QUÉBEC                                                                             RÉGIE DE L’ÉNERGIE

 

 

D‑2017-092	R‑3867‑2013	1er septembre 2017
	Phase 3

 

 

PRÉSENTS :

 

Marc Turgeon

Louise Pelletier

Régisseurs

 

Société en commandite Gaz Métro

Demanderesse

 

et

 

Intervenants dont les noms apparaissent ci-après

 

Décision finale relative au sujet A de la phase 3, aux demandes de paiement de frais des intervenants associés à l’examen de ce sujet et décision procédurale sur la suspension temporaire du déroulement procédural du dossier R-3867-2013

 

Demande relative au dossier générique portant sur l’allocation des coûts et la structure tarifaire de Gaz Métro

 

Intervenants à la phase 3 :

 

Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG);

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

Option Consommateurs (OC);

Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ);

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

Union des consommateurs (UC).

 

 

 

1.            Introduction

 

[1]              Le 15 novembre 2013, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie) une demande relative au dossier générique portant sur l’allocation de ses coûts et sa structure tarifaire (le Dossier).

 

[2]              Le 30 janvier 2014, la Régie rend sa décision D-2014-011[1], dans laquelle elle se prononce, notamment, sur le déroulement procédural du Dossier. Elle en scinde l’examen en deux phases : la phase 1 traitera de l’ensemble des méthodes d’allocation des coûts du service de distribution et la phase 2 portera sur la structure tarifaire, l’interfinancement et la stratégie tarifaire du service de distribution.

 

[3]              Le 28 avril 2016, Gaz Métro dépose une demande relative à la phase 2 du Dossier[2]. Elle y propose de le scinder finalement en quatre phases et de traiter, dans le cadre de la phase 2, de la révision des services de fourniture, de transport et d’équilibrage ainsi que de l’offre de service interruptible. Elle propose également de traiter en phase 3 de la fixation des coûts marginaux de prestation de service de long terme (CMPSLT).

 

[4]              Le 4 août 2016, la Régie rend sa décision D-2016-126[3], dans laquelle elle accueille partiellement la proposition du Distributeur à l’égard du traitement procédural du Dossier. En ce qui a trait à la proposition d’une troisième phase, la Régie constate l’absence de preuve et réserve sa décision sur ce sujet ainsi que sur la pertinence d’en traiter distinctement dans une phase qui lui serait dédiée.

 

[5]              Le 5 octobre 2016, Gaz Métro introduit sa demande relative à la détermination des CMPSLT et propose de traiter ce sujet dans le cadre d’une phase distincte, la phase 3.

 

[6]              Le 24 octobre 2016, la Régie tient une rencontre préparatoire afin de déterminer, notamment, le mode et l’échéancier de traitement de cette nouvelle phase 3 du Dossier.

 

[7]              À la suite de la rencontre préparatoire, la Régie rend sa décision D-2016-169[4] dans laquelle elle décide de créer une phase 3 au Dossier afin d’y traiter des deux sujets identifiés, soit :

 

A.    la méthode de détermination des CMPSLT;

B.    la méthodologie d’évaluation de la rentabilité de projets d’extension de réseau.

 

[8]              Le 14 décembre 2016, la Régie rend sa décision D-2016-186[5] dans laquelle, notamment, elle accorde le statut d’intervenant pour la phase 3 à l’ACIG, la FCEI, OC, le ROEÉ, SÉ-AQLPA et l’UC et fixe un échéancier pour l’examen du sujet A.

 

[9]              Le 1^er février 2017, la Régie rend sa décision D-2017-009[6] dans laquelle, notamment, elle reconnaît le statut d’expert à messieurs Richard A. Baudino, Paul L. Chernick, William P. Marcus et H. Edwin Overcast.

 

[10]          L’audience relative à l’examen du sujet A de la phase 3 se déroule du 18 au 21 avril 2017. La Régie prend le dossier en délibéré à la fin de l’audience.

 

[11]          Entre le 3 et le 24 mai 2017, les intervenants déposent leur demande de paiement de frais pour leur participation à l’examen du sujet A de la phase 3. Gaz Métro n’a formulé aucun commentaire sur ces demandes.

