] Cependant, pour le programme PE208, afin d’améliorer sa commercialisation et sa notoriété, la Régie approuve l’augmentation du plafond de l’aide financière, de 25 000 $ à 100 000 $, tel que demandé par Gaz Métro.
Programmes PE103 – thermostat électronique programmable et intelligent
[268] La Régie a pris connaissance de la preuve liée au programme PE103.
[269] Elle prend acte de la révision des coûts d’administration et s’en déclare satisfaite.
10.3 Compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes (CASEP)
[270] Pour 2017, Gaz Métro demande à la Régie d’approuver un montant de 1 M$ lié au CASEP. Elle prévoit l’addition de nouveaux projets pour 275 clients, représentant un volume de gaz naturel de 3 930 462 m³. Ce volume équivaut à 4 383 945 litres de mazout no 2, ce qui permet de déplacer 4 563 tonnes équivalent en CO2.
[271] Le GRAME et SÉ-AQLPA recommandent l’approbation du budget du CASEP.
[272] La Régie constate que Gaz Métro poursuit la même démarche et observe les mêmes règles d’attribution du CASEP que par le passé. De plus, le montant demandé est similaire à celui autorisé en 2016.
[273] La Régie approuve un montant de 1 M$ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes.
10.4 Compte d’aide au soutien social (CASS)
[274] Gaz Métro demande d’approuver la prolongation du programme pilote du compte d’aide au soutien social (CASS) pour deux années additionnelles, soit 2017 et 2018. Elle propose également de reporter la présentation du bilan détaillé des années 2015 et 2016 dans le cadre du dossier tarifaire 2019.
[275] La Régie a pris connaissance de la position des participants à ce sujet.
[276] La Régie approuve le prolongement du programme pilote CASS. Elle demande que le bilan des deux premières années du programme soit déposé dans le cadre du dossier tarifaire 2018-2019.
[277] Considérant que le CFR-CASS est autorisé depuis le 29 janvier 2016 par la décision D-2016-111[86], les écarts entre les montants autorisés et ceux réellement dépensés pourront y être comptabilisés d’ici la fin du programme pilote.
11. Stratégie et grilles tarifaires
11.1 Fusion des zones Nord et Sud
[278] Lors du dossier tarifaire 2014-2015, Gaz Métro proposait la fusion des tarifs de transport des zones Nord et Sud à compter du 1er novembre 2016, date à laquelle le déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn sera effectif.
[279] Gaz Métro soumet que la proposition a été bien reçue par les intervenants, mais qu’en plus de la fusion des zones Nord et Sud , le traitement similaire des conduites de transport et de transmission détenues par le Distributeur avait été soulevé. Notamment, il a été proposé que les coûts associés à la conduite de Champion soient fonctionnalisés au service de distribution plutôt qu’au service de transport.
[280] Dans sa décision D-2015-181[87], la Régie considérait 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 et elle précisait à cet égard :
« [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 ».
[281] Dans sa décision D-2015-214[88], la Régie a autorisé la proposition d’harmoniser les prix de transport des zones Nord et Sud jusqu’à ce que la décision sur la fusion des deux zones, sur la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport de Gaz Métro, soit rendue :
« [91] La Régie constate que la demande consiste en un traitement tarifaire et réglementaire temporaire qui implique deux éléments, soit l’application des taux finaux de la zone Sud à la zone Nord à partir du 1er janvier 2016, ainsi que la création d’un CFR afin de comptabiliser l’écart entre les revenus générés par les clients de la zone Nord selon les taux de la zone Sud et les taux de la zone Nord, jusqu’à ce que la Régie se prononce sur la fonctionnalisation de la conduite de Champion et des conduites de transport détenues par Gaz Métro.
[92] La Régie note l’écart prévu des taux du service de transport de la zone Nord et de la zone Sud à compter du 1er janvier 2016.
[93] Elle est d’avis que la proposition des co-demanderesses accorde à la Régie toute latitude quant à la décision à venir sur la fusion des deux zones et sur la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport de Gaz Métro dans un prochain dossier.
[94] La Régie autorise que les taux pour le service de transport applicables à la zone Nord soient identiques à ceux applicables à la zone Sud, à compter du 1er janvier 2016.
[95] La Régie autorise la création, à compter du 1er janvier 2016, d’un CFR, pour disposition lors d’un prochain dossier tarifaire, portant intérêts au taux moyen du coût en capital, dans lequel sera comptabilisée la différence entre les revenus générés par l’application de taux identiques pour les clients de la zone Nord et de la zone Sud et les revenus qui auraient été générés par les clients de la zone Nord si la Demande incidente n’avait pas été acceptée.
[96] Les règles relatives à la disposition de ce CFR seront définies à la suite du traitement, par la Régie, de l’analyse requise au paragraphe 129 de la décision D-2015-181, relative à la fonctionnalisation de la conduite de Champion et des conduites de transport ».
[282] Dans le cadre du présent dossier, Gaz Métro informe la Régie qu’elle n’a pas été en mesure de compléter l’analyse au sujet de la fonctionnalisation de la conduite de Champion, mais elle propose que cette question soit traitée dans le cadre du dossier R‑3867‑2013.
[283] Dans sa décision D-2016-090[89], la Régie accepte la proposition de Gaz Métro :
« [40] La Régie accepte de déplacer et reporter l’analyse de la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport à la phase 4 du dossier R‑3867‑2013 ».
[284] Le Distributeur soumet que l’étude de la fonctionnalisation des coûts de Champion et des conduites de transport détenues par le Distributeur ne requiert pas une analyse conjointe avec la fusion des zones Nord et Sud. Alors que la fusion des zones amène une égalité des taux, Gaz Métro soutient que la fonctionnalisation détermine en amont les coûts à récupérer par les tarifs, qu’ils soient égaux ou non.
