QUÉBEC                                                                             RÉGIE DE L’ÉNERGIE

 

 

 

D-2017-073	R-3992-2016	5 juillet 2017

 

PRÉSENTS :

 

Françoise Gagnon

Louise Rozon

Marc Turgeon

Régisseurs

 

 

Société en commandite Gaz Métro

Demanderesse

 

et

 

Intervenantes dont les noms apparaissent ci-après

 

 

Décision sur le fond

 

Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2016

 

Intervenantes :

 

Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG);

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

Table des matières

 

Liste des tableaux.. 5

Liste des décisions citées. 6

Lexique.. 9

1.                 Introduction.. 10

2.                 Résultats financiers de l’activité réglementée.. 14

2.1     Base de tarification et additions. 18

2.2     Résultats des indices de maintien de la qualité de service et
bonification de rendement. 20

2.3     Gaz perdu.. 22

2.4     Plan d’approvisionnement. 22

2.5     Rentabilité du plan de développement. 31

2.6     Programmes commerciaux.. 33

3.                 Efficacité énergétique.. 36

3.1     Processus d’évaluation des programmes. 38

4.                 Suivis. 40

4.1     Suivis des projets de développement. 40

4.2     Rapport de suivi associé à l’activité gaz naturel liquéfié. 43

4.3     Utilisation du Compte d’aide au soutien social. 45

4.4     Autres suivis annuels à la suite de décisions de la Régie. 46

5.                 CONFIDENTIALITÉ.. 46

5.1     Suivis et renseignements de nature transactionnelle. 47

5.2     États financiers et autres informations financières. 50

5.3     Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (SPEDE) 51

5.4     Renseignements caviardés de la Pièce B-0087. 52

5.5     Réponses aux demandes de renseignements. 53

Dispositif.. 54

 

Liste des tableaux

 

Tableau 1 ....... Résultats financiers des exercices terminés
le 30 septembre 2016 et 2015. 14

Tableau 2 ....... Évolution de la base de tarification 2016 et 2015. 18

Tableau 3 ....... Additions à la base de tarification pour l’année 2016. 19

Tableau 4 ....... Indices de qualité de service pour 2016. 20

Tableau 5 ....... Capacités de transport contractées. 23

Tableau 6 ....... Capacités de transport contractées pour l’année 2015-2016. 24

Tableau 7 ....... Revenus pour les transactions financières de l’année 2015-2016. 29

Tableau 8 ....... Coûts attribués à l’activité GNL pour 2016. 45

 

Liste des décisions citées

 

 

Décision	Dossier	Nom du dossier
D-97-25	R-3371-97	Demande suivant la décision D-96-21 portant sur le suivi a posteriori des projets d’extension de réseau réalisés en 1994 dans le cadre du programme d’infrastructures Canada-Québec
D-2007-47	R-3599-2006	Décision portant sur le renouvellement du mécanisme incitatif à l’amélioration de la performance de Gaz Métro
D-2009-156	R-3690-2009	Demande de modifier les tarifs de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2009
D-2010-144	R-3720-2010 Phase 2	Demande de modifier les tarifs de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2010
D-2011-149	R-3767-2011	Demande d’autorisation pour réaliser un projet d’investissement visant l’extension du réseau de la municipalité de Vallée-Jonction jusqu’à la ville de Thetford Mines
D-2011-164	R-3752-2011	Demande de modifier les tarifs de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2011
D-2012-076	R-3693-2009 Phase 2	Demande visant le renouvellement du Mécanisme incitatif à l’amélioration de la performance de Gaz Métro
D-2013-054	R-3809-2012 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 2012
D-2013-106	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
D-2013-121	R-3844-2013	Demande d’autorisation pour la relocalisation de la conduite du pont Bisson
D-2013-160	R-3851-2013	Demande de Gaz Métro relative au projet d’investissement visant le prolongement du réseau dans la ville de Terrebonne
D-2013-182	R-3837-2013 Phases 2 et 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
D-2014-064	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
D-2014-065	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
D-2014-077	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
D-2014-098	R-3886-2014	Demande d’autorisation visant la relocalisation de la conduite de transmission située près du prolongement de l’autoroute 70 à Saguenay
D-2014-165	R-3871-2013	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2013
D-2014-171	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
D-2014-195	R-3907-2014	Projet de relocalisation de la conduite de gaz naturel du pont de la rivière du Cap Rouge
D-2015-045	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
D-2015-076	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
D-2015-115	R-3931-2015	Projet de relocalisation de la conduite de gaz naturel près du pont Bouchard
D-2015-125	R-3916-2014	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2014
D-2015-125R	R-3916-2014	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2014
D-2015-177	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
D-2015-181	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
D-2015-214	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
D-2016-111	R-3951-2015	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2015
D-2016-131	R-3951-2015	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2015
D-2016-162	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
D-2017-020	R-3992-2016	Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2016
D-2017-046	R-3987-2016 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 2017

 

Lexique

 

CASS                       Compte d’aide au soutien social

CFR                         compte de frais reportés

DDR                        demande de renseignements

CII                            commercial, institutionnel et industriel

EDA                         Eastern Delivery Area

FTLH                       Firm Transportation Long Haul

FTSH                       Firm Transportation Short Haul

GMIT-EDA             Ensemble des points d’interconnexions entre le système de Gaz Métro et ceux de TCPL/TQM situés dans la zone de livraison de TCPL  

GNL                         gaz naturel liquéfié

LSR                          liquéfaction, stockage et regazéification

PGEÉ                       Plan global en efficacité énergétique

PRI                           période de recouvrement de 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

TCTR                       test du coût total en ressources

TEQ                         Transition énergétique Québec

TQM                        Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc.

TRI                           Taux de rendement interne

VGE                         Ventes grandes entreprises

 

1.            Introduction

 

[1]             Le 19 décembre 2016, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro ou le Distributeur) présente son rapport annuel pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2016 (Rapport annuel 2016) au personnel de la Régie de l’énergie (la Régie) et aux intervenants du dossier tarifaire R-3879-2014.

 

[2]             Le 22 décembre 2016, Gaz Métro dépose à la Régie, en vertu des articles 31 (1) (5°), 75 et 159 de la Loi sur la Régie de l’énergie^[1] (la Loi), une demande d’examen du Rapport annuel 2016 (la Demande) ainsi que les pièces au soutien de sa demande.

 

[3]             Le 3 janvier 2017, Gaz Métro complète le dépôt des pièces au dossier. Certains renseignements ou documents du Rapport annuel 2016 sont déposés sous pli confidentiel pour lesquels elle demande à la Régie d’en interdire la divulgation, la publication et la diffusion.

 

[4]             Dans la Demande, le Distributeur soumet, entre autres, qu’il est souhaitable que la Régie prenne acte, d’ici la fin du mois de mars 2017, du dépassement des coûts projeté du projet d’extension de réseau dans la région de Bellechasse afin qu’il puisse bénéficier, le cas échéant, d’une contribution gouvernementale supplémentaire.

 

[5]             Le 18 janvier 2017, la Régie avise Gaz Métro et les intervenants du dossier tarifaire R-3879-2014 qu’elle entend procéder à l’examen de la Demande par voie de consultation. Elle avise les personnes intéressées, désirant intervenir au présent dossier, qu’elles doivent déposer une demande à cet effet au plus tard le 6 février 2017.

 

[6]             Afin de traiter la demande de Gaz Métro en ce qui a trait au dépassement de coûts projeté du projet d’extension de réseau dans la région de Bellechasse, la Régie demande également aux personnes intéressées de soumettre des commentaires écrits à cet effet au plus tard le 6 février 2017.

 

[7]             Le 6 février 2017, l’ACIG et la FCEI déposent leur demande d’intervention ainsi que leur budget de participation. Le 8 février 2017, la FCEI dépose un budget de participation révisé. La Régie ne reçoit aucun commentaire relativement au dépassement de coûts projeté du projet d’extension de réseau dans la région de Bellechasse.

 

[8]             Le 9 février 2017, le Distributeur dépose ses commentaires relatifs aux demandes d’intervention et aux budgets de participation. Il prend également acte du fait qu’aucun commentaire n’a été formulé à l’égard du dépassement de coûts projeté du projet d’extension de réseau dans la région de Bellechasse.

 

[9]             Dans sa décision D-2017-020[2], la Régie prend acte du suivi du projet d’extension de réseau dans la région de Bellechasse et du dépassement de coûts projeté de 3,2 M$ au 30 septembre 2016. Elle accorde également le statut d’intervenant à l’ACIG et la FCEI.

 

[10]         Le 30 mars 2017, la Régie et les intervenants déposent leurs demandes de renseignements (DDR) à Gaz Métro.

 

[11]         Le 13 avril 2017, le Distributeur dépose ses réponses aux diverses DDR, dont certaines sous pli confidentiel, pour les motifs énoncés aux déclarations sous serment déjà déposées au dossier. Gaz Métro dépose également deux pièces révisées.

 

[12]         Le 25 avril 2017, l’ACIG et la FCEI déposent leur preuve.

 

[13]         Le 4 mai 2017, la Régie dépose sa DDR n^o 2 à Gaz Métro.

 

[14]         Le 17 mai 2017, Gaz Métro dépose ses réponses à la DDR n^o 2 de la Régie ainsi que son argumentation. L’ACIG et la FCEI déposent leur argumentation le 24 mai 2017.

 

[15]         Le 26 mai 2017, Gaz Métro dépose sa réplique, date à laquelle la Régie entame son délibéré.