 

[12]          Le régisseur Laurent Pilotto étant empêché d'agir, la présente décision est rendue par les deux autres régisseurs, conformément à l'article 17 de la Loi sur la Régie de l’énergie[7] (la Loi).

 

[13]          Dans la présente décision, la Régie se prononce sur la méthode de détermination des CMPSLT et sur les demandes de paiement de frais des intervenants relatives à l’examen du sujet A de la phase 3. Elle se prononce également sur le déroulement procédural du dossier tenant compte de l’empêchement d’agir du régisseur Laurent Pilotto.

 

2.            Conclusions recherchées

 

[14]          Les conclusions recherchées par Gaz Métro relativement à la détermination des CMPSLT sont les suivantes :

 

« APPROUVER la méthode proposée par le Dr Edwin Overcast pour déterminer le coût marginal de prestation de services de long terme spécifique à chaque projet, telle que décrite à la pièce Gaz Métro-6, Document 2;

 

AUTORISER Gaz Métro à utiliser, dès la décision à intervenir, cette méthode dans l’analyse de la rentabilité d’un projet de raccordement d’un client, d’un ajout de charge chez un client existant ainsi que dans l’analyse de la rentabilité globale du plan de développement »[8].

 

 

 

3.            Mise en contexte

 

[15]          Le plan de développement 2012-2013, présenté par Gaz Métro dans le cadre de son dossier tarifaire 2013[9], a suscité des préoccupations de la part de la Régie sur certains aspects de l’analyse de rentabilité, notamment le CMPSLT utilisé.

 

[16]          Dans sa décision D-2013-106, la Régie demandait à Gaz Métro[10]:

 

« [27] […] d’utiliser un coût marginal d’opération de long terme de 157 $ dans l’analyse de rentabilité du plan de développement résidentiel et CII. Cette valeur pourra être revue dans un prochain dossier tarifaire lorsque le Distributeur produira une évaluation de ces coûts ».

 

[17]          Dans le cadre du dossier tarifaire 2015, Gaz Métro présente son étude et propose d’établir pour chacun des marchés résidentiel, commercial et industriel les coûts marginaux appliqués à l’analyse de rentabilité (la Proposition initiale)[11]. Le Distributeur indique que, dans un souci d’allègement réglementaire, il n’a pas jugé nécessaire de s’adjoindre les services d’un expert pour réaliser cette étude.

 

[18]          L’objectif de cette étude était de revoir l’ensemble des coûts d’opération marginaux directement associés à un projet d’extension de réseau. Ces coûts, qui doivent être pris en compte dans l’évaluation de la rentabilité d’un projet, sont identifiés à l’aide d’une méthodologie mise au point au terme d’un exercice exhaustif fait par des équipes internes.

 

[19]          Ainsi, la Proposition initiale définissait les CMPSLT comme l’ensemble des coûts qui peuvent être associés à un client lorsque ce dernier est raccordé au réseau de Gaz Métro. L’étude répertorie les coûts marginaux que le raccordement de ce nouveau client engendre, ainsi que les coûts internes afférents à l’entretien de ces nouvelles installations et aux services qui lui sont fournis directement.

 

[20]          Les éléments identifiés dans l’étude sont les coûts additionnels d’émission d’une facture, d’encaissement d’un paiement et, pour un client en télémétrie, d’utilisation d’une ligne téléphonique cellulaire.

 

[21]          Les coûts internes afférents à l’entretien des installations se composent principalement des salaires et avantages sociaux des employés effectuant ces tâches, auxquels peuvent s’ajouter des coûts de vêtements.

 

[22]          L’étude identifie également les coûts des activités d’entretien liées au compteur, au branchement et à la conduite qui alimente ce branchement. Elle répertorie aussi les coûts des services fournis par les équipes du Distributeur relativement à l’enquête de crédit, au traitement d’une demande d’aide financière ou de participation au Programme de rabais à la consommation (PRC), aux appels des clients, à la relève de compteur, aux mauvaises créances, au recouvrement, au maintien de la clientèle et à l’établissement du contrat.

 

[23]          Dans cette étude, Gaz Métro constatait des différences dans les coûts associés à la prestation de service entre la première année et les années subséquentes. Elle constatait que certaines des activités surviennent uniquement la première année (par exemple, l’enquête de crédit) alors que d’autres activités sont récurrentes (la relève du compteur ou l’envoi de la facture, par exemple). Elle notait également que le coût d’une même activité varie d’un marché à l’autre (le type de compteur et inspection, par exemple).