[285] Gaz Métro mentionne que les trois arguments au soutien de la fusion, tels que présentés au dossier tarifaire 2014-2015, demeurent inchangés[90]. De ce fait, le Distributeur demande à nouveau à la Régie d’approuver la fusion des zones Nord et Sud du service de transport à compter du 1er novembre 2016. Subsidiairement, dans le cas ou la fusion était refusée, le Distributeur demande de reconduire l’harmonisation des prix des zones Nord et Sud autorisée par la décision D-2015-214[91].
[286] Gaz Métro soumet que le CFR en date du 30 septembre 2016 est évalué à 437 K$ et que selon le scénario d’harmonisation des prix, le compte de frais reportés au 30 septembre 2017 est estimé à 3,734 M$[92].
[287] Le Distributeur soumet que bien que les problématiques associées à la fusion pourraient être minimisées à la suite d’une modification des méthodes de fonctionnalisation des coûts des conduites de Champion et de celles détenues par Gaz Métro, une iniquité sera toujours présente si des prix différents sont facturés aux clients des zones Nord et Sud, peu importe l’orientation prise concernant la fonctionnalisation.
[288] Lors de l’audience, Gaz Métro présente la ventilation du coût de service réel de Champion pour les années 2011 à 2015 et en justifie la croissance lors des dernières années. Également, elle élabore sur les hausses des coûts de Champion attribuables aux investissements additionnels et ceux attribuables aux autres dépenses[93].
[289] Gaz Métro explique que les investissements en immobilisation effectués au cours des cinq dernières années justifient, en grande partie, l’augmentation du coût de service de Champion. Le Distributeur soutient qu’entre les années 2011 et 2015, la moyenne annuelle de la base de tarification de Champion est passée de 3,2 M$, en 2011, à 17,2 M$ en 2015.
Position des intervenants
ACIG
[290] L’ACIG appuie la demande de Gaz Métro de fusionner les deux zones du service de transport, qu’elle considère urgente pour deux raisons principales :
• le principe selon lequel les clients d’une même classe tarifaire devraient bénéficier des mêmes conditions tarifaires, quelle que soit leur localisation géographique;
• l’écart entre les tarifs des deux zones dus aux récents investissements de Champion exercent une pression à la hausse sur le tarif de la zone Nord, ayant pour conséquence d’accentuer l’iniquité entre les clientèles des deux zones.
[291] Selon l’ACIG, il est important que les tarifs harmonisés ne soient pas reconduits mais plutôt que la Régie approuve la fusion des zones. L’intervenante soumet que malgré que l’équité entre les clientèles des zones soit rétablie par l’harmonisation des tarifs, cette solution temporaire entraîne la comptabilisation de montants dans un CFR portant intérêt au taux moyen du coût en capital, ce qui n’est pas souhaitable.
[292] L’ACIG recommande à la Régie d’approuver la demande de Gaz Métro relativement à la fusion des zones et de définir les règles relatives à la disposition du CFR dans le cadre du présent dossier.
GRAME
[293] Le GRAME est en faveur de la fusion des zones Nord et Sud dans l’optique d’améliorer les opportunités de substitution énergétique de la zone Nord à un prix compétitif.
[294] L’intervenante soumet que le gaz naturel peut, lorsque d’autres types d’approvisionnement renouvelables ne sont pas disponibles, ou sont moins attrayants compte tenu de leur coût, permettre un meilleur choix énergétique en réduisant les émissions de gaz à effets de serre.
Opinion de la Régie
[295] La Régie considère que la fusion des zones Nord et Sud est un enjeu qui nécessite une réflexion et une analyse en profondeur, notamment quant aux impacts de migration et de concurrence possibles au service de transport, mais également quant aux enjeux reliés à l’interfinancement et à l’allocation des coûts de Champion.
[296] La Régie note les différentes implications de la fonctionnalisation des coûts de Champion découlant des scénarios envisagés[94] à la suite de l’étude des conduites de transport détenues par Gaz Métro.
[297] La Régie est d’avis que l’analyse sur la fonctionnalisation de la conduite de Champion ainsi que des conduites de transport de Gaz Métro permettra d’examiner adéquatement les impacts tarifaires, de même que les problématiques reliées à la fusion des zones Nord et Sud.
[298] La Régie juge ainsi qu’il est plus approprié de statuer sur la fusion des zones Nord et Sud à la lumière, notamment, de la fonctionnalisation de la conduite de Champion et des autres implications de nature tarifaire. Pour ces motifs, la Régie reporte le débat sur la fusion des zones Nord et Sud au service de transport dans le cadre du dossier R‑3867‑2013.
[299] La Régie reconduit l’harmonisation des prix des zones Nord et Sud autorisée par sa décision D-2015‑214. Le CFR est maintenu jusqu’à ce qu’une décision finale soit rendue sur la fusion des zones Nord et Sud.
11.2 Tarifs de transport
[300] Les coûts totaux de transport s’élèvent à 275,187 M$. Ces coûts sont réduits des revenus des obligations minimales annuelles (OMA) de 0,577 M$, des revenus d’ajustement d’inventaire de transport, portion variation de prix, de 10,536 M$ ainsi que des revenus de transport du gaz d'appoint de 0,644 M$, prévus pour l’année 2016-2017. Ainsi, les coûts de transport à récupérer par le tarif de transport s’élèvent à 263,430 M$[95].