 

[16]         La présente décision porte sur la Demande de Gaz Métro, dont les conclusions recherchées sont les suivantes :

 

« ACCUEILLIR la présente demande;

PRENDRE ACTE du fait que, conformément à la décision D-2015-045 :

•         les associés de Gaz Métro et la clientèle se partageront les premiers cent points de base du trop-perçu de 0,065 million $ relié au service de distribution, alors que le trop-perçu de 0,263 million $ relié aux activités de GNL devra être remboursé à la clientèle,

•         un manque à gagner de 9 millions $ relié au service de transport sera assumé par la clientèle,

•         un manque à gagner de 28,8 millions $ relié au service d’équilibrage sera assumé par la clientèle,

•         un trop-perçu de 0,352 million $ relié aux services SPEDE, de fourniture et de compression sera remboursé à la clientèle;

 

PRENDRE ACTE de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %;

 

PRENDRE ACTE du fait que Gaz Métro a été en mesure de réaliser l’incitatif relatif à la performance du Plan global en efficacité énergétique de manière à lui donner droit à une bonification de rendement de 1 million $;

 

PRENDRE ACTE du fait que Gaz Métro a droit à une bonification de 0,052 million $ reliée aux transactions d’optimisation financières et à l’optimisation de son plan d’approvisionnement;

 

AUTORISER Gaz Métro à mettre fin aux suivis suivants :

 

•         Projet d’extension du réseau entre Vallée-Jonction et Thetford Mines (suivi de la décision D-2011-149),

•         Projet de relocalisation de la conduite du pont Bisson (suivi de la décision D‑2013-121),

•         Projet de relocalisation de la conduite de transmission située près du prolongement de l’autoroute 70 à Saguenay (suivi de la décision D‑2014‑098),

•         Projet de relocalisation de la conduite du pont de la rivière du Cap Rouge (suivi de la décision D-2014-195), 

•         Projet de relocalisation de la conduite près du pont Bouchard (suivi de la décision D-2015-115);

 

PRENDRE ACTE des différents suivis déposés par Gaz Métro dans le cadre du présent dossier et S’EN DÉCLARER SATISFAITE;

 

INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des pièces suivantes ou des informations caviardées contenues aux pièces suivantes pour une durée de 10 ans :

 

•         Gaz Métro-3, Document 1,

•         Gaz Métro-9, Document 9,

•         Gaz Métro-12, Document 2 (annexe 1),

•         Gaz Métro-12, Document 3,

•         Gaz Métro-33, Document 1 à Gaz Métro-43, Document 1;

 

INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des pièces suivantes ou des informations caviardées contenues aux pièces suivantes pour une durée indéterminée :

 

•         Gaz Métro-12, Document 4,

•         Gaz Métro-12, Document 6 (annexe 1),

•         Gaz Métro-12, Document 9,

•         Gaz Métro-15, Documents 1 et 2,

•         Gaz Métro-18, Document 1;

 

INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées et des tableaux contenus aux pièces suivantes jusqu’à ce que chacun des projets dont font état ces pièces soit complété :

 

•         Gaz Métro-21, Document 1,

•         Gaz Métro-23, Document 1,

•         Gaz Métro-27, Document 1,

•         Gaz Métro-29, Document 1,

•         Gaz Métro-30, Document 1,

•        Gaz Métro-32, Document 1 »[3].

 

2.            Résultats financiers de l’activité réglementée

 

[17]         Pour 2016, Gaz Métro établit le revenu net d’exploitation permissible à 134,1 M$, lequel découle du taux moyen du coût en capital autorisé de 6,84 % appliqué sur le montant réel de 1 960,2 M$ de la base de tarification[4]. Le revenu net d’exploitation réalisé par Gaz Métro étant de 106,9 M$ pour 2016, l’écart représente un manque à gagner global de - 27,2 M$ après impôts, tel que présenté au tableau suivant.

 

Tableau 1
Résultats financiers des exercices terminés
le 30 septembre 2016 et 2015

 

Tableau établi à partir de la pièce B-0039 et de la décision D-2016-131, p. 9 et 11. Il peut y avoir des écarts dus à la présence d’arrondis.

 

[18]         Le service de distribution présente un trop-perçu de 328 000 $, dont un montant de 263 000 $ est relié au gaz naturel liquéfié (GNL) et attribué à la clientèle. Le solde restant du trop-perçu de 65 000 $ est partagé entre la clientèle et Gaz Métro, conformément à la décision D‑2015‑045[5].

 

[19]         Les services de transport, d’équilibrage et de compression présentent respectivement un manque à gagner de - 9 013 000 $, - 28 830 000 $ et - 14 000 $. Les services de fourniture et du Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (SPEDE) présentent respectivement un trop-perçu de 351 000 $ et 15 000 $. Pour ces différents services, les manques à gagner et les trop-perçus sont attribués aux clients, conformément à la Loi et aux décisions D‑2013‑054[6] et D‑2014‑171[7].

 

[20]         Après la prise en compte du partage du trop-perçu du service de distribution, de la bonification de 52 000 $ liée aux transactions d’optimisation financières pour les services de transport et d’équilibrage et de l’incitatif de 1 000 000 $ lié à l’atteinte des objectifs en matière d’efficacité énergétique, Gaz Métro établit le taux de rendement sur les capitaux propres et le taux moyen du coût en capital respectivement à 8,99 % et 6,87 %[8].

 

[21]         Gaz Métro explique les résultats de fin d’année et les écarts constatés par rapport aux projections principalement comme suit[9] :

 

•        le manque à gagner du service d’équilibrage de - 28 830 000 $ découle de l’application des tarifs d’équilibrage 2015 inférieurs aux tarifs finaux de 2016 au cours du premier trimestre de l’exercice 2016, de la baisse des livraisons attribuable à la température plus chaude que la normale au cours de l’exercice 2016 ainsi que la hausse des coûts d’approvisionnement;

•        le manque à gagner du service de transport de - 9 013 000 $ découle de la baisse de la demande, combinée à l’application des tarifs de transport 2015 inférieurs aux tarifs finaux de 2016 au cours du premier trimestre de l’exercice 2016;

•        le trop-perçu du service de distribution de 328 000 $ découle d’une réduction au niveau des dépenses d’exploitation et d’amortissement des frais reportés, partiellement compensée par une baisse des revenus causée par la diminution des volumes distribués normalisés ainsi que par l’effet de la contrepartie de la normalisation attribuable à la température plus chaude que la normale.

 

Récupération des manques à gagner en transport et en équilibrage

 

[22]         L’ACIG soumet que Gaz Métro n’applique pas correctement la décision D‑2015‑177 en ce qui a trait à l’amortissement des comptes de frais reportés (CFR) des services de transport et d’équilibrage. L’intervenante est d’avis que la demande de Gaz Métro, qui a été autorisée par la Régie dans cette décision, portait sur un étalement sur trois ans pour toutes les années à partir de 2015-2016.

 

[23]         De plus, l’intervenante mentionne que le fait d’étaler les manques à gagner sur trois années réduirait le choc tarifaire attendu au service d’équilibrage pour l’année 2018 et permettrait ainsi à la clientèle de pleinement bénéficier des économies que génère le déplacement des approvisionnements vers Dawn au chapitre des coûts de transport.

 

[24]         Dans son argumentation[10], Gaz Métro souligne que la décision D‑2015‑177 n’avait trait qu’aux montants constatés aux CFR de transport et d’équilibrage pour l’année 2014. Ainsi, le Distributeur ne peut que supposer que la Régie prévoyait, au paragraphe 47 de la décision D-2015-177 sur lequel s’appuie principalement l’ACIG, que la récupération dans les tarifs des montants constatés dans le CFR de transport et d’équilibrage au rapport annuel 2014 débuterait dès l’année 2015‑2016.

 

[25]         De plus, Gaz Métro souligne que cette interprétation est conforme au traitement appliqué dans les dossiers tarifaires subséquents, dont les tarifs ont été approuvés respectivement dans les décisions D-2015-214 et D-2016-162.

 

Opinion de la Régie

 

[26]         Dans la phase 4 du dossier R-3879-2014 qui portait sur les tarifs de l’année 2016, Gaz Métro demandait que les CFR aux services de transport et d’équilibrage établis au rapport annuel 2014 soient récupérés sur une période de trois ans :

 

« [24] Le 3 septembre 2015, dans sa 16^e demande réamendée [note de bas de page omise], le Distributeur demande à la Régie de :

 

« 56. Finalement, dans sa pièce Gaz Métro-16, Document 5, Gaz Métro donne suite au suivi requis par la Régie dans sa décision D-2015-125 en lien avec l’examen de la méthode actuelle de fonctionnalisation des achats de gaz naturel jusqu’au 31 octobre 2016 et demande à la Régie d’approuver :

[…]

d) une période de récupération des comptes de frais reportés aux services de transport et d’équilibrage établis au rapport annuel 2014 sur une période de trois ans, portant intérêt au coût moyen du capital » »[11]. [nous soulignons]

 

[27]         Le revenu requis 2016 autorisé dans la décision D-2015-214 incluait, notamment, l’amortissement des CFR liés aux manques à gagner des services d’équilibrage et de transport de l’année 2014, calculé sur une période de trois ans[12].

 

[28]         La Régie note que l’amortissement des CFR de l’année 2014, constaté dans les résultats financiers de l’année 2016[13], est celui prévu au dossier tarifaire et autorisé dans la décision D-2015-214.

 

[29]         Quant au choc tarifaire que l’ACIG entrevoit pour l’année 2018, la Régie rappelle que ce type de question, s’il y a lieu, sera examiné dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3987-2016.

 

[30]         Conséquemment, la Régie prend acte :

 

•        des explications fournies par Gaz Métro sur les écarts observés entre les données réelles et celles projetées du dossier tarifaire;

•        de la conciliation entre les états financiers vérifiés non consolidés, la base de tarification, les éléments hors base et la structure du capital;

•        que les associés de Gaz Métro et la clientèle se partageront les premiers cent points de base du trop-perçu de 65 000 $ relié au service de distribution, alors que le trop-perçu de 263 000 $, relié aux activités de GNL, devra être remboursé à la clientèle.

 

[31]         La Régie prend également acte que les manques à gagner des services de transport, d’équilibrage et de compression, établis respectivement à - 9 013 000 $, - 28 830 000 $ et - 14 000 $, ainsi que les trop-perçus des services de fourniture et du SPEDE, établis respectivement à 351 000 $ et 15 000 $, seront attribués à la clientèle.

 

 

2.1             Base de tarification et additions

 

[32]         La base de tarification 2016 s’élève à 1 960,2 M$, soit une augmentation globale de 4,7 M$ comparativement au montant prévu dans le cadre du dossier tarifaire.

 

Tableau 2
Évolution de la base de tarification 2016 et 2015

 

Tableau établi à partir de la pièce B-0027 et de la décision D-2016-111, p. 17. Il peut y avoir des écarts dus à la présence d’arrondis.

 

[33]         Pour l’année 2016, les additions à la base de tarification s’élèvent à 186,2 M$, soit une hausse de 18,5 M$ comparativement au montant prévu au dossier tarifaire. Les montants reliés aux projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$ totalisent 167,1 M$, soit une hausse de 10,1 M$ comparativement au montant autorisé pour 2016.