 

[24]          Par ailleurs, Gaz Métro mentionnait que les activités et les coûts considérés dans l’étude devraient être revus périodiquement afin que l’évaluation de la rentabilité des projets tienne compte au fil du temps de l’évolution des opérations, de l’ampleur et de la nature des coûts ainsi que de la mise à jour des hypothèses de la méthodologie.

 

[25]          Comme la FCEI souhaitait retenir les services d’un expert pour examiner la preuve déposée par Gaz Métro, la Régie, par sa décision D-2015-048[12], a reporté l’étude de ce sujet au présent dossier afin de permettre à Gaz Métro de s’adjoindre les services d’un expert et de s’assurer que ce sujet soit examiné de façon concurrente avec la revue des structures tarifaires.

 

[26]          Gaz Métro s’est donc adjoint les services du Dr Edwin Overcast de la firme Black and Veach pour son étude des coûts marginaux. Essentiellement, le Dr Overcast a reconnu la qualité de la Proposition initiale, de laquelle il a toutefois proposé d’éliminer certains coûts.

 

[27]          Gaz Métro affirme être en accord avec l’analyse produite par le Dr Overcast[13] et fait sienne l’ensemble de ses conclusions. Elle estime que les recommandations de l’expert ont permis de raffiner la compréhension des concepts de coûts marginaux.

 

 

 

4.            Principes généraux

 

4.1             Position de Gaz Métro

 

[28]          Gaz Métro tient d’abord à préciser le cadre de la demande relative au sujet A. Elle mentionne que la méthodologie d’établissement du coût marginal d’opération sert notamment à déterminer un des intrants à l’analyse de rentabilité permettant d’évaluer si un projet d’extension de réseau devrait, ou non, être réalisé.

 

[29]          Cette analyse de rentabilité prend en considération différents intrants qui s’articulent autour de deux pôles principaux : les coûts et les revenus. Ces intrants sont répertoriés dans un modèle d’analyse de rentabilité que Gaz Métro utilise depuis de nombreuses années[14].

 

[30]          Le pôle « coûts » se subdivise en deux segments : les dépenses capitalisables et celles qui sont non capitalisables. Ces dernières comprennent notamment des dépenses désignées sous l’appellation « coûts d’opération », qui apparaissent à la ligne 21 du modèle d’analyse de rentabilité[15]. L’examen du sujet A de la phase 3 porte sur la méthodologie permettant de déterminer le montant à inscrire sous la rubrique « coûts d’opération ». Le Distributeur utilise également dans sa preuve les vocables « coûts de prestation de service » et « coût marginal d’opération ».

 

[31]          Gaz Métro fait valoir qu’historiquement, la Régie et les participants au processus réglementaire ont, de manière constante, récurrente et sans exception aucune, qualifié ces « coûts d’opération » de « marginaux ». Ainsi, à son avis, la nature « marginale » des coûts d’opération sous examen n’a jamais été remise en question. Elle soutient donc qu’il revient à la Régie, sur la base de la preuve prépondérante versée au dossier, de déterminer si, aux fins de l’établissement du montant devant apparaître à la ligne 21 du modèle d’analyse de rentabilité, un coût marginal « de court terme » ou « de long terme » doit être utilisé[16].

 

[32]          Afin d’alimenter la réflexion et de guider la Régie dans ce choix, Gaz Métro soumet quelques définitions de coûts marginaux qui cernent la nature de ces coûts et conclut en argumentation ce qui suit :

 

« 24. Autrement dit, afin d’inclure un coût à la ligne 21 du Tableau, la Régie doit d’abord être convaincue que ce coût “découle de la dernière unité produite” [Référence omise], “correspond à une unité supplémentaire”, “se dit de la dernière unité additionnée” ou “résulte de la production d’une seule unité supplémentaire ” »[17].

 

[33]          Ainsi pour le Distributeur, les coûts identifiés aux fins du présent exercice doivent afficher un caractère « marginal » évident, c’est-à-dire que sans l’ajout du projet d’investissement ces coûts ne seraient pas encourus. Il soutient que l’ensemble des coûts marginaux d’opération identifiés dans sa preuve satisfont à ce critère.