[301] En prévision du déplacement de la structure d’approvisionnement d’Empress à Dawn au 1er novembre 2016, Gaz Métro a proposé, lors du dossier tarifaire 2015-2016, une méthode de calcul pour les deux taux de transport en vigueur durant l’année de transition :
« Deux tarifs de transport seraient établis, un pour le mois d’octobre 2016, reflétant un coût de transport « Empress/franchise » et un pour la période de novembre 2016 à septembre 2017, reflétant un coût de transport « Dawn/franchise ». Les coûts et les volumes de transport du mois d’octobre seraient identifiés distinctement. Ainsi, chaque tarif serait égal aux coûts de transport divisés par les volumes projetés propres à chaque période. Cette méthodologie permet la récupération des coûts totaux projetés pour l’année financière »[96].
[302] Dans le présent dossier, Gaz Métro constate que la méthode de calcul qu’elle avait envisagée surévalue le tarif du mois d’octobre. En conséquence, elle propose de calculer un tarif de transport annuel basé sur les coûts totaux de transport et d’en soustraire les coûts excédentaires associés aux capacités de transport entre Empress et la franchise qui sont remplacées à partir du mois de novembre. Ces coûts seraient facturés au moyen d’un taux unitaire supplémentaire applicable aux volumes retirés en octobre.
[303] L’annexe 1 de la pièce B-0079 présente le détail du calcul du coût excédentaire de transport d’octobre. Gaz Métro justifie l’utilisation des coûts des segments Union Dawn – Parkway et TCPL Parkway-EDA puisqu’il s’agit des outils qui seront contractés en remplacement des capacités de transport Long Haul entre Empress et EDA à compter du 31 octobre 2016[97].
[304] La Régie approuve les taux de transport proposés par Gaz Métro[98].
11.3 Tarifs d’équilibrage
[305] Les coûts d’équilibrage se rapportant à la « pointe » s’élèvent à 60,076 M$ et ceux se rapportant à l’« espace » à 77,929 M$. Le Distributeur dépose le détail des calculs des taux[99]. La méthode utilisée pour établir le prix d’équilibrage proposé pour le GAC est conforme à celle approuvée par la décision D‑2011‑82, soit la moyenne entre 0,00 ¢/m³ et le prix d’équilibrage moyen pour le tarif de distribution D4.
[306] Pour éviter l’accroissement des crédits octroyés et dans la mesure où Gaz Métro a proposé la révision de certains aspects du tarif d’équilibrage dans le cadre des travaux entourant la vision tarifaire (dossier R-3867-2013), le Distributeur propose de maintenir temporairement les prix minimal et maximal d’équilibrage à -1,561 ¢/m³ et 7,638 ¢/m³ respectivement, tel qu’approuvé par la décision D-2013-115.
[307] La Régie approuve les taux d’équilibrage proposés par Gaz Métro, incluant celui proposé pour le gaz d’appoint concurrence[100].
11.4 Soldes d’inventaire et dépôt
[308] Pour des raisons d’équité envers la clientèle en achat direct sans transfert de propriété, Gaz Métro propose l’abolition des soldes d’inventaire[101].
[309] Gaz Métro souligne que :
• la gestion des soldes d’inventaire de cette clientèle telle qu’elle a été établie historiquement n’est plus en lien avec la gestion actuelle de l’ensemble des inventaires;
• ces soldes n’ont d’autre utilité que celle de garanties financières, alors que cet aspect est déjà couvert par les dépôts;
• le traitement actuel est inéquitable pour la clientèle en achat direct sans transfert puisqu’elle est soumise à des garanties financières non exigées pour la clientèle au service du distributeur, tout en comportant un risque légèrement plus faible;
• des modifications aux Conditions de service et Tarif permettront d’assurer une gestion du risque équitable pour l’ensemble de la clientèle;
• aucun risque accru ne sera supporté par le reste de la clientèle.
[310] Le Distributeur précise que depuis le déplacement d’une partie des approvisionnements à Dawn, il peut équilibrer le besoin des clients en achetant plus ou moins de fourniture l’hiver à Dawn. Sa proposition d’abolir les soldes d’inventaire de la clientèle en achat direct sans transfert n’a, par contre, pas d’effet sur les achats de fourniture en hiver car le niveau total d’inventaire visé est le même, avec ou sans le solde d’inventaire. La fourniture de ces clients n’est pas subventionnée par le reste de la clientèle car le coût est transféré vers l’équilibrage qui capte le profil de consommation saisonnier du client[102].
[311] Aucun intervenant ne s’oppose à la demande du Distributeur.
[312] La Régie est satisfaite des explications fournies par Gaz Métro.
[313] En conséquence, la Régie approuve l’abolition des soldes d’inventaires.
11.5 Stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs de distribution
[314] Pour le tarif D1, Gaz Métro propose de maintenir les deux conditions suivantes :
• l’application d’une variation uniforme des revenus générés à l’ensemble des paliers équivalant à la variation globale déterminée dans la répartition tarifaire;
• le maintien du ratio actuel entre les composantes fixes et variables.
[315] La répartition tarifaire présente une variation globale de 1,24 % au tarif D1. Cette hausse vise tous les paliers de ce tarif. Pour y arriver, les frais de base et les taux unitaires aux volumes retirés sont modifiés de façon à conserver le ratio fixe/variable obtenu à l’aide des tarifs actuels. Ainsi, les frais de base proposés sont obtenus en augmentant uniformément les frais de base actuels de 1,2 %.
[316] 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. Le rabais transitoire est calculé pour chaque client en déduisant 5,17 % du pourcentage du rabais transitoire établi pour l’année 2015-2016. Afin de 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 tarifaire au volume retiré du tarif D1, à compter du palier 36 500 m³.
[317] Pour l’établissement des tarifs D3 et D4, Gaz Métro propose de maintenir la même approche que celle 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 des taux de l’obligation minimale quotidienne.
[318] Le résultat de la répartition tarifaire présente des variations uniformes de 1,24 % au tarif D3 et D4 et les revenus proposés « Avant modifications » et « Après modifications » présentent ces mêmes variations.