 

Tableau 3
Additions à la base de tarification pour l’année 2016

 

Tableau établi à partir de la pièce B-0028. Les écarts sont expliqués aux p. 4 à 6.

 

[34]         Pour les projets en développement du réseau, l’écart de 22,8 M$ s’explique principalement par l’augmentation des coûts d’investissement du projet Thetford Mines ainsi que par une multitude de projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$. Pour ces derniers, Gaz Métro explique l’écart de 18,5 M$ principalement par des projets du marché affaires ayant un nombre plus élevé que prévu de kilomètres de conduites principales installées, et des coûts moyens réels de conduite et de branchements supérieurs en raison de la complexité des travaux réalisés.

 

[35]         Le Distributeur mentionne que les investissements plus importants en développement du réseau réalisés en 2016 ont eu un impact à la baisse sur les investissements en amélioration du réseau et mesurage, dont le report de projets en joints mécaniques. De plus, divers travaux prévus dans les postes de détente ont été reportés en raison d’une nouvelle priorisation des projets en fonction du programme de gestion des actifs^[14].

 

[36]         La Régie prend acte des explications de Gaz Métro en ce qui a trait aux écarts réalisés au niveau des additions à la base de tarification et du montant de la base de tarification évaluée à 1 960,2 M$ pour l’exercice financier 2016.

2.2             Résultats des indices de maintien de la qualité de service et bonification de rendement

 

[37]         Pour l’exercice financier se terminant le 30 septembre 2016, le pourcentage global de réalisation des indices de qualité de service atteint par le Distributeur est de 100 %^[15]. Il est égal à la moyenne pondérée des pourcentages de réalisation de chaque indice, tel qu’autorisé par la Régie dans sa décision D-2013-106^[16].

 

Tableau 4
Indices de qualité de service pour 2016

 

Indices de qualité	Pondération (%)	Résultat individuel (%)	Pourcentage de réalisation (%)
Entretien préventif	10	103,0	100,0
Rapidité de réponse aux urgences	20	94,4	100,0
Rapidité de réponse aux appels téléphoniques	10	97,7	100,0
Fréquence de lecture des compteurs	10	99,4	100,0
ISO 14001 (rapport BNQ)	10	100,0	100,0
Émissions de gaz à effet de serre (réduction)	10	100,0	100,0
Satisfaction de la clientèle des tarifs D1, D3 et DM	15	93,2	100,0
Satisfaction de la clientèle des tarifs D4 et D5	5	84,0	100,0
Procédure de recouvrement et interruption de service	10	100,0	100,0
Moyenne pondérée – Pourcentage global de réalisation			100,0

Source : Pièce B-0025, p. 3.

 

[38]         Gaz Métro indique ce qui suit au sujet de la description de chacun des indices de qualité applicables à l’année financière 2016 :

 

« La description de chacun des indices de qualité de service se trouve à la page 25 du Mécanisme incitatif convenu par le groupe de travail à la phase 2 du PEN – R‑3599-2006, 19 avril 2007 »[17].

 

[39]         Questionné à cet égard, le Distributeur précise que la description de l’indice « Émissions de gaz à effet de serre » n’est plus celle convenue en 2007 par le groupe de travail du dossier R‑3599‑2006, mais plutôt celle qu’il a proposée dans le dossier R‑3837‑2013 et que la Régie a autorisée dans sa décision D‑2014‑077[18].

 

[40]         En ce qui a trait à l’indice « Procédure de recouvrement et interruption de service », le Distributeur indique ce qui suit :

 

« Au cours de l’année 2015-2016, les différentes étapes et règles approuvées par la décision D-2015-181 correspondant à celles qui s’appliquaient au Mécanisme incitatif convenu par le groupe de travail à la phase 2 du PEN – R-3599-2006 (D‑2007-47) ont été respectées relativement à la procédure de recouvrement et d’interruption de service pour la clientèle qui utilise le gaz naturel à des fins d’usage domestique pour le chauffage de l’espace »[19].

 

[41]         Le paramètre autorisé dans la décision D-2015-181[20] pour évaluer les résultats correspond au « Nombre de cas d’interruption de service pour défaut de paiement contrevenant à la procédure d’interruption de service ».

 

[42]         Questionnée à cet égard, Gaz Métro confirme qu’entre le 15 novembre 2015 et le 15 mars 2016, aucun de ses clients n’a fait l’objet d’une interruption de service[21].

 

[43]         La Régie prend acte de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %.

 

[44]         À compter du rapport annuel 2017, la Régie demande à Gaz Métro d’indiquer une référence à jour pour chacun des indices de qualité de service. De plus, pour l’indice « Procédure de recouvrement et interruption de service », elle lui demande d’indiquer le nombre de clients utilisant le gaz naturel à des fins d’usage domestique pour le chauffage de l’espace dont le service a été interrompu et, le cas échéant, une démonstration du respect de la procédure d’interruption de service.

 

 

2.3             GAz perdu

 

2.3.1           Addition en capital portée au compte de nivellement du gaz perdu

 

[45]         Gaz Métro présente les additions en capital portées mensuellement au compte de nivellement du gaz perdu. Pour l’exercice financier se terminant le 30 septembre 2016, les additions sont de - 3 494 000 $[22].

 

[46]         De plus, Gaz Métro fournit les taux, la source de ces taux ainsi que le calcul du nivellement mensuel à la réponse à la question 25.1 de la DDR n^o 1 de la Régie[23].

 

[47]         Considérant que ces renseignements additionnels facilitent le traitement du dossier, la Régie demande à Gaz Métro de déposer, à compter du rapport annuel 2017, les taux et les sources des taux sous-jacents aux calculs de la pièce B‑0054, et ce, tels que fournis en réponse à la question 25.1 de la DDR nº 1 de la Régie (pièce B-0126).

 

 

2.4             Plan d’approvisionnement

 

2.4.1           Stratégie d’approvisionnement

 

[48]         Dans sa décision D-2015-181, la Régie autorisait Gaz Métro à contracter des capacités additionnelles de transport de 2 291 10³m³/jour (86 800 GJ/jour) pour l’année 2015-2016, afin de répondre aux besoins d’approvisionnement de la demande continue en journée de pointe et de la demande saisonnière en hiver extrême.

 

[49]         À cet égard, Gaz Métro mentionne avoir contracté les capacités suivantes :

 

Tableau 5
Capacités de transport contractées

 

Tableau établi à partir de la pièce B-0060, p. 3 et du dossier R-3879-2014 Phases 3 et 4, pièce B-0583, annexe 1.

 

[50]         Lors de sa révision budgétaire de l’année 2016 (le budget 0-12 en septembre 2015), Gaz Métro a identifié une hausse additionnelle des besoins et a modifié sa structure d’approvisionnement en conséquence. Ainsi, le besoin d’approvisionnement a été révisé à 2 565 10³m³/jour (97 200 GJ/jour)[24].

 

[51]         De plus, au cours de l’exercice financier 2016, Gaz Métro mentionne que deux événements ont entraîné une modification aux besoins d’approvisionnement pour l’hiver, soit l’avis d’un client du secteur de la métallurgie de la baisse de sa demande au mois de novembre, entraînant une baisse des besoins de 623 10³m³/jour (23 600 GJ/jour) et la demande additionnelle de migration du service interruptible au service continu, entraînant une hausse des besoins de 26 10³m³/jour (1 000 GJ/jour)[25].

 

[52]         Ainsi, Gaz Métro indique avoir procédé à des ventes de transport Firm Transportation Long Haul (FTLH) a priori de 623 10³m³/jour (23 600 GJ/jour) du 12 au 30 novembre 2015 et de 596 10³m³/jour (22 600 GJ/jour) séparément pour chacun des mois de décembre 2015 à mars 2016.

 

[53]         Le Distributeur indique que l’hiver a été plus chaud que la normale, mais que les mois d’épaulement, soit octobre, avril et mai ont été plus froids. Ainsi, le mois de novembre plus chaud a entraîné des ventes de transport FTLH non utilisé pour certaines journées du mois, alors qu’elles n’avaient pas été prévues dans le cadre du dossier tarifaire 2016.

 

[54]         Au moment du dossier tarifaire, Gaz Métro prévoyait des ventes de capacité excédentaires de transport FTLH de 528 10³m³/jour (20 000 GJ/jour) pour la période d’avril à septembre. Or, malgré l’hiver chaud, la hausse projetée d’un client dans le secteur de la métallurgie a compensé une partie des capacités excédentaires pour les mois d’avril à septembre.

 

[55]         Le tableau suivant présente les capacités contractées par Gaz Métro au cours de l’année 2015-2016.

 

Tableau 6
Capacités de transport contractées pour l’année 2015-2016

 

Source : Pièce B-0060, p. 3.

 

[56]         La Régie prend acte de la stratégie d’approvisionnement de Gaz Métro et des explications fournies quant à la demande et aux sources d’approvisionnement gazier réelles de l’année tarifaire 2016.

 

 

2.4.2           Fonctionnalisation des coûts échoués résultant de la revente de transport a priori

 

[57]         La FCEI souligne que Gaz Métro propose d’allouer au tarif d’équilibrage les coûts échoués de 3,51 M$ résultant de la revente de transport a priori. Si cette allocation était retenue, ces coûts seraient inclus au manque à gagner en équilibrage et intégrés aux tarifs d’équilibrage 2018 et, par conséquent, assumés par les clients ayant un profil de consommation saisonnier.

 

[58]         L’intervenante considère cette allocation inéquitable, puisqu’elle fait assumer par les clients ayant un profil de consommation saisonnier des coûts liés à la baisse de consommation d’un client ayant un tarif stable et qui n’ont rien à voir avec la variation saisonnière des besoins.

 

[59]         La FCEI soumet que cette allocation est contraire aux décisions de la Régie relatives à l’allocation de coûts semblables, soit les décisions D‑2013‑182, D‑2014‑064 et D‑2014‑065 et ferait abstraction de l’évolution du contexte depuis la décision D‑2011‑164.

 

[60]         Considérant l’absence de fondement à la position du Distributeur et l’historique décisionnel de la Régie, la FCEI invite cette dernière à rejeter les arguments mis de l’avant par Gaz Métro.

 

[61]         L’intervenante recommande, considérant que le débat sur la méthode d’allocation des coûts échoués de transport sera fait dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3867‑2013, de placer le montant de 3,51 M$ dans un CFR, en attendant qu’une décision soit rendue sur cet enjeu. Ainsi, l’allocation de cette somme pourra être faite en temps opportun, selon une méthode que la Régie aura jugé équitable, ce qui n’est pas le cas de la méthode actuelle.