 

[34]          Gaz Métro est d’avis qu’une telle démonstration est impossible lorsqu’il est question de coûts fixes. Ainsi, par sa nature même, un coût fixe n’est pas influencé par la « dernière unité produite » ou, en l’occurrence, par un projet d’extension de réseau : il demeure constant. Elle fait valoir que ses coûts d’opération sont très majoritairement fixes, dans une proportion de 85 %. Elle soutient donc qu’une grande majorité des 185 M$ qu’elle dépense annuellement en coûts d’opération ne peut être prise en considération dans la détermination du CMPSLT.

 

[35]          Gaz Métro rappelle que préalablement au dépôt de la Proposition initiale, elle a conduit une approche ordonnée et systématique et mis en œuvre une démarche rigoureuse afin d’identifier les CMPSLT. Cette approche lui a permis de cerner 19 composantes liées à une nature de coût spécifique devant être considérées dans le coût marginal d’opération.

 

[36]          Elle a par la suite retenu les services de l’expert Overcast. Celui-ci soutient que seuls les coûts marginaux d’opération de court terme devraient être pris en compte dans le cadre de l’analyse de rentabilité. Ceci afin de refléter correctement l’application de principes économiques:

 

« [...] it’s incorrect to use long-run marginal costs for line extension. There are no efficiency implications for using long-run marginal costs and it’s theoretically an incorrect value to use in line extension policies and as a practical matter, it is, it’s incorrect to use it as well. The proper measure of costs is short-run marginal costs that produces economic efficiency and maximizes social welfare and these conclusions are supported even by the same authors cited by the other expert witnesses as supporting long-run marginal costs »[18].

 

[37]          L’expert conclut qu’il faut exclusivement utiliser les coûts marginaux de court terme. Faire autrement entraînerait une surestimation des coûts associés à une extension de réseau et serait inefficient d’un point de vue économique[19].

 

[38]          L’expert Overcast est aussi d’avis qu’il faut exclure ou attribuer une valeur zéro aux types de coûts suivants :

 

•           les coûts qu’il qualifie de « sociaux », tels les charges de recouvrement et de mauvaises créances qui, soit découlent d’une politique interdisant l’interruption de service en hiver, soit, ne peuvent être associés à un client au moment de son raccordement au réseau[20];

•           les coûts spécifiques à un consommateur qui seront récupérés auprès de ce dernier, en vertu de l’approche utilisateur-payeur;

•           les coûts qui seront absorbés par les revenus que générera le projet d’extension;

•           les coûts par palier qui ne peuvent être attribués à l’addition d’un seul client et qui ne se manifestent que sporadiquement après l’ajout d’un nombre important de nouveaux clients (« lumpy costs »);

•           et les coûts fixes.

 

[39]          Les extraits suivants de la preuve de l’expert Overcast résument sa position :

 

« [...] the fixed costs cannot go be included in marginal cost. So unless new capacity is required to provide the O&M service, in which case the fixed cost would increase, those would be marginal at that point but not before that point »[21]. 

 

« In any event the cost causation at the margin is likely zero for long periods for modest growth utilities. For new plant O&M the marginal costs are essentially zero initially as new plant does not require more than mandated safety programs such as leak surveys. Those costs are fixed costs for the system and there is no reasonable marginal allocation for a new customer unless there is no existing capacity that can perform the service. This is precisely the economies of scale and lumpiness problem associated with capacity or any other utility service. New customers that cause zero costs provide a benefit to other customers by reducing per unit cost of leak services for all customers. That continues until so many customers have been added that in total additional O&M expense is required. In the meantime existing customers have benefited from lower costs as a result of the addition in the form of lower unit revenue requirements. Practically speaking it is not useful to charge the incremental cost to the new customer as those costs are part of the shared cost of a system. Due to the fixed cost nature of operating a gas distribution system, existing customers will benefit from the addition of new customers by spreading fixed costs over a larger base of throughput. By the time a “step” increase in O&M is needed, there will likely have been numerous customer additions to the system that can absorb the added cost with no impact to existing customers.

[...]