[319] Pour le tarif D5, le résultat de la répartition tarifaire présente également une variation uniforme de 1,24 % et les revenus proposés « Avant modifications » et « Après modifications » présentent cette même variation. Dans le suivi de la décision D‑2010‑144, Gaz Métro précisait que la décroissance de la grille tarifaire au tarif D5 n’était pas régulière. Elle propose de ne pas modifier cette décroissance dans le présent dossier, comme elle est à revoir les structures tarifaires en distribution dans le dossier R‑3867‑2013.
[320] La pièce « Répartition tarifaire 2016/2017 » définit, pour chacun des sous-tarifs, les variations de revenus requises pour générer les revenus de distribution proposés de 533,1 M$[103].
[321] En réponse à OC sur l’impact d’une répartition tarifaire uniforme au prorata des revenus de distribution sur les niveaux d’interfinancement, Gaz Métro indique que dans sa décision D-2013-106, la Régie notait que le Distributeur n’avait pas complété sa vision tarifaire et considérait que, dans ce contexte, la proposition de Gaz Métro de répartir la hausse du revenu requis de distribution au prorata des revenus de distribution constituait une proposition acceptable. Cependant, pour le tarif D1, la Régie demandait de répartir la hausse tarifaire du revenu requis entre les frais de base et les frais variables, de manière à conserver les ratios actuels.
[322] Gaz Métro indique également que le 23 juin dernier, la Régie rendait sa décision D-2016-100 au sujet de la phase 1 du dossier R-3867-2013, dans laquelle elle lui demandait, entre autres, de mettre à jour l’étude d’allocation du coût de service portant sur les données du dossier tarifaire 2013-2014 en tenant compte de l’ensemble des éléments de cette décision et ce, au plus tard le 21 octobre 2016.
[323] Dans la mesure où les travaux sur la vision tarifaire sont toujours en cours, Gaz Métro propose de maintenir la même approche pour l’établissement des tarifs 2017 que celle approuvée par la Régie dans sa décision D-2013-106.
[324] OC prend note que les résultats de la mise à jour de l’étude d’allocation du coût de service seront disponibles lors du prochain dossier tarifaire de Gaz Métro et que la deuxième phase du dossier R-3867-2013 portera sur la structure et la stratégie tarifaire. En conséquence, OC recommande à la Régie d’approuver la stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs de distribution du présent dossier[104].
[325] La Régie considère 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 de distribution tel qu’approuvé dans sa décision D-2013-106.
[326] En conséquence, la Régie approuve la stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs de distribution proposée par le Distributeur ainsi que les taux en découlant pour l’année tarifaire 2016-2017.
11.6 Cavalier tarifaire de transport
[327] En audience, l’ACIG soulève une problématique reliée à l’augmentation de l’écart du prix de la molécule de gaz naturel entre Empress et Dawn[105]. L’intervenante soumet que les tarifs de transport ont été établis en fonction d’un différentiel de lieu observé en début d’année et que, si on les recalculait actuellement, ces derniers seraient encore plus avantageux pour la clientèle. Elle ajoute que le bénéfice du déplacement des approvisionnements à Dawn serait encore plus évident pour la clientèle en achat direct qui doit faire face à des augmentations importantes du coût de sa fourniture[106].
[328] À la suite du dépôt de l’engagement no 2 de Gaz Métro, la Régie constate qu’en date du 8 septembre 2016, l’écart annuel entre le prix de la molécule à Dawn et à Empress se situe maintenant à 1,20 $/GJ pour l’année 2016-2017[107] tandis que lors du dépôt du dossier tarifaire, cet écart de prix était évalué à 0,82 $/GJ[108]. Gaz Métro confirme que ce changement se traduirait, toute chose étant égale par ailleurs, par un trop-perçu en fin d’année[109]. Les informations déposées à la suite de l’engagement no 11 de Gaz Métro indiquent que ce changement de prix se répercute par une diminution du coût du service de transport de Gaz Métro de 17,486 M$[110].
[329] En contre-preuve, Gaz Métro indique qu’un autre facteur, présentement connu, a un impact en sens inverse de celui identifié par l’ACIG, soit le retard des capacités de transport Short Haul associé au projet King’s North. Le Distributeur indique qu’une évaluation de l’impact économique de ce retard est indiquée à sa réponse à la question 12.1 de la demande de renseignement no 1 de la Régie. Ce retard résulte en une augmentation du coût du service de transport de Gaz Métro de 6,900 M$[111].
[330] L’ACIG propose l’introduction d’un cavalier tarifaire[112] pour le service de transport de Gaz Métro afin de considérer immédiatement dans le tarif de transport l’économie nette qui découle de ces deux facteurs, soit, la variation du différentiel de lieu entre le prix des achats de molécule à Empress et à Dawn, et le retard des capacités de transport Short Haul associé au projet King’s North.
[331] Toujours en audience, Gaz Métro commente la mise en place d’un cavalier tarifaire de la façon suivante :
« […] d’un point de vue opérationnel, c’est quelque chose qui est faisable qui, évidemment, permettrait d’éviter le travail de redéposer une cause tarifaire mise à jour d’un bout à l’autre »[113].
Et
« […] si la Régie se convainc que c’est approprié de diminuer les tarifs pour refléter cet estimé de coût-là, ça pourrait fonctionner à travers un cavalier tarifaire »[114].
[332] Considérant les impacts de l’augmentation du différentiel de lieu entre le prix de la molécule à Dawn et à Empress et du retard des capacités de transport Short Haul associé au projet King’s North, la Régie estime la diminution nette du coût du service de transport à environ 10 M$ pour l’année tarifaire 2016-2017.
[333] La Régie juge approprié d’approuver la mise en place d’un cavalier tarifaire pour le service de transport de Gaz Métro pour l’année tarifaire 2016-2017 et fixe à 10 M$ le montant total du crédit applicable à ce cavalier tarifaire.