 

[62]         En réponse à la recommandation de la FCEI, Gaz Métro réfère à la décision D‑2014‑064 quant au principe selon lequel la méthode de fonctionnalisation appliquée dans un dossier tarifaire doit être conservée lors de l’examen du rapport annuel de l’année correspondante.

 

« [162] La Régie souligne que les tarifs sont établis sur une base prévisionnelle. Elle est d’avis qu’il est d’usage d’apporter des ajustements en fin d’année lorsqu’il est facile de le faire et qu’il en résulte une répartition juste des coûts.

 

[163] Elle comprend que, pour le Distributeur, l’ajustement en fin d’année permettrait d’attribuer les coûts des services en fonction de leur utilisation réelle.

 

[164] La Régie considère que Gaz Métro n’a pas démontré que l’utilisation réelle qui est faite lors d’une année est en lien avec la causalité des coûts.

 

[165] De plus, une demande de base plus faible que celle prévue aurait comme effet, aux termes de la modification proposée, de fonctionnaliser des outils d’approvisionnement à l’équilibrage plutôt qu’au transport. Pourtant, ces outils dont on change la fonctionnalisation n’auraient pas pour autant été utilisés pour assurer effectivement l’équilibrage.

 

[166] La Régie est d’avis que les outils d’approvisionnement sont contractés pour satisfaire la demande prévue, tout en dotant le Distributeur d’une marge pour être en mesure de faire face à des événements de plus faible probabilité. En conséquence, elle juge que ce sont les données prévisionnelles qui doivent être maintenues, même si les données réelles sont différentes.

 

[167] Ainsi, comme le souligne la FCEI, aux termes de l’ajustement proposé lorsque la demande est plus faible pour les clients à débit stable, ce sont plutôt les clients du service d’équilibrage qui se verraient imputer le coût des outils de transport inutilisé.

 

[168] Pour ces motifs, la Régie rejette la proposition de Gaz Métro »[26].

 

[63]         En réponse à une DDR de la Régie, Gaz Métro indique que les modifications en cours d’année de la consommation d’un grand client du secteur de la métallurgie ont réduit au net les coûts échoués prévus transférés à l’équilibrage de 1,9 M$. En fonction de ce qui est présenté au rapport annuel, les clients en équilibrage sont donc déjà avantagés par rapport au dossier tarifaire.

 

[64]         Le Distributeur mentionne également qu’en raison de la méthode de fonctionnalisation actuelle, des coûts de transport Short Haul (SH) non utilisé se retrouvent dans les coûts de transport au rapport annuel. Ces coûts ne sont pas reliés au grand client du secteur de la métallurgie. Pour l’année 2015-2016, ces coûts sont assumés par les clients du service de transport.

 

[65]         Par ailleurs, Gaz Métro rappelle que la fonctionnalisation des coûts de transport et d’équilibrage repose, depuis le dégroupement des tarifs, sur le principe de la demande et de l’excédent. Selon ce principe, les coûts des outils de transport utilisés se retrouvent au transport et l’excédent se retrouve à l’équilibrage. En raison de l’évolution du contexte d’approvisionnement, la révision de la méthode de fonctionnalisation des coûts d’approvisionnement sera examinée dans le cadre de la phase 2 du dossier R‑3867‑2013. Gaz Métro mentionne que la méthodologie qu’elle propose dans ce dossier vise à répondre à l’ensemble des décisions de la Régie.

 

Opinion de la Régie

 

[66]         Dans un rapport annuel, la Régie doit s’assurer que la méthode de fonctionnalisation appliquée par Gaz Métro respecte les décisions rendues par le passé. Considérant les réponses de Gaz Métro aux DDR mentionnées précédemment, la Régie juge que la méthode de fonctionnalisation appliquée par le Distributeur au présent dossier  respecte l’esprit des décisions rendues.

 

[67]         Enfin, la Régie rappelle que la méthode de fonctionnalisation est un sujet complexe, qui sera examiné dans le cadre du dossier R-3867-2013. Dans l’attente d’une décision sur ce sujet, elle considère que le dossier tarifaire est le forum approprié pour examiner la recommandation de la FCEI quant à l’utilisation d’un CFR visant à comptabiliser un montant en attente d’une décision de sa part.

 

[68]         Conséquemment, la Régie rejette la recommandation de la FCEI au présent dossier.

 

 

2.4.3           Transactions d’optimisation financières pour bonification

 

[69]         Conformément à la décision D-2013-054^[27], les transactions d’optimisation financières sont possibles lorsqu’une opportunité de marché est présente et que le motif est financier. Elles ne peuvent se faire que si le Distributeur n’est pas opérationnellement contraint par ces transactions.

 

[70]         La décision D-2014-077^[28] prévoit que les transactions de plus de 12 mois ou s’étendant au-delà du 30 septembre de l’année ne peuvent être considérées comme des transactions financières d’optimisation, puisque le Distributeur met à jour son plan d’approvisionnement sur une base annuelle.

 

[71]         Dans sa décision D-2015-181[29], la Régie reconduisait l’incitatif à la performance relié aux transactions financières visant l’optimisation des outils d’approvisionnement et autorisait le Distributeur à effectuer des transactions financières de prêts d’espace pour l’année 2016.

 

[72]         En suivi de la décision D-2016-111[30], Gaz Métro présente les informations et les explications requises pour chaque type de transactions financières considérées aux fins de bonification effectuées au cours de l’année.

 

[73]         Au cours de l’année 2016, Gaz Métro soumet avoir conclu 130 transactions d’échanges et de cessions d’optimisation. Parmi elles, 56 transactions sont admissibles à bonification, pour des revenus totalisant 521 520 $. Gaz Métro indique qu’elle a présenté plusieurs transactions ne générant pas de revenus, mais qui ont permis une réduction des coûts d’approvisionnement.

 

[74]         Le tableau suivant présente les transactions et les revenus pour lesquels Gaz Métro demande une bonification.

 

Tableau 7
Revenus pour les transactions financières de l’année 2015-2016

 

Source: Pièce B-0060, p. 7.

 

[75]         Selon l’ACIG, les transactions financières sont des transactions sur des outils de transport et d’équilibrage n’ayant pas d’effet net sur la quantité totale des outils de transport et d’équilibrage disponibles sur une base annuelle, tandis que les transactions opérationnelles visent à vendre des outils de transport et d’équilibrage non requis en cours d’année pour répondre à la demande prévue au plan d’approvisionnement approuvé par la Régie dans le cadre du dossier tarifaire.

 

[76]         L’intervenante note que Gaz Métro indique avoir effectué 130 transactions financières, dont 56 sont sujettes à bonification. Parmi ces transactions financières, l’ACIG questionne l’inclusion des ventes de transport donnant droit à une bonification quant aux transactions Dawn-EDA et Dawn-Parkway ayant généré des revenus de 115 635 $ et 2 231 $, respectivement.

 

[77]         L’ACIG est d’avis que ces capacités de transport vendues constitueraient des capacités qui ont été jugées non requises en cours d’année et, par conséquent, elles devraient être considérées en tant que transactions opérationnelles et non pas en tant que transactions financières donnant droit à une bonification.

 

[78]         L’intervenante demande à la Régie une mise à jour des définitions des deux grands types de transactions, assortie d’une liste des transactions spécifiques donnant lieu à une bonification.

 

[79]         L’ACIG souligne que Gaz Métro ne s’oppose pas à une clarification des définitions des deux types de transactions et que, selon le Distributeur, le forum approprié pour cet exercice serait le dossier R-3993-2016 portant sur l’indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement gazier.

 

[80]         L’intervenante considère que les 26 transactions de ventes de FTSH‑Dawn-EDA et les cinq transactions de ventes de M12 Dawn‑Parkway constituent des ventes finales d’outils de transport qui ont eu un effet sur la quantité totale d’outils de transport disponibles sur une base annuelle et, qu’à ce titre, elles ne peuvent être considérées comme des transactions financières.

 

[81]         Dans son argumentation, Gaz Métro soumet que la définition de transaction financière issue du mécanisme incitatif adopté en 2007, relativement au concept « outils de transport et d’équilibrage n’ayant pas d’effet net sur la quantité totale des outils de transport et d’équilibrage disponibles sur une base annuelle », signifie que les outils ne doivent pas être utilisés pour répondre à la demande et que leur revente n’a pas d’effet net sur les capacités requises pour répondre aux besoins[31].

 

Opinion de la Régie

 

[82]         La Régie note que depuis la fin du mécanisme incitatif de Gaz Métro, les revenus issus des transactions opérationnelles ne sont plus assujettis au partage des trop-perçus. Ils sont donc remis en totalité aux clients.

 

[83]         La Régie est d’avis que les transactions financières admissibles à la bonification doivent correspondre à la définition retenue au paragraphe 19 de sa décision D‑2013‑054 et être conformes à sa décision D-2014-077[32].

 

[84]         De plus, la Régie juge que certains types de transaction ont été effectués dans le contexte de vendre des outils de transport et d’équilibrage non requis en cours d’année pour répondre à la demande prévue au plan d’approvisionnement, notamment les transactions de ventes FTSH-Dawn-EDA, pour des revenus totalisant 115 635 $, les transactions de ventes M12 excédentaires entre Dawn et Parkway, pour des revenus totalisant 2 231 $ et les transactions de cessions FTSH sans échange, pour des revenus totalisant 29 364 $. Elle considère ces transactions comme étant de nature opérationnelle.

 

[85]         Conséquemment, la Régie réduit de 14 723 $ le montant de bonification établi par le Distributeur et l’autorise à accéder à une bonification de 37 429 $, soit 10 % des revenus réels des transactions d’optimisation financières, établis conformément aux décisions D-2013-054 et D-2014-077.

 

[86]         De plus, la Régie est d’avis qu’une clarification des définitions des deux types de transactions est nécessaire et que le forum approprié à cet égard est le dossier R‑3993‑2016.

 

 

2.5             Rentabilité du plan de développement

 

[87]         Gaz Métro présente la comparaison du plan de développement du dossier tarifaire 2016 par rapport aux résultats réels a priori pour l’exercice terminé le 30 septembre 2016 pour les ventes aux nouveaux clients, les ajouts de charge et les ventes totales^[33].