As a general matter, all of this leads to the conclusion that the only current impact of a new customer on O&M is a reduction in per unit O&M for other customers initially and a small present value of future O&M that the new customer will share with existing customers for their assets before his own assets cause costs. This leads to the conclusion that the most reasonable estimate of marginal O&M costs for new customers is zero for physical plant, positive for service establishment and minimal for direct customer charges. From a toll design perspective, service establishment should be matched by a direct charge while direct customers charges are easily covered by the tolls since average cost is much greater than marginal cost »[22].

 

[40]          De plus, pour l’expert Overcast l’utilisation d’un coût moyen lorsque le coût marginal n’est pas disponible serait incorrecte :

 

« Mr. Chernick incorrectly suggested average cost be used for some customer related expenses regardless of marginal cost. And a good example is a call center costs, those are largely fixed and they’re fixed until the capacity of the call center is used up, requiring a lot of, a large increment of customers and, and only then would they be at the margin. And you can also see if you think back to the graph, if marginal cost is less than average cost, it doesn’t matter whether it’s short or long-run, then using average cost over overstates what the marginal cost is and forces customers to pay more to connect than they should »[23].

 

[41]          Enfin, le Distributeur, s’appuyant sur la position de l’expert Overcast, est d’avis que l’utilisation du coût marginal n’est justifiée que lorsque sa valeur dans le temps augmente.

 

« R. […] on vous a fait la démonstration que les coûts n’ont pas crû... il n’y a pas eu de croissance des coûts, en fait... il faudrait que je retrouve la demande de renseignements mais, si je me souviens bien, ils auraient décrût de sept pour cent (7 %) dans les dix (10) dernières années. Donc, il n’y a pas de croissance de coûts qu’on a pu observer associée à la croissance de la clientèle. Et, dans les dix (10) dernières années, on a plus de clients. Donc, c’est pour ça que ce n’est pas un coût qu’on associe, ici. Ça ne génère pas un nouveau coût »[24].

 

[42]          Pour l’ensemble de ces considérations, le Dr Overcast conclut que la Proposition initiale aurait pour effet de surévaluer les coûts marginaux devant être pris en considération dans le modèle d’analyse de rentabilité. Il recommande donc d’apporter des modifications à la Proposition initiale.

 

« Essentially B&V concludes that the Gaz Metro exercise of estimating these O&M marginal costs to comply with the regulatory requirements overstates the actual long-run marginal costs and unduly burdens line extension policies to the detriment of all existing customers »[25].

 

[43]          Gaz Métro fait valoir que l’évaluation de la justesse des coûts marginaux est d’autant plus importante qu’une surévaluation de ceux-ci pourrait avoir pour effet d’empêcher la réalisation de projets qui pourraient, par ailleurs, être conformes aux objectifs visés par la Politique énergétique 2030[26].

 

[44]          Gaz Métro soumet ainsi que sa proposition, reposant sur les recommandations formulées par le Dr Overcast, permet de soutenir un développement adéquat des différents marchés et est conforme à l’intérêt public.

 

 

4.2             Position des Intervenants

 

ACIG

 

[45]          L’intervenante appuie l’approche proposée par Gaz Métro. Elle émet cependant une réserve relative au lien entre les frais généraux et les dépenses d’opération. Elle estime qu’il y aurait lieu de s’assurer que les coûts considérés dans l’établissement des CMPSLT ne sont pas, par ailleurs, également pris en compte dans le montant des frais généraux inclus dans le modèle d’analyse de rentabilité lors de l’évaluation d’un projet d’extension.

 

FCEI

 

[46]          La FCEI appuie les propos et recommandations de M. Baudino, l’expert dont elle a retenu les services. Ce dernier considère que l’utilisation des CMPSLT est cohérente avec la décision D-2013-106, de même que l’horizon de 40 ans sur lequel porte le modèle d’évaluation de la rentabilité des projets d’extension de Gaz Métro.

 

[47]          À son avis, l’utilisation des coûts marginaux de long terme est d’une pertinence supérieure à l’utilisation des coûts marginaux de court terme.

 

« In fact, LRMC is a superior measure to SRMC given the lumpiness of capacity additions by utilities and the inability of SRMC to properly reflect those additions »[27].

 

[48]          De plus, l’expert considère que les coûts marginaux de court terme sont de nature volatile et changeante. Il soutient par ailleurs que l’utilisation des coûts marginaux de long terme est plus cohérente avec la théorie économique.