11.7 Modalités d’entrée et de sortie du service de transport
[334] Gaz Métro propose que le rapport sur les améliorations potentielles aux préavis d’entrée et de sortie du service de transport[115] soit joint au suivi sur les OMA de transport et l’allègement issu de la décision D-2014-065[116].
[335] L’ACIG appuie la demande de Gaz Métro[117].
[336] La Régie autorise que le rapport sur les améliorations potentielles aux préavis d’entrée et de sortie du service de transport du Distributeur soit traité dans le cadre du dossier R‑3867‑2013.
12. Demandes de traitement confidentiel
[337] Gaz Métro demande à la Régie d’interdire la divulgation, la publication et la diffusion des renseignements et des documents suivants déposés sous pli confidentiel :
• les informations caviardées contenues à la section 2 et des informations contenues à la section 5 de la pièce B-0016, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot[118], pour une durée indéterminée;
• l’annexe 2A de la pièce B-0155 (qui révise la pièce B‑0017), pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Mathieu Guay[119], pour une durée indéterminée;
• les informations caviardées de la pièce B-0047, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de madame Katia Marquier[120], pour une période de 10 ans;
• la pièce B-0148, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot, pour une durée de 10 ans [121];
• les informations caviardées de l’annexe 2 de la pièce B‑0183 (qui révise la pièce B‑0161) pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Regnault[122], pour une durée de 10 ans;
• les informations caviardées de la réponse 11.2 de la pièce B‑0183 (qui révise la pièce B‑0161) de la rubrique relative aux coûts pour une durée de 10 ans, et pour une durée indéterminée celle relative au nom de la contrepartie, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Regnault[123];
• l’annexe 6 de la pièce B-0183 (qui révise la pièce B‑0161), pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Regnault[124], pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0163, pour les motifs invoqués aux déclarations sous serment de messieurs Vincent Pouliot[125] et Mathieu Guay[126], pour une durée indéterminée;
• les annexes 3 et 4 de la pièce B-0187 (qui révise la pièce B‑0165), pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de madame Valérie Sapin[127], pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0167, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot[128], pour une durée indéterminée;
• l’annexe 1 de la pièce B-0170, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Regnault[129], pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0208, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot[130], pour une durée indéterminée;
• les informations caviardées de la pièce B-0229, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Michel Vachon[131], pour une durée de 10 ans.
[338] Lors de l’audience, le Distributeur dépose une présentation PowerPoint intitulée « Processus des programmes »[132]. Les informations caviardées qui s’y retrouvent sont extraites de la pièce B-0148, pour laquelle Gaz Métro demande le traitement confidentiel pour une durée de 10 ans, pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot[133].
[339] L’article 30 de la Loi prévoit ce qui suit :
« La Régie peut interdire ou restreindre la divulgation, la publication ou la diffusion de renseignements ou de documents qu’elle indique, si le respect de leur caractère confidentiel ou l’intérêt public le requiert ».
[340] Cet article constitue une exception à la règle générale du caractère public des audiences. C’est à celui qui demande un traitement confidentiel qu’incombe le fardeau de prouver que les renseignements visés par sa demande ont un caractère confidentiel qui doit être respecté.
[341] Aux fins du présent dossier, la Régie prend en considération la nature des informations visées par la demande et les divers préjudices auxquels Gaz Métro serait exposé, selon les déclarations sous serment déposées au dossier.
[342] La Régie constate qu’aucun intervenant ne s’oppose aux demandes de traitement confidentiel de Gaz Métro.
[343] Après examen des déclarations sous serment de mesdames Marquier et Sapin, ainsi que de messsieurs Guay, Regnault, Pouliot, et Vachon, la Régie accueille la demande de Gaz Métro de traiter de façon confidentielle les pièces énumérées précédemment. La Régie interdit donc la divulgation, la publication et la diffusion des pièces énumérées au paragraphes 337 et 338 pour les durées précisées.
13. Conditions de service et tarif
[344] Gaz Métro soumet que des changements dans le contexte gazier, notamment le déplacement de ses approvisionnements gaziers à Dawn, rendent nécessaire l’ajustement de certains articles de ses Conditions de service et Tarif. Elle juge également important de s’assurer que le libellé des articles soit adéquat et propose en ce sens certains changements afin de clarifier le texte[134].
[345] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver les modifications suivantes à ses Conditions de service et Tarif [135] et demande que ces modifications soient effectives à la date de la décision finale de la Régie pour le dossier tarifaire 2016-2017 :
• La définition d’« Émetteur », à l’article 1.3 - Définitions, afin de reproduire ce qui est indiqué au Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (le Règlement). De plus, Gaz Métro propose de faire référence au Règlement afin que toutes les exemptions qui y sont prévues soient incluses aux Conditions de service et Tarif et que toute modification future aux exemptions puisse être couverte sans avoir à modifier le texte des Conditions de service et Tarif.
• La modification de l’article 8.2.2 – Autres usages, ainsi que des articles 14.1.1 et 14.2.1 relatifs aux ajustements reliés aux inventaires, afin de refléter l’abolition des soldes d’inventaires pour les clients en achat direct sans transfert de propriété.
• La modification de l’article 10.3 relatif aux options de service disponibles aux clients, des articles 11.3.1 et 11.3.2 relatifs au service de fourniture et de l’article 13.1.4 relatif au service d’équilibrage, afin d’enlever les références au gaz d’appoint saisonnier. L’interruption saisonnière était requise dans le passé de façon à maintenir les niveaux d’inventaire chez Union Gas. Depuis 2003, Gaz Métro fait plutôt des achats à Dawn pour compenser l’effritement du niveau d’inventaire. Puisque qu’il n’y a plus d’interruptions saisonnières, le service de gaz d’appoint saisonnier n’est plus requis et n’est plus offert aux clients.