 

[88]         Pour le marché Résidentiel, la Régie constate que, malgré une baisse au niveau des volumes réels totaux et du nombre de clients de 14 % et 43 % respectivement, la rentabilité s’est maintenue équivalente à celle prévue. Pour le marché Affaires, elle note que les dépenses réelles d’investissements sont plus élevées de 4,7 % que celles prévues, malgré une baisse de 16 % du nombre de clients et 3,5 % des volumes. Finalement, pour la clientèle Grand débit, la Régie note que le nombre de clients, les volumes de ventes et les investissements réels sont significativement inférieurs à ceux prévus.

 

[89]         Les projets de tous les secteurs présentent une rentabilité plus faible que celle prévue initialement. Au total, le taux de rendement interne (TRI) s’élève à 16,6 % pour 2016, comparativement au TRI de 22,3 % prévu initialement.

 

[90]         Gaz Métro présente également une analyse de la rentabilité a posteriori du plan de développement 2013 du marché Résidentiel ainsi que du marché Affaires^[34]. Elle présente également une analyse des écarts significatifs entre les résultats a priori du plan de développement et les résultats 2013 a posteriori, après trois ans, conformément à la décision D‑2014‑165^[35].

 

[91]         Selon la grille tarifaire d’origine (2013), le TRI a posteriori pour l’ensemble du marché Résidentiel affiche une baisse de 1 %. Cette diminution est le résultat combiné d’une baisse des volumes de 21 % compensée par une réduction des investissements totaux de 10 %. Le TRI pour l’ensemble du marché Affaires est en baisse de 5,2 % et s’explique essentiellement par une baisse des volumes de 24 % et une hausse des coûts des immobilisations de 13 %.

 

[92]         Gaz Métro fait valoir que le contexte économique dans lequel les clients ont évolué au cours de la période 2013-2016 a été défavorable par rapport à ce qui avait été prévu. Selon elle, le ralentissement économique pourrait avoir affecté le comportement de ses clients, ce qui expliquerait en partie les écarts défavorables en termes de nombre de clients et de volumes.

 

[93]         La Régie prend acte des suivis relatifs à la rentabilité a priori du plan de développement 2016 et à la rentabilité a posteriori du plan de développement 2013 des marchés Résidentiel et Affaire.

 

 

2.6             programmes commerciaux

 

[94]         Pour l’année 2016, les montants ajoutés à la base de tarification liés aux subventions octroyées dans le cadre des programmes de rabais à la consommation pour l’acquisition de nouveaux clients (PRC) et de rétention de la clientèle par voie de rabais à la consommation (PRRC) s’élèvent respectivement à 10,5 M$ et 4,2 M$.

 

[95]         Gaz Métro présente un rapport de suivi détaillé des programmes PRC et PRRC, tant pour les projets de moins de 1,5 M$ que de plus de 1,5 M$[36]. Pour le PRC, les projets proviennent de ventes signées à l’année 1 du plan de développement 2016, mais également des ventes des années 2 à 5 de plans de développement antérieurs[37].

 

[96]         Le Distributeur précise également que le montant a priori du plan de développement représente le montant d’aide financière du programme PRC prévu lors de l’approbation du projet. Il peut donc y avoir des écarts entre le montant total signé à l’année 1 et celui prévu de l’année 1 a priori, par exemple, si l’adhésion de certains clients est décalée dans le temps ou si l’estimation est erronée.

 

[97]         Enfin, Gaz Métro fournit un tableau comparatif des montants des subventions du programme PRC prévues et réelles pour l’année 2015-2016, tenant compte des précisions précédentes.

 

[98]         Pour calculer la subvention du programme PRC, Gaz Métro utilise le montant indiqué dans les grilles d’aide financière établies selon le type d’utilisation, l’appareil et le volume du client. Un premier calcul de la période de recouvrement de l’investissement (PRI) du projet du client est effectué en utilisant ces grilles, le surcoût des appareils et les économies annuelles. Cette PRI est comparée avec celle désirée du point de vue du gain d’intérêt de la clientèle et l’aide financière est calibrée pour ramener, dans la mesure du possible, la PRI du projet du client à celle désirée.

[99]         De plus, Gaz Métro mentionne la possibilité que l’aide financière de certains projets admissibles au programme PRC soit traitée au cas par cas plutôt qu’à partir des grilles, comme c’est toujours le cas pour les projets admissibles au programme PRRC^[38].

 

[100]    Par ailleurs, Gaz Métro précise que les aides financières des dossiers apparaissant aux tableaux du rapport détaillé des programmes PRC et PRRC correspondent à des montants engagés pour des appareils définis a priori. Ces dossiers ne sont pas tous rendus à l’étape d’analyse, consistant à la vérification et l’inspection des appareils effectuées préalablement au déboursement des aides financières. Il est possible ainsi qu’il y ait une différence entre les appareils définis a priori et ceux réellement installés^[39].

 

[101]    Considérant que les programmes commerciaux et ceux en efficacité énergétique sont complémentaires[40], la Régie est d’avis que le suivi des programmes commerciaux devrait porter sur les montants réellement versés pendant l’année financière, comme c’est le cas du Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ), notamment à la suite de la vérification et de l’inspection des appareils installés, et non pas sur les montants engagés pour des appareils définis a priori.

 

[102]    La Régie demande au Distributeur, à compter du rapport annuel 2017, que le rapport détaillé des programmes PRC et PRRC porte sur les montants versés dans l’année financière, notamment à la suite de la vérification et de l’inspection des appareils installés. De plus, elle lui demande d’expliquer les écarts entre les montants prévus au dossier tarifaire et ceux constatés dans le rapport annuel.

 

Grilles d’aide financière

 

[103]    Gaz Métro présente des exemples d’application des grilles d’aide financière[41] dont la Régie a pris acte dans le cadre du dossier tarifaire 2015-2016^[42]. Dans ce dossier, l’évaluation des surcoûts de la grille 6 n’avait pas été présentée et le retrait de la grille 5 était proposé.

 

[104]    Le Distributeur précise que la grille 8 a été renommée grille 7 et qu’il a conservé la grille 5, puisqu’elle vise les bâtiments spécifiques ayant un branchement et plusieurs compteurs et que les coûts associés à ce type d’installation sont distinctifs. Des travaux sont à venir pour établir les surcoûts moyens reliés aux grilles 5 et 6.

 

[105]    En ce qui a trait à la grille 2, l’analyse des surcoûts a démontré l’absence de surcoût pour l’aérotherme au gaz naturel versus les concurrents comparables. Cependant, les grilles actuelles incluent un montant de PRC pour l’aérotherme, considérant la période de transition en cours^[43].

 

[106]    Dans le dossier tarifaire 2015-2016, Gaz Métro indiquait que le retrait complet de l’aide financière pour l’aérotherme pourrait causer un choc dans le marché au niveau de la force de vente externe. Elle proposait une période de transition afin d’étaler, sur une période de deux ans, les variations des aides financières pour les aérothermes et pour les unités de toit dont l’aide financière serait augmentée. Gaz Métro indiquait, dans le cas des aérothermes, que la période de transition lui donnerait la possibilité de développer des outils pour permettre à sa force de vente externe de générer le même niveau de ventes, sans aide financière^[44].

 

[107]    La Régie prend acte que la grille 8 a été renommée grille 7 et que la grille 5 est conservée.

 

[108]    La Régie demande à Gaz Métro de présenter, dans le cadre du rapport annuel 2017, un suivi sur les résultats de l’évaluation des surcoûts moyens reliés aux grilles 5 et 6 ainsi que leur impact sur les montants d’aide financière spécifiés dans ces grilles.

 

[109]    La Régie constate que la période de transition demandée par Gaz Métro au dossier tarifaire 2015-2016, afin d’étaler les variations des aides financières pour les aérothermes et pour les unités de toit, viendra à échéance à la fin de l’année 2017.

 

[110]    Conséquemment et considérant l’absence de surcoût pour l’aérotherme au gaz naturel versus les concurrents comparables, la Régie demande au Distributeur de présenter, dans le cadre du dossier tarifaire 2018-2019, une mise à jour des grilles d’aide financière.

 

 

 

3.            Efficacité énergétique

 

[111]    Au 30 septembre 2016, le PGEÉ de Gaz Métro a atteint 96 % des économies annuelles de gaz naturel prévues pour l’année financière 2015‑2016, soit 39 401 360 m³ sur un objectif de 41 053 583 m³. Ces économies ont été obtenues avec un nombre de participants inférieur de 9 % à celui prévu. Les dépenses réelles sont également inférieures de 12 % par rapport aux prévisions[45].

 

[112]    L’écart budgétaire de 2 564 624 $ étant transféré au CFR du PGEÉ, la charge constatée dans les résultats représente le montant prévu au budget, soit 21 612 097 $. Cet écart budgétaire représente un trop-perçu qui sera retourné aux clients dans les tarifs de 2018.

 

[113]    La Régie note que 63 % des économies du PGEÉ et 22 % des dépenses totales du PGEÉ se retrouvent dans les programmes « PE211 Étude de faisabilité VGE », « PE218 Encouragement à l’implantation (secteur industriel) » et « PE208 Encouragement à l’implantation (secteur affaires) ». Le programme « PE210 Chaudières à condensation », à lui seul, représente 8 % des économies d’énergie et 28 % des dépenses du PGEÉ.

 

[114]    Le marché Résidentiel ne produit que 1,5 % des économies d’énergie, mais accapare 8,2 % des dépenses. Le marché Commercial, Institutionnel et Industriel (CII) représente 38,2 % des économies d’énergie et 71,6 % des dépenses. Le marché Ventes grandes entreprises (VGE) est le plus performant, avec 60,3 % des économies d’énergie du PGEÉ et seulement 20 % des dépenses.

 

[115]    En ce qui a trait à la rentabilité, le test du coût total en ressources (TCTR) du programme « PE215 Infrarouge » présente le ratio le plus élevé du PGEÉ, soit 13,3. Le programme « PE211 Étude de faisabilité VGE » suit avec un résultat de 7,6.

 

[116]    Les programmes non rentables présentant un TCTR ratio inférieur à 1,0 ou un TCTR négatif sont les programmes de sensibilisation par marché (PE106, PE204 et PE214), les programmes dédiés aux ménages à faibles revenus (PE126 et PE236), le programme « PE220 Innovation », le programme-pilote « PE225 Aérotherme à condensation » et le programme « PE113 Chauffe-eau sans réservoir Energy Star ».