 

[49]          La FCEI considère qu’une analyse de rentabilité doit permettre de comparer une espérance de revenus à une espérance de coûts et qu’en conséquence, lorsqu’il n’est pas possible d’obtenir une estimation des coûts directs, il faut utiliser une estimation de l’espérance mathématique de ces coûts[28].

[50]          La FCEI juge erronée l’approche qui considère qu’un coût est nul lorsqu’il est décroissant dans le temps. En s’appuyant sur le témoignage de l’expert Baudino, elle propose plutôt d’inclure les coûts marginaux même s’ils sont décroissants.

 

« I would note that even if technological change causes meter- reading costs to decline relative to current meter-reading costs, and it’s likely that they will, those future incremental costs are not zero simply because they are lower than current costs. They are positive value and can be either estimated or known once Gaz Métro develops that technology and implements it more throughout its system »[29].

 

[51]          Enfin, la FCEI recommande d’utiliser la Proposition initiale de Gaz Métro comme point de départ[30].

 

OC

 

[52]          OC appuie les propos et recommandations de M. Marcus, l’expert dont elle a retenu les services. Elle souligne qu’il existe deux différences fondamentales entre la position de l’expert Marcus et celle du Dr Overcast.

 

[53]          M. Marcus est d’avis que les coûts marginaux d’opération de long terme doivent être utilisés, même si certains d'entre eux sont importants et peu granulaires, ou encore que ce ne sont pas tous les clients qui participeront à l’activité qui engendre le coût.

 

[54]          En ce qui a trait au caractère important et peu granulaire de certains coûts (« lumpiness »), M. Marcus partage l’avis du Dr Overcast selon lequel un seul client a peu voire aucun impact individuel sur un coût important. Cependant, il mentionne que le Dr Overcast tire une conclusion erronée de ce constat quand il dit que le coût d’ajouter tous les clients prévus devrait aussi être de zéro.

 

« I believe that Dr. Overcast’s analysis suffers from the fallacy of composition – that because one customer might not cause a change in cost, a group of new customers added by Gaz Métro will also not cause a change in cost »[31].

 

[55]          L’expert Marcus souligne que Gaz Métro ajoute en moyenne environ 2 500 clients au tarif D₁ chaque année. L’ajout de ce nombre important de clients entraînera nécessairement une augmentation des coûts d’opération. Ces coûts sont plus granulaires (moins « lumpy ») que ne le sous-tend le Dr Overcast. Par exemple, M. Marcus explique comment les centres d’appels peuvent ajuster leur niveau de service de façon granulaire, en ayant recours à des employés à temps partiel ou aux heures supplémentaires, afin de satisfaire à la demande de service provenant de nouveaux clients.

 

[56]          L’autre différend fondamental entre les positions des experts Overcast et Marcus concerne le traitement des coûts des clients futurs. M. Marcus souligne que le Dr Overcast, de façon erronée, exclut les coûts qui seront générés dans le futur par tous les clients qui remplaceront, à une nouvelle adresse de service, le premier occupant des lieux. M. Marcus soutient que ces coûts occasionnés par les clients futurs doivent être estimés et pris en compte dans l’analyse de rentabilité car l’objectif de celle-ci est d’établir la rentabilité du projet d’extension pendant sa durée de vie et non seulement durant la période d’occupation du premier client raccordé.

 

[57]          Enfin M. Marcus est d’avis que la Proposition initiale de Gaz Métro, à quelques exceptions près, constitue un bon point de départ pour établir les coûts marginaux d’opération de long terme. Un point de départ qui est bien meilleur que l’approche proposée par le Dr Overcast.

 

ROEÉ

 

[58]          Le ROEÉ appuie les propos et recommandations de M. Chernick, l’expert dont il a retenu les services. L’intervenant souligne l’importance de bien évaluer la rentabilité des projets d’extension du réseau et met en garde la Régie contre les implications possibles d’une analyse incorrecte.

 

[59]          L’expert Chernick soulève la confusion induite par les propos tenus par Gaz Métro et l’expert Overcast en ce qui a trait aux considérations de coûts propres à l’évaluation de la rentabilité des projets d’extension, d’une part, et à l’exercice distinct d’établissement du revenu requis et des tarifs, d’autre part.