• La modification de l’article 13.1.3.2 - Paramètres pour les clients en service de distribution D5 et de l’Article 15.4.6 – Interruptions, afin de retirer l’ajout temporaire de journées d’interruption pour répondre à des enjeux opérationnels du réseau de distribution. Compte tenu des mesures actuellement en place, Gaz Métro peut assurer la sécurité d’approvisionnement de ses clients en retirant l’option d’un nombre maximal de jours d’interruption.
• La modification de l’article 11.1.2.1 – Prix de fourniture de gaz naturel, afin de préciser que la confirmation d’engagement du client auprès du Distributeur dans une entente de fourniture à prix fixe est désormais requise. Ceci remplacera le coupon d’annulation. Avec cette modification, Gaz Métro croit que la clientèle sera mieux informée sur la nature de l’engagement dans le cadre du service de fourniture à prix fixe.
• La modification de l’article 11.2.3.3.4 – Facturation des déséquilibres volumétriques en cas de regroupement de clients, en enlevant une spécificité inutile car jamais utilisée, soit la répartition du déséquilibre volumétrique quotidien ou de la période contractuelle de l’ensemble des clients d’un regroupement entre chacun des clients regroupés au prorata de leur déséquilibre volumétrique individuel, si les volumes journaliers contractuels individuels ont été fournis par le regroupement.
• L’ajout à l’article 11.2.3.3.4 ci-dessus fait qu’à la suite d’une demande écrite, un client faisant partie d’un regroupement peut demander que lui soit facturé l’ensemble des déséquilibres associés au regroupement par le biais d’un règlement financier. L’application des dispositions de la facturation résiduelle prévues à l’article 11.2.3.3.3 jusqu’alors implicite sera aussi explicitée.
• La suppression de l’article 12.1.2.1.2 – Cavalier, compte tenu que la présentation du tarif de transport du Distributeur à partir du tarif de transport Long Haul de TCPL et d’un rabais tarifaire reflétant l’impact des achats à Dawn n’est plus requise à la suite de la complétion au 1er novembre 2016 du déplacement de la structure d’approvisionnement à Dawn.
• La modification de l’article 15.4.2.6 – Retraits interdits lors d’interruption, afin de refléter l’abolition proposée de la marge de manœuvre de 2 % aux clients en combinaison tarifaire.
• La modification de l’article 15.4.2.7 – Prime de dépannage, de l’article 15.4.3.1 – Établissement de l’OMA et de l’article 15.4.3.2 – Facturation du volume déficitaire pour refléter le fait qu’il n’est plus possible pour le client en service interruptible de retirer du gaz naturel en dépannage. Auparavant, un tel retrait était autorisé par Gaz Métro, principalement lors d’interruptions saisonnières. Aujourd’hui, puisque les outils sont requis pour répondre à la demande continue, Gaz Métro ne peut donc répondre à une demande supplémentaire de gaz de dépannage pour les clients interruptibles.
• La modification du titre de l’article 15.5 pour ajouter l’abréviation DR par souci de clarification et d’homogénéité ave d’autres articles.
• La modification de l’article 15.5.8 – Demande de nomination, afin de refléter les révisions apportées par TCPL à ses fenêtres de nomination.
• La modification à l’article 16.2.1 – Application relatif au SPEDE, afin de ne plus spécifier de date pour refléter le fait que le gouvernement publie la liste des émetteurs reconnus à plusieurs reprise durant l’année et ce, sans respecter un calendrier de publication précis.
• La modification des articles 18.2.6 et 18.2.7 de la Section IV - Entrée en vigueur et dispositions transitoires, afin de refléter le fait que le déplacement de l’approvisionnement gazier à Dawn sera complété au 1er novembre 2016.
[346] Gaz Métro précise ce qui suit[136] :
• Selon les résultats de la mise à jour de son analyse des taux de saturation des réseaux de transmission par région, notamment ceux relatifs aux taux de saturation de 2015-2016 et le débit horaire maximum avec les mesures temporaires actuellement en place, Gaz Métro évalue qu’elle peut assurer la sécurité d’approvisionnement de ses clients en retirant l’option d’un nombre maximal de jours pour répondre à des enjeux opérationnels du réseau de distribution[137].
• En ce qui a trait à la proposition d’abolir la marge de manœuvre en journée d’interruption, Gaz Métro souligne que, de ses discussions avec les clients, il ressort que ces derniers préfèrent maintenir leur facture à un niveau inférieur plutôt que de payer pour davantage de flexibilité. Le Distributeur considère donc que la facturation de la marge de manœuvre aux clients en combinaison tarifaire à compter du 1er novembre 2016 passe par son abolition et donc, son inclusion au volume souscrit[138].
• En ce qui a trait à la proposition de modifications à la section IV- Entrée en vigueur et dispositions transitoires, Gaz Métro précise que, depuis le 1er septembre 2013, il n’est plus possible pour un nouveau client à prix fixe ou un client qui fournit son propre gaz naturel de prévoir livrer, ou de prévoir faire livrer par son fournisseur, le gaz naturel ailleurs qu’à Dawn à partir du 1er novembre 2015 pour les prix fixes, et du 1er novembre 2016 pour les clients qui fournissent leur propre gaz naturel. Cependant, avant la date du 1er septembre 2013, certains clients étaient déjà engagés dans des ententes de fourniture avec leur fournisseur dont la durée contractuelle allait au-delà du 1er novembre 2015 ou 2016, selon le cas. Ces ententes prévoyaient le point de livraison à Empress. Puisque ces ententes ont été signées préalablement à la connaissance du déplacement à Dawn, Gaz Métro continuera d’accepter les livraisons de gaz naturel à Empress pour ces contrats jusqu’à ce qu’ils se terminent. Ces clients bénéficieront de la baisse du prix de transport au 1er novembre 2016, comme tous les autres clients à son service de transport, et doivent payer des frais de livraison à Empress pour assurer l’équité avec les autres clients. Les crédits de livraison à Dawn sont applicables aux clients qui livrent leur gaz naturel à Dawn lorsque la livraison doit être faite à Empress[139].