 

[117]    Pour le programme « PE113 Chauffe-eau sans réservoir Energy Star », Gaz Métro explique l’importante baisse de participation principalement par un transfert de participants vers le programme « PE123 Combo à condensation », qui s’avère mieux adapté pour des applications qui combinent le chauffage de l’air et de l’eau. Cette baisse de participation a eu un impact proportionnel sur le niveau des subventions versées et les économies générées. Ainsi, la rentabilité demeure négative, telle qu’anticipée au dossier tarifaire 2016, considérant les coûts d’évaluation du programme.

 

[118]    Toutefois, la Régie note que chacun des marchés est rentable. Les TCTR ratios sont établis à 1,07 pour le marché Résidentiel, 1,95 pour le marché CII et 2,77 pour le marché VGE [46].

 

[119]    La Régie prend acte des résultats du PGEÉ 2016 de Gaz Métro. Elle l’autorise à accéder à 100 % de l’incitatif à la performance relatif au PGEÉ, soit une bonification de rendement de 1 M$, tel que prévu à la décision D‑2012‑076^[47].

 

[120]    À compter du rapport annuel 2017, la Régie demande à Gaz Métro de présenter, dans les fiches des programmes du PGEÉ, une note de bas de page indiquant la référence de chacun des paramètres du programme.

 

[121]    Pour les programmes d’encouragement à l’implantation PE208, PE218 et PE219, la Régie demande à Gaz Métro de présenter un tableau incluant le taux d’implantation de mesures, les économies brutes des mesures installées ainsi que les subventions versées, selon les PRI suivantes : < 1 an, 1 à 2 ans, 2 à 3 ans, 3 à 5 ans, 5 à 7 ans, 7 ans et plus.

 

[122]    De plus, la Régie demande que l’évaluateur qui sera mandaté pour l’évaluation des programmes PE208, PE218 et PE219, valide et présente, dans son rapport, le taux d’implantation de mesures, les économies brutes des mesures installées ainsi que les subventions versées, selon les PRI suivantes : < 1 an, 1 à 2 ans, 2 à 3 ans, 3 à 5 ans, 5 à 7 ans, 7 ans et plus, pour les années évaluées.

 

 

3.1             Processus d’évaluation des programmes

 

[123]    Gaz Métro met à jour les paramètres révisés lors des évaluations des programmes par des firmes externes dans le dossier tarifaire suivant le dépôt administratif des rapports d’évaluation. Ceci permet à la Régie d’examiner de façon administrative les paramètres qui sont mis à jour parallèlement dans le dossier tarifaire^[48]. Les paramètres présentés dans le dossier tarifaire et approuvés par la Régie sont pris en compte dans les rapports annuels subséquents^[49].

 

[124]    Questionnée à cet égard, Gaz Métro indique qu’il serait plus complexe d’analyser les résultats dans le cas où les paramètres révisés étaient mis à jour dans le rapport annuel plutôt qu’au dossier tarifaire, puisque les écarts constatés pourraient à la fois être causés par les résultats de participation que par les changements aux paramètres mis à jour.

 

[125]    Cependant, le Distributeur précise que pour les programmes PE218 et PE219, le taux d’opportunisme est mis à jour à chaque rapport annuel, et ce, depuis l’année 2008‑2009. Cette mise à jour annuelle du taux d’opportunisme pour ces programmes est unique, puisqu’ils sont les seuls à comporter une méthodologie d’estimation qui repose sur la PRI des mesures installées.

 

[126]    Également, Gaz Métro indique mettre à jour à chaque rapport annuel certains paramètres de programme reliés à l’impact énergétique ainsi que le surcoût, à partir des données de son suivi en continu. En matière de surcoûts, elle utilise principalement les données obtenues dans le cadre des évaluations, sauf dans les cas où les programmes permettent d’obtenir des données précises^[50].

 

[127]    Finalement, dans un contexte réglementaire de transition, Gaz Métro croit qu’il est prématuré de procéder à des changements importants quant aux façons de faire, puisque la mise en place de Transition énergétique Québec (TEQ) et l’élaboration du plan directeur en transition, innovation et efficacité énergétiques (le Plan directeur) à la suite de l’entrée en vigueur de la Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant certaines dispositions législatives[51] pourraient à nouveau changer la donne^[52].

 

[128]    Dans sa décision D-2009-156, la Régie demandait à Gaz Métro de déposer les rapports d’évaluation des programmes du PGEÉ au même moment que son rapport annuel. Depuis cette décision, elle constate que la procédure de mise à jour des paramètres révisés lors de ces évaluations n’a pas fait l’objet d’un examen.

 

[129]    Bien que Gaz Métro prétend que la procédure actuelle facilite l’analyse des écarts au rapport annuel, la Régie note qu’elle n’est pas appliquée dans le cas des taux d’opportunisme des programmes PE218 et PE219. De plus, certains paramètres sont mis à jour au rapport annuel à partir du suivi en continu du Distributeur et ne découlent pas des évaluations des programmes. C’est le cas notamment pour la puissance réelle des appareils installés. Ainsi, les résultats constatés au rapport annuel ne découlent pas toujours de la mise à jour des données de participation, comme Gaz Métro semble le suggérer.

 

[130]    En effet, la Régie est d’avis que les paramètres révisés lors des évaluations des programmes sont les données les plus récentes disponibles donc les plus près de la réalité. Ces paramètres devraient être considérés dans le rapport annuel de l’année où l’évaluation a eu lieu. Ses conclusions, qui découlent de son examen administratif, devraient être utilisées à des fins d’amélioration des programmes dans le dossier tarifaire déposé après la publication de son rapport administratif.

[131]    Il est possible que la mise en place de TEQ requière l’analyse d’autres particularités quant à l’arrimage des évaluations des programmes des distributeurs, leurs résultats et le Plan directeur qui sera déposé à la Régie.

 

[132]    Cependant, aux fins de l’examen des budgets liés aux programmes du PGEÉ, la Régie doit avoir l’information la plus représentative possible lui permettant de juger de la justesse des budgets par rapport aux économies nettes prévues et de la rentabilité des programmes.

 

[133]    Pour les motifs qui précèdent, la Régie demande à Gaz Métro, à compter du rapport annuel 2017, de mettre à jour les paramètres révisés, lors des évaluations des programmes par des firmes externes, dans le dossier du rapport annuel de l’année financière où le rapport d’évaluation des programmes est déposé à la Régie, plutôt qu’au dossier tarifaire suivant.

 

[134]    De plus, les propositions de modifications aux aides financières des programmes du PGEÉ qui découlent des rapports d’évaluation soumis à la Régie pour un examen administratif devront être présentées dans le dossier tarifaire qui suit la publication du rapport administratif de cette dernière.

 

 

 

4.            Suivis

 

4.1             Suivis des projets de développement

 

[135]    Gaz Métro présente le suivi annuel des projets suivants :

 

•        projet d’extension du réseau jusqu’à la municipalité de La Corne;

•        suivi de l’éventuelle desserte des régions du Bas‑Saint-Laurent, de la Gaspésie et de la Côte-Nord;

•        projet d’acquisition des conduites de Pétromont;

•        projet de relocalisation d’une conduite de transmission à Malartic;

•        projet d’investissement visant l’extension du réseau dans la ville de Terrebonne;

•        projet d’extension du réseau dans le parc industriel de Beauharnois;

•        projet d’amélioration et de renforcement du réseau de transmission du Saguenay;

•        projet d’extension du réseau dans la région de Bellechasse;

•        projet de modernisation de la solution informatique utilisée pour la gestion des approvisionnements gaziers;

•        projet d’extension du réseau dans la région d’Asbestos.

 

[136]    La Régie prend acte des suivis de ces projets.

 

[137]    Gaz Métro présente également les suivis relatifs aux projets suivants et demande à la Régie d’y mettre fin :

 

•        projet d’extension du réseau entre Vallée-Jonction et Thetford Mines;

•        projet de relocalisation de la conduite du pont Bisson;

•        projet de relocalisation de la conduite de transmission située près du prolongement de l’autoroute 70 à Saguenay;

•        projet de relocalisation de la conduite du pont de la rivière Cap Rouge;

•        projet de relocalisation de la conduite près du pont Bouchard.

 

[138]    La Régie prend acte de ces suivis et autorise Gaz Métro à y mettre fin, considérant que les conditions établies dans sa décision D-97-25 ont été satisfaites.

 

[139]    Pour le projet d’investissement visant l’extension du réseau dans la ville de Terrebonne, Gaz Métro soumet qu’initialement, la demande d’approbation ne visait que les phases 1A et 1B du projet. Considérant que la réalisation des phases subséquentes augmente la rentabilité cumulée du projet, elle demande l’autorisation de ne présenter que le suivi des phases 1A et 1B, à compter du dépôt du rapport annuel 2017[53].

 

[140]    Dans sa décision D-2013-160, la Régie demandait à Gaz Métro un suivi annuel, tant pour les phases autorisées par le projet que pour les phases subséquentes, en raison de leur impact sur la rentabilité globale du projet :

 

« [61] Toutefois, la Régie constate aussi que la rentabilité cumulée attendue des phases 1A, 1B et 1C est estimée à 8,98 % et, qu’éventuellement, des phases ultérieures pourraient contribuer à l’améliorer davantage. Cela contribue à la rassurer sur la rentabilité du Projet à terme. De plus, la Régie estime que ce type de projet, qui vise des clientèles résidentielle et autres, est peu susceptible de se présenter à nouveau.

 

[…]

 

[64] Un suivi annuel du Projet devra être déposé dans le cadre des dossiers d’examen des rapports annuels et devra contenir les informations prévues par le Distributeur dans la présente demande, en incluant les phases autorisées ainsi que les phases subséquentes »[54]. [nous soulignons]

 

[141]    Comparativement au projet initial qui ne comprenait que les phases 1A et 1B, la Régie constate effectivement une augmentation de la rentabilité du projet. Le TRI du projet de 6,93 % prévu initialement passe à 8,78 % pour le projet Urbanova dans son ensemble. Cependant, elle constate que ce ne sont pas toutes les phases du projet qui augmentent la rentabilité globale. La phase 1C, prise isolément, présente un TRI de 3,82 %, ce qui est inférieur non seulement au TRI global du projet de 8,78 %, mais aussi au TRI initial du projet de 6,93 %[55].