 

[60]          De l’avis de l’expert Chernick, la méthodologie doit tenir compte de l’ensemble des coûts de long terme au moment de la prise de décision, puisqu’elle engage irrémédiablement Gaz Métro pendant des décennies. Il soutient que la Régie ne devrait pas permettre le recours aux coûts marginaux de court terme comme assise pour la prise de décision de long terme.

 

« And so, we would compare the revenues you expect over your time horizon to all of the expenses that you expect over that same period, a simple process of matching the costs and benefits (...) you can’t get the continuing revenues without the continuing expenses »[32].

 

[61]          M. Chernick mentionne que l’exclusion de certains coûts d’opération, sous prétexte qu’ils ne sont pas causés par un client individuel, n’est pas une approche adéquate. En ce qui concerne le concept des « lumpy costs », il fait valoir que les projets engendrent une panoplie de coûts, certains importants, d’autres moins. Ces coûts s’additionnent, nécessitant l’ajout de ressources, souvent en portion d’unités (recours aux employés occasionnels ou au temps supplémentaire). L’expert souligne que ces coûts doivent être pris en compte dans l’évaluation de la rentabilité des projets et s’oppose à l’approche du Dr Overcast qui propose de ne considérer que les coûts associés à l’ajout d’un seul client.

 

« Moving onto the next area of difference in terms of the granularity of the analysis. I think it’s fair to say that Gaz Métro has preferred to think in terms of very small additions such as one customer. We had one customer, does that cause us to add a meter reader, does that cause us to add a customer service representative. And to think about very large increments, an entire full time meter reader, an entire service representative, a whole new call centre. And when you look at it that way, an individual residential customer, for example, is not going to cause you to build a whole new call centre.

But in general, that’s the wrong way of looking at utility decisions because we’re not adding one customer, we’re adding many customers in this project and in other projects »[33].

 

[62]          L’expert Chernick est d’avis que la méthodologie retenue ne doit pas confondre une baisse éventuelle de coût par client, en raison notamment de changements technologiques ou de gains d’efficience et le fait que l’ajout d’un client n’engendrerait pas de coût supplémentaire d’opération. Il ne partage pas l’avis du Dr Overcast à cet égard:

 

« Even though the cost of inspecting a meter of pipe may go down over time, and I give an example at the bottom of this page of the cost of gasoline has gone down over the last couple of years and so, you can drive more now and pay less. That does not mean that there’s no cost of driving more. Every kilometer you drive will cost you some gasoline and that’s real money, not as much money as it was a couple of years ago, but it will still cost you something »[34].

 

[63]          Selon M. Chernick, la méthode doit utiliser les coûts marginaux, mais en l’absence de telles valeurs, il est essentiel d’avoir recours à un proxy plutôt que de prétendre, à tort, que ces coûts doivent être considérés comme inexistants aux fins de l’analyse de rentabilité. Dans ces cas, l’utilisation de coûts moyens est appropriée.

 

« [...] in some cases, you don’t have any estimate from Gaz Métro of marginal cost, they provided an average cost of some sort and then, later said, ‘No, maybe it’s zero (0)’. So in those cases I said, ‘No, let’s use their average’. On, in other places I have talked about an average cost, meaning an average of the incremental cost, with the average of the marginal cost of serving a group of customers »[35].

 

[64]          L’expert Chernick est d’avis que les coûts qualifiés de « sociaux » par le Dr Overcast, sont en réalité des coûts d’opération. Il recommande de les inclure dans la détermination des CMPSLT puisqu’ils reflètent le fait qu’une portion des nouveaux clients desservis par le projet d’extension ne satisferont pas à leurs obligations envers le Distributeur et occasionneront des coûts supplémentaires de recouvrement et de mauvaises créances. Par conséquent, la matérialisation de ce risque doit être prise en compte dans l’analyse de rentabilité d’un projet d’extension.

 

« I can’t believe that Dr. Overcast told us that bad debt and collection expenses are not marginal cost because they are the results of social policies and I’ve seen that, that concept applied that a cost is, is really not a cost because it’s something that’s being done for social reasons.

[...] I think those are just cost of doing business. I think any business, in trying to figure out what it needs to charge in order to be a going concern has to take into account the fact that not all of its customers will pay their bills and some of them will require some additional effort to pay their bills »[36].