• Le gaz naturel renouvelable produit par une municipalité fait partie des volumes qui sont exemptés du service SPEDE. De plus, afin d’éviter toute possibilité de contestation, Gaz Métro ne s’objecte pas à la proposition de l’UMQ de ne plus spécifier de date à l’article 16.2.1 relatif à l’application du SPEDE au client qui est reconnu émetteur[140] et révise sa preuve en conséquence[141].
[347] Par ailleurs, Gaz Métro indique que sa demande de fusion des tarifs de transport des zones Nord et Sud du service de transport à compter du 1er octobre 2016 entraînera la suppression de la mention de ces deux zones aux articles 12.1.2.1 et 12.2.2.1 des Conditions de service et Tarif et propose des modifications en conséquence[142].
[348] SÉ-AQLPA recommande à la Régie de refuser la demande de Gaz Métro de s’enlever la possibilité de recourir à de l’interruptible opérationnel. Selon l’intervenant, les raisons qui ont amené Gaz Métro à se doter de la possibilité de recourir à des journées d’interruption pour des raisons opérationnelles sont toujours pertinentes et les inconvénients associés sont mineurs. Il souligne par exemple l’absence de coûts en cas de non utilisation[143].
[349] L’UMQ recommande à la Régie d’approuver les modifications proposées par Gaz Métro[144].
[350] Les précisions et explications de Gaz Métro sont satisfaisantes et répondent aux préoccupations de la Régie.
[351] La Régie ne retient pas la recommandation de SÉ-AQLPA de maintenir l’option de l’interruptible opérationnel car la preuve démontre qu’il y a des coûts indirects reliés à cette option[145]. De plus, Gaz Métro a fait la démonstration qu’elle n’en a pas besoin.
[352] Considérant sa décision de reporter le débat sur la fusion des zones Nord et Sud dans le dossier R-3867-2013 et de reconduire l’harmonisation des prix autorisée par la décision D-2015-214[146], la Régie ne donne pas suite aux modifications proposées par Gaz Métro aux articles 12.1.2.1 et 12.2.2.1 des Conditions de service et Tarif.
[353] En conséquence, la Régie approuve les autres modifications aux Conditions de service et Tarif, telles que présentées à la pièce B‑0202, à l’exception de la modification proposée à l’article 11.1.2.1 faisant l’objet d’une décision ultérieure de la Régie et des modifications proposées aux articles 12.1.2.1 et 12.2.2.1 et ordonne à Gaz Métro de modifier le texte des Conditions de service et Tarif conformément à la présente décision et de lui fournir, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12h, une version française et anglaise de ces modifications.
14. Ajustement final des tarifs
[354] La Régie demande à Gaz Métro de modifier et de déposer, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12 h, l’ensemble des pièces nécessaires à l’établissement des tarifs finaux de l’année tarifaire 2016-2017, en tenant compte des modifications découlant de la présente décision.
[355] Pour l’ensemble de ces motifs,
La Régie de l’énergie :
APPROUVE le plan d’approvisionnement 2017-2020;
MAINTIENT le suivi relatif à l’historique des achats réels de fourniture à Dawn;
PREND ACTE des réponses aux suivis requis par la décision D-2015‑181 relatifs à la méthode d’établissement de la demande à la journée de pointe et S’EN DÉCLARE SATISFAITE;
RECONDUIT jusqu’au 30 septembre 2018 le programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie;
PREND ACTE de la rentabilité du Plan de développement 2016-2017;
AUTORISE des charges d’exploitation de 196,3 M$ pour l’année tarifaire 2016‑2017;
AUTORISE l’inclusion, à partir du 1er octobre 2016, de l’actif/passif au titre des prestations définies net des CFR y afférents, soit le CFR lié à l’année de transition, le CFR lié aux écarts actuariels et le CFR lié au coût des services passés, à la base de tarification;
PREND ACTE des coûts des investissements anticipés dans le cadre de la Stratégie de gestion des actifs et du suivi requis par la décision D-2015-181 relatif à l’inclusion des investissements de plus de 1,5 M$ de la catégorie « Renforcement du réseau de transmission » et S’EN DÉCLARE SATISFAITE;
PREND ACTE du suivi requis par la décision D-2015-181 relatif à la planification des coûts d’investissement sur un horizon de cinq ans et S’EN DÉCLARE SATISFAITE;
ÉTABLIT la base de tarification aux fins d’établissement des tarifs à un montant de 2 044 551 000 $, sous réserve des ajustements requis à la suite des dispositions de la présente décision;
APPROUVE un montant de 159,2 M$ en 2017 pour les additions à la base de tarification liées aux projets d’investissements dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$, sous réserve des ajustements requis à la suite des dispositions de la présente décision;
RECONDUIT la structure de capital présumée actuelle constituée de 38,5 % d’avoir propre, 7,5 % d’actions privilégiées et 54 % de dette pour l’année tarifaire 2016-2017;
APPROUVE un coût en capital moyen sur la base de tarification de 6,42 % pour l’année tarifaire 2016-2017;
APPROUVE un coût en capital prospectif de 5,28 % pour l’année tarifaire 2016‑2017;
APPROUVE le budget de 21 M$ pour le PGEÉ pour l’année tarifaire 2016-2017;
PREND ACTE de la réponse aux suivis requis par la décision D-2015‑181 relatifs aux programmes PE111, PE123, PE202 et PE210 et S’EN DÉCLARE SATISFAITE;