 

[142]    La Régie juge important de suivre la réalisation de chacune des phases du projet Urbanova, considérant sa particularité, soit qu’au moment où ce projet a été autorisé, il présentait une expectative de rentabilité différente en raison de l’addition de phases subséquentes.

 

[143]    De plus, le suivi du projet de la ville de Terrebonne pourrait s’avérer utile dans le cadre du dossier R‑3867‑2013 Phase 3B, portant sur la méthodologie d’évaluation des projets d’extension du réseau avec expectative de rentabilité.

 

[144]    Conséquemment, la Régie rejette la demande de Gaz Métro de ne présenter, à compter du dépôt du rapport annuel 2017, que le suivi des phases 1A et 1B du projet d’investissement visant l’extension du réseau dans la ville de Terrebonne.

 

 

4.2             Rapport de suivi associé à l’activité gaz naturel liquéfié

 

[145]    En suivi de la décision D‑2010‑144^[56], Gaz Métro dépose les rapports portant sur l’activité GNL, soit l’utilisation de l’usine de liquéfaction, stockage et regazéification (usine LSR) pour l’exercice terminée au 30 septembre 2016 et les hypothèses retenues aux fins d’établir la facturation au client GM GNL pour les services de distribution, de l’équilibrage et du Fonds vert. Elle présente également l’évolution de la demande du client GM GNL et l’impact sur le coût de maintien de la fiabilité pour l’année 2016[57].

 

[146]    Pour l’année 2015-2016, Gaz Métro indique n’avoir contracté aucun outil de maintien de la fiabilité, puisque les besoins en approvisionnement ont été établis selon la demande continue pour la journée de pointe et que la capacité d’entreposage de l’usine LSR n’est pas entièrement requise selon l’évaluation des besoins d’hiver extrême, avec ou sans la réservation à l’usine LSR par le client GM GNL.

 

[147]    En réponse à une DDR de la Régie en lien avec la présentation des données du Fonds vert, Gaz Métro mentionne que la redevance au Fonds vert est remplacée par le service SPEDE depuis le 1^er janvier 2015. À cet égard, Gaz Métro explique que seulement une partie des volumes consommés par le client GM GNL de l’année 2016, soit 10 537 10³m³, est assujettie au service SPEDE[58].

 

[148]    Gaz Métro présente également les coûts facturés au client GM GNL pour les services de fourniture, de compression, de transport et du SPEDE, conformément à la décision D-2010-144. Le Distributeur mentionne notamment que les coûts de fourniture, de compression et du SPEDE déboursés par le client GM GNL ne sont pas présentés dans la pièce B-0038 aux fins d’établir le revenu requis de la clientèle réglementée, compte tenu qu’ils n’ont aucune incidence sur le calcul du trop-perçu/manque à gagner constaté au terme d’un exercice financier[59].

 

[149]    Bien que les coûts de fourniture, de compression, de transport et du SPEDE facturés au client GM GNL n’ont aucune incidence sur le trop-perçu/manque à gagner, la Régie juge que pour les fins de conformité à la décision D-2010-144, le Distributeur doit présenter les renseignements, explications ainsi que tous les coûts encourus pour l’activité de vente de GNL, en prenant en compte des volumes de GNL réellement consommés.

 

[150]    Pour ce motif, la Régie demande à Gaz Métro, à compter du rapport annuel 2017, d’inclure dans la pièce B-0047 les explications et hypothèses relatives aux coûts et volumes associés à l’activité de vente de GNL pour les services de fourniture, de compression, de transport et du SPEDE.

 

[151]    La Régie demande également à Gaz Métro de présenter le « Rapport de suivi de l’utilisation du marché pour le gaz naturel au Québec », selon le format et les renseignements présentés à l’annexe 3 de la pièce B‑0136. 

 

[152]    La Régie autorise Gaz Métro à attribuer à l’activité GNL, pour l’exercice financier 2016, les coûts présentés au tableau suivant.

 

Tableau 8
Coûts attribués à l’activité GNL pour 2016

 

Source : Pièces B-0038, p. 5, et B-0136, annexe 3. Il peut y avoir des écarts dus aux arrondis.

 

 

4.3             Utilisation du Compte d’aide au soutien social

 

[153]    En suivi de la décision D‑2014‑077, Gaz Métro présente un bilan détaillé du programme-pilote du Compte d’aide au soutien social (CASS). Pour les deux années du programme-pilote, elle indique avoir finalisé 58 ententes et déboursé un montant total de 54 012 $ au 30 septembre 2016. De plus, Gaz Métro mentionne avoir versé des frais de gestion de 167 941 $ à Option consommateurs (OC) pour la qualification des clients du programme.

 

[154]    En ce qui a trait aux sommes engagées, Gaz Métro précise que 65 clients ont une entente de paiement en cours et 10 clients sont en cours de finaliser leur entente issue de l’an 1. Ainsi, le total potentiel qui pourrait être crédité aux clients par le budget du programme CASS pour couvrir les sommes engagées est de 93 059 $.

 

[155]    En ce qui a trait au CFR du programme-pilote du CASS autorisé dans la décision D-2016-111, il présente un solde de 72 801 $ au 30 septembre 2016.

 

[156]    La Régie prend acte des montants dépensés par Gaz Métro pour la deuxième année du programme-pilote du CASS et s’en déclare satisfaite.

 

 

4.4             Autres suivis annuels à la suite de décisions de la Régie

 

[157]    Gaz Métro présente les suivis annuels suivants, à la suite de décisions de la Régie :

 

•        flexibilité tarifaire : biénergie et mazout;

•        rapport sur les revenus générés par le service de gaz d’appoint (concurrence et saisonnier);

•        transactions d’échange géographique avec un client de la franchise et comportant un point d’échange dans la franchise;

•        défaut ou faillite d’une contrepartie dans le cadre de toute transaction touchant les approvisionnements gaziers;

•        niveau de saturation du réseau par région;

•        transaction d’échange de 82 000 GJ/jour;

•        diversification des indices d’achats de fourniture;

•        stratégie de gestion des retraits et injections au site d’entreposage de Union Gas;

•        gestion des préavis de sortie du service de transport du Distributeur.

 

[158]    La Régie prend acte de ces suivis.

 

 

 

5.            CONFIDENTIALITÉ

 

[159]    Gaz Métro demande à la Régie d’ordonner le traitement confidentiel de certains renseignements. Ces demandes sont accompagnées de déclarations sous serment, et aucune intervenante ne s’y oppose.

 

[160]    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 ».

 

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

 

[162]    Aux fins du présent dossier, la Régie prend en considération la nature des renseignements visés par la demande et le préjudice auquel Gaz Métro serait exposée, selon les déclarations sous serment déposées au dossier[60].

 

 

5.1             Suivis et RENSEIGNEMENTs de nature transactionnelle

 

5.1.1           Renseignements caviardés des pièces B-0049[61] et B-0060[62] ainsi que la pièce B-0061

 

[163]    Gaz Métro demande le traitement confidentiel des renseignements caviardés présentés à ces pièces pour une durée de 10 ans. Elle en fait de même pour l’ensemble de la pièce B-0061.

 

[164]    En ce qui a trait aux renseignements caviardés de la pièce B‑0049, le Distributeur soumet qu’ils permettent de déduire les prix consentis par des tiers pour des transactions d’échange entre des points géographiques ou d’achats de capacités de transport.

 

[165]    Quant aux renseignements caviardés de l’annexe 1 de la pièce B‑0060, ils présentent en détails chacune des transactions d’optimisation financière sujettes à bonification, dont le détail des revenus générés par ces transactions entre le 1^er octobre 2015 et le 30 septembre 2016. Le Distributeur affirme que ces renseignements sont de nature commerciale et révèlent le prix auquel il est prêt à transiger pour l’achat et la vente de gaz naturel.

 

[166]    En ce qui a trait à la pièce B‑0061, elle énumère les transactions de gaz d’appoint effectuées au cours du dernier exercice financier. Gaz Métro indique ne pas souhaiter divulguer ce type d’information en raison du caractère privé des accords conclus avec les clients. De plus, les renseignements contenus à cette pièce sont de nature à permettre d’identifier le tarif dont bénéficient les clients touchés par ces transactions.

 

[167]    Gaz Métro dépose une déclaration sous serment de monsieur Vincent Regnault, qui indique notamment que les renseignements contenus à ces pièces sont de nature stratégique et confidentielle et, à cet effet, leur divulgation pourrait porter atteinte aux négociations contractuelles futures de Gaz Métro et ainsi lui causer un préjudice commercial au détriment de l’ensemble de sa clientèle. Elle demande donc le traitement confidentiel des renseignements caviardés des pièces énoncées ci-dessus, ainsi que de la pièce B-0061, pour une durée de 10 ans, soit une période au terme de laquelle les renseignements visés deviendront obsolètes.

 

[168]    Pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Regnault, la Régie accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignements caviardés des pièces B-0049 et B-0060 ainsi que de la pièce B-0061. Elle interdit la divulgation, la publication et la diffusion des renseignements caviardés des pièces B-0049 et B-0060 ainsi que la pièce B-0061, pour une durée de 10 ans.

 

 

5.1.2           Renseignements caviardés des pièces B-0062[63] et B-0064[64] et pièce B‑0067

 

[169]    Gaz Métro soumet que les renseignements caviardés de la pièce B‑0062 contiennent la liste de toutes les transactions d’échange géographique effectuées avec un client de la franchise et comportant un point d’échange dans la franchise. Elle affirme, entre autres, que ces renseignements doivent demeurer confidentiels, car ces transactions sont réalisées par le biais d’ententes cadre qui contiennent des clauses de confidentialité.

 

[170]    En ce qui a trait aux renseignements caviardés de l’annexe 1 de la pièce B‑0064, le Distributeur indique avoir eu accès à ces renseignements, qui sont protégés par des ententes de confidentialité exigées par ses fournisseurs, et que leur divulgation nuirait aux relations futures qu’il devra entretenir avec les fournisseurs de ces renseignements.

 

[171]    Quant à la pièce B‑0067, elle comporte des renseignements relatifs à la gestion du préavis de sortie du service de transport, qui sont de nature à permettre d’identifier les clients visés par ces transactions. Dans ce contexte, le Distributeur soumet que le caractère privé de ces renseignements milite en faveur de leur traitement confidentiel.