APPROUVE un montant de 1 M$ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes;
APPROUVE la prolongation du programme pilote du compte d’aide au soutien social;
AUTORISE que le rapport sur les améliorations potentielles aux préavis d’entrée et de sortie du service de transport du Distributeur soit traité dans le cadre du dossier R‑3867‑2013;
REPORTE le débat sur la fusion des zones Nord et Sud au service de transport dans le dossier R‑3867‑2013;
RECONDUIT l’harmonisation des prix des zones Nord et Sud autorisée par la décision D‑2015‑214;
APPROUVE l’abolition des soldes d’inventaire;
APPROUVE 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 2016-2017;
APPROUVE la mise en place d’un cavalier tarifaire pour le service de transport pour l’année tarifaire 2016-2017 et FIXE à 10 M$ le montant total du crédit applicable à ce cavalier tarifaire;
ACCUEILLE la demande de Gaz Métro de traiter, de façon confidentielle, les informations suivantes :
• les informations caviardées contenues à la section 2, ainsi qu’à la section 5 de la pièce B‑0016, pour une durée indéterminée;
• l’annexe 2A de la pièce B-0155 (qui révise la pièce B‑0017), pour une durée indéterminée;
• les informations caviardées de la pièce B-0047, pour une période de 10 ans;
• la pièce B-0148, pour une durée de 10 ans;
• les informations caviardées de l’annexe 2 de la pièce B-0183 (qui révise la pièce B‑0161), pour durée de 10 ans;
• les informations caviardées de la réponse 11.2 de la pièce B‑0183 (qui révise la pièce B‑0161) de la rubrique relative aux coûts pour une durée de 10 ans, et pour une durée indéterminée celle relative au nom de la contrepartie;
• l’annexe 6 de la pièce B-0183 (qui révise la pièce B‑0161), pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0163, pour une durée indéterminée;
• les annexes 3 et 4 de la pièce B-0187 (qui révise la pièce B‑0165), pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0167, pour une durée indéterminée;
• l’annexe 1 de la pièce B-0170, pour une durée indéterminée;
• la pièce B-0208, pour une durée indéterminée;
• les informations caviardées de la pièce B-0224, pour une durée de 10 ans;
• les informations caviardées de la pièce B-0229, pour une durée de 10 ans.
INTERDIT la divulgation, la publication et la diffusion des informations susmentionnées pour les durées précisées;
APPROUVE les modifications aux Conditions de service et Tarif, telles que présentées à la pièce B‑0202, à l’exception de la modification proposée à l’article 11.1.2.1 faisant l’objet d’une décision ultérieure de la Régie et des modifications proposées aux articles 12.1.2.1 et 12.2.2.1 et ORDONNE à Gaz Métro de modifier le texte des Conditions de service et Tarif conformément à la présente décision et de lui fournir, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12h, une version française et anglaise de ces modifications;
DEMANDE à Gaz Métro de modifier et de déposer, au plus tard le 20 octobre 2016 à 12 h, l’ensemble des pièces nécessaires à l’établissement des tarifs finaux de l’année tarifaire 2016-2017, en tenant compte des modifications découlant de la présente décision;
ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à l’ensemble des dispositions contenues à la présente décision.
Louise Rozon
Régisseur
Marc Turgeon
Régisseur
Françoise Gagnon
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 Pierre-Olivier Charlebois;
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME) représenté par Me Geneviève Paquet;
Option consommateurs (OC) représentée par Me Éric David;
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ) représenté par Me Franklin S. Gertler et M. Nicholas Ouellet, stagiaire en droit;
Société en commandite Gaz Métro représentée par Me Hugo Sigouin-Plasse, Me Marie-Lemay Lachance et Me Vincent Locas;
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ-AQLPA) représenté par Me Dominique Neuman;
Summit Energy Québec LP/Énergie Summitt Québec S.E.C. (Summitt Energy) représentée par Me Jason Dolman et Me Nicolas Brochu;
Union des municipalités du Québec (UMQ) représentée par Me Catherine Rousseau.
[3] Pièce C-ACIG-0016.
[7] Gaz Métro GNL, une filiale de la Société en commandite Gaz Métro.
[13] Ensemble des points d’interconnexion entre le système de Gaz Métro et ceux de TCPL/TQM qui sont situés dans la zone de livraison GMIT EDA « Eastern Delivery Area » de TCPL.
[24] Dossier R-3955-2015.
[28] Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant diverses dispositions législatives.
[29] Dossier R-3752-2011.
[32] Pièce C-FCEI-0014, p. 6.
[38] Pièce C-FCEI-0014, p. 7.
[41] Dossier R-3879-2014 Phase 3 et 4.
[44] Pièce C-FCEI-0017, p. 5.
[45] Pièce C-FCEI-0017, p. 6.
[46] Pièce C-GRAME-0012, p. 16.
[53] http://www.statcan.gc.ca/pub/62-001-x/2016007/t040-fra.pdf.
[54] Décision D-2015-181, p. 102.
[55] Autorisée par la Régie dans sa décision D-2015-212, p. 11.
[57] Décision D-2015-212, p. 24 et 25.
[67] Voir le tableau 9 de la présente décision.
[87] Dossier R-3879-2014, Phase 3 et 4.
[88] Dossier R-3879-2014 Phase 3 et 4.
[89] Dossier R-3970-2016.
[91] Dossier R-3879-2014 Phase 3 et 4.
[116] Dossier R-3867-2013.
[117] Pièce C-ACIG-0010 p. 16.
[143] Pièce C-SÉ-AQLPA-0011 p. 28 et 29.
[144] Pièce C-UMQ-0012 p. 29 à 31.
[146] Dossier R-3879-2014 Phase 3 et 4.