 

[172]    Pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Regnault, la Régie accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignements caviardés des pièces B-0062 et B-0064 et de la pièce B‑0067 et en interdit la divulgation, la publication et la diffusion pour une durée indéterminée.

 

 

5.1.3           Informations relatives aux projets d’investissement

 

[173]    Gaz Métro demande le traitement confidentiel des renseignements suivants relatifs aux coûts de projets d’investissement faisant l’objet de suivis, soit :

 

•        le tableau de la page 3 de la pièce B-0090;

•        le tableau et l’information caviardée de la page 2 de la pièce B-0092;

•        le tableau de la page 2 de la pièce B-0096;

•        les tableaux des pages 2 à 4 de la pièce B-0098;

•        le tableau de la page 3 et l’information caviardée de la page 4 de la pièce B‑0099;

•        le tableau de la page 2 de la pièce B-0101.

 

[174]    Au soutien de sa demande de traitement confidentiel, Gaz Métro dépose une déclaration sous serment de madame Isabelle Lemay dans laquelle elle indique que le Distributeur a demandé, dans les dossiers requérant l’autorisation de la Régie, afin de procéder aux investissements dont font état ces pièces[65], que ces renseignements et tableaux soient traités de façon confidentielle, puisqu’il devait s’engager dans un processus d’appel de propositions.

 

[175]    Madame Lemay soumet que dans chacun des dossiers visés, la Régie s’est dite satisfaite des explications fournies au soutien des demandes de traitement confidentiel et a interdit la divulgation, la publication et la diffusion de ces renseignements et tableaux jusqu’à ce que le projet d’investissement soit complété. Elle ajoute qu’en date du 22 décembre 2016, aucun des projets d’investissement faisant l’objet des suivis contenus aux pièces énumérées précédemment n’est complété. Ainsi, le traitement confidentiel des renseignements énumérés vise à éviter que les entrepreneurs concernés n’ajustent leurs coûts en fonction de ces informations.

 

[176]    Pour ce motif, la Régie accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des informations énumérées au paragraphe 173. Elle en interdit la divulgation, la publication et la diffusion jusqu’à ce que chacun des projets visés par ces pièces soit complété.

 

 

5.2             États financiers et autres informations financières

 

[177]    Gaz Métro dépose, sous pli confidentiel, les états financiers et autres informations financières contenus aux pièces suivantes :

 

•        informations caviardées de la pièce B-0014[66];

•        pièces B-0102 à B-0112.

 

[178]    Gaz Métro demande le traitement confidentiel des renseignements caviardés de la pièce B‑0014 ainsi que des pièces B‑0102 à B‑0112, de nature financière. À cet effet, dans sa déclaration sous serment, monsieur Michel Vachon affirme que ces renseignements ne sont pas connus du public et, s’ils l’étaient, ça risquerait de causer un préjudice commercial à Gaz Métro et ses filiales.

 

[179]    Selon la déclaration sous serment, le traitement confidentiel devrait être ordonné pour une durée de 10 ans, soit jusqu’à ce que les données de nature financière deviennent obsolètes et sans intérêt d’un point de vue concurrentiel.

 

[180]    Pour les motifs exposés à la déclaration sous serment de monsieur Vachon, la Régie accueille la demande de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignement caviardés de la pièce B‑0014 ainsi que des pièces B‑0102 à B‑0112 et interdit leur divulgation, leur publication et leur diffusion pour une durée de 10 ans.

 

 

5.3             Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (SPEDE)

 

[181]    Gaz Métro demande le traitement confidentiel des renseignements caviardés de la pièce B‑0081[67] ainsi que de la pièce B‑0082. Ces pièces contiennent respectivement les indices de suivi relatifs au SPEDE pour la période du 1^er octobre 2015 au 30 septembre 2016, ainsi que le suivi de l’évolution des CFR liés au SPEDE.

 

[182]    Selon Gaz Métro, ces pièces doivent être traitées de façon confidentielle, car il s’agit de renseignements de nature stratégique et confidentielle, soit les unités d’émission achetées dans le cadre des ventes aux enchères, les unités d’émission et les crédits compensatoires achetés en vertu des transactions de gré à gré et le détail des transactions effectuées (prix et quantité) entre le 1^er octobre 2015 et le 30 septembre 2016.

 

[183]    Le Distributeur dépose une déclaration sous serment de monsieur Vincent Pouliot, dans lequel ce dernier affirme que la divulgation publique des renseignements des pièces visées par la présente section pourrait porter gravement atteinte aux futures négociations de Gaz Métro (dans le cadre de transactions de gré à gré) ou aux actions posées par cette dernière (notamment dans le cadre de ventes aux enchères), en permettant à d’autres acteurs susceptibles d’intervenir dans le cadre du SPEDE d’ajuster leur positionnement en conséquence, et donc, de causer un préjudice commercial à Gaz Métro, et ce, au détriment de sa clientèle.

 

[184]    Aussi, la divulgation publique de ces renseignements serait contraire aux exigences prévues au premier paragraphe de l’article 51 du Règlement concernant le Système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre[68], lequel ne précise pas de délai à l’échéance duquel la divulgation serait permise.

 

[185]    Pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de monsieur Pouliot, la Régie accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignements caviardés de la pièce B-0081 ainsi que de la pièce B‑0082. Elle en interdit la divulgation, la publication et la diffusion pour une durée indéterminée.

 

 

5.4             Renseignements caviardés de la Pièce B-0087

 

[186]    Gaz Métro dépose la pièce B‑0087[69] et demande à la Régie d’ordonner le traitement confidentiel des renseignements caviardés y apparaissant pour une durée indéterminée.

 

[187]    Dans sa déclaration sous serment, M^e Hugo Sigouin-Plasse indique que les renseignements caviardés de la pièce sont en lien avec un règlement à l’amiable intervenu entre les parties, dans le cadre du dossier du prolongement de réseau entre Vallé‑Jonction et Thedford mines.

 

[188]    Or, l’entente de règlement intervenue entre les parties contient une clause de confidentialité qui empêche Gaz Métro de divulguer le montant du règlement. Ainsi, le Distributeur soumet qu’il ne peut divulguer, directement ou indirectement, le montant du règlement, sans contrevenir à ses obligations contractuelles en vertu de ladite entente.

 

[189]    Pour les motifs invoqués à la déclaration sous serment de M^e Hugo Sigouin‑Plasse, la Régie accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignements caviardés de la pièce B‑0087. Elle en interdit la divulgation, la publication et la diffusion pour une durée indéterminée.

 

 

5.5             Réponses aux demandes de renseignements

 

[190]    Le 13 avril 2017, Gaz Métro dépose, sous pli confidentiel, les réponses suivantes à la DDR n^o 1 de la Régie et demande leur traitement confidentiel, aux motifs invoqués aux déclarations sous serment préalablement déposées au dossier :

 

•        réponse à la question 1.1 de la DDR de la Régie[70], pour les motifs indiqués à l’affidavit de M^e Hugo Sigouin-Plasse;

•        réponses aux questions 5.1 et 6.1, pour les motifs invoqués à l’affidavit de madame Lemay;

•        réponse à la question 10.1, pour les motifs invoqués à l’affidavit de monsieur Vincent Pouliot;

•        réponses aux questions 24.1 et 24.2, ainsi que l’annexe 2 en réponse à la question 18.2, pour les motifs invoqués à l’affidavit de monsieur Vincent Regnault.

 

[191]    La Régie, considérant les ordonnances de traitement confidentiel rendues relativement aux renseignements et aux pièces énoncés aux sections 5.1 à 5.4 qui, par ailleurs, sont en lien direct avec les renseignements déposés en réponse aux questions énumérées au paragraphe 190, accueille les demandes de Gaz Métro quant au traitement confidentiel des renseignements caviardés de la pièce B‑0126 (révisée par la pièce B-0136) et en interdit la divulgation, la publication et la diffusion pour les durées suivantes :

•        réponse à la question 1.1, pour une durée indéterminée;

•        réponses aux questions 5.1 et 6.1, jusqu’à ce que chacun des projets visés soit complété;

•        réponse à la question 10.1, pour une durée indéterminée;

•        réponses aux questions 24.1 et 24.2, ainsi que l’annexe 2 en réponse à la question 18.2, pour une période de 10 ans.

 

[192]    Vu ce qui précède;

 

La Régie de l’énergie :

 

ACCUEILLE, en partie, la présente demande;

 

PREND ACTE du fait que, conformément à la décision D-2015-045 :

 

•        un trop-perçu de 65 000 $ relié au service de distribution sera partagé entre les associés et la clientèle de Gaz Métro,

•        un trop-perçu de 263 000 $ relié aux activités de GNL devra être remboursé à la clientèle;

 

PREND ACTE d’un manque à gagner de 9 013 000 $ relié au service de transport, d’un manque à gagner de 28 830 000 $ relié au service d’équilibrage, d’un trop-perçu de 352 000 $ relié aux services du SPEDE, de la fourniture et de la compression ainsi que de leur attribution à la clientèle;

 

PREND ACTE de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %;

 

PREND ACTE du fait que Gaz Métro a été en mesure de réaliser l’incitatif à la performance du Plan global en efficacité énergétique de manière à lui donner droit à une bonification de rendement de 1 M$;

 

APPROUVE une bonification de 37 429 $ reliée aux transactions d’optimisation financières et à l’optimisation du plan d’approvisionnement de Gaz Métro;

 

PREND ACTE des différents suivis déposés par Gaz Métro dans le cadre du présent dossier;

 

REJETTE la demande de Gaz Métro de ne présenter que le suivi des phases 1A et 1B au suivi de projet d’investissement visant l’extension du réseau dans la ville de Terrebonne;

 

ACCUEILLE la demande de Gaz Métro de traiter de façon confidentielle les pièces indiquées à la section 5 de la présente décision et INTERDIT leur divulgation, leur publication et leur diffusion pour les durées spécifiées à ladite section;

 

RÉITÈRE les autres conclusions et éléments décisionnels énoncés dans la présente décision.

 

 

 

 

 

Françoise Gagnon

Régisseur

 

 

 

 

 

Louise Rozon

Régisseur

 

 

 

 

 

Marc Turgeon

Régisseur

Représentants :

 

Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG) représentée par M^e Guy Sarault;

Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI) représentée par M^e Pierre-Olivier Charlebois;

Société en commandite Gaz Métro représentée par M^e Marie Lemay Lachance.