[65]          L’analyse de rentabilité doit donc tenir compte du fait que la réalisation de projets de développement expose Gaz Métro à la probabilité que certains coûts de recouvrement ou de mauvaises créances surviendront. M. Chernick est d’avis qu’on ne saurait ignorer ces coûts sous prétexte qu’au moment de la prise de décision, on ne sait pas quels nouveaux clients vont les causer.

 

[66]          De plus, l’expert Chernick s’oppose à l’idée selon laquelle certains coûts n’ont pas à être comptabilisés en raison de l’effet d’absorption par des revenus futurs. Il mentionne à cet égard :

 

« Q. So would you, would you, what’s your advice to the Board about this, this concept of, that the revenues, you just said that the revenues...

R. Absorb the costs.

Q. Absorb the costs, is that an appropriate concept in...

R. Well it’s not, it’s not an appropriate assumption. It may in fact be the result of your analysis, you lay out your expected costs, by which I mean on a, a probabilistic basis, not cost that you expect to happen for every customer or expect every year but cost that will happen every five (5) years or ten (10) years on the average, you put those in, you look at your revenues, you look at all the costs that you’ve put together and you ask the question: Have those revenues absorb the cost, if you want to use that term. And that’s an outcome of the analysis, it’s not something that you can short circuit and just say: We can ignore all kind categories of cost because they might be absorbed, if we actually do the analysis. You do the analysis and reach a conclusion, you don’t start with a conclusion before you do the analysis »[37].

 

[67]          Enfin, le ROEÉ considère que la méthodologie proposée par le Dr Overcast et soutenue par Gaz Métro sous-estime les coûts marginaux utilisés dans l’analyse de la rentabilité des projets d’extension et demande de la rejeter. Il considère cependant que la Proposition initiale pourrait constituer un bon point de départ[38].

 

SÉ-AQLPA

 

[68]          SÉ-AQLPA recommande de ne pas déterminer les coûts marginaux d’un projet selon la méthode du coût marginal de court terme proposée par le Dr Overcast, mais plutôt en fonction du coût marginal totalement alloué de ce projet d’extension de réseau durant 40 ans, soit les coûts marginaux de long terme[39].

 

[69]            L’intervenant souligne la qualité de la démarche suivie par Gaz Métro pour établir sa Proposition initiale, qui avait mis à contribution des représentants de 14 unités internes. Il considère que, face aux résultats de ce travail, rien ne permet de croire que cette information serait moins pertinente que celle proposée par l’expert Overcast.

 

UC

 

[70]          L’UC estime qu’il faut déterminer équitablement et justement la méthode et les composantes des coûts marginaux aux fin des études de rentabilité afin d’éviter de sous‑estimer les coûts qui devront être supportés par la clientèle existante.

 

[71]          L’intervenante souligne qu’afin d’être juste pour tous les clients et d’évaluer équitablement la rentabilité, il faut prendre en compte les coûts et les revenus sur une même période. Selon elle, si la rentabilité considérée prend en compte les revenus sur une période de 40 ans, les coûts marginaux à prendre en considération devraient être ceux qui sont prévus et prévisibles (réels, directs et potentiels) au cours de cette même période[40].

 

[72]          L’UC soutient que le choix fait par le Dr Overcast de ne considérer que les coûts de court terme est erroné, n’est pas conforme aux décisions de la Régie et conduit à un résultat inéquitable en excluant divers coûts réels et prévisibles.

 

 

4.3             Opinion de la Régie

 

[73]          La Régie partage l’avis de Gaz Métro et des intervenants sur l’importance de bien évaluer les intrants utilisés dans le modèle d’analyse de rentabilité des projets d’extension de réseau. Elle considère, en effet, qu’un coût marginal de prestation de service de long terme (CMPSLT) surévalué pourrait constituer une barrière à l’extension du réseau et à la croissance des volumes, tandis qu’une sous-évaluation de cet intrant pourrait favoriser l’ajout non rentable de nouveaux clients, ce qui entraînerait des hausses tarifaires indues pour la clientèle existante.

[74]          Tenant compte de la preuve au dossier et des divergences importantes constatées entre les opinions des experts, la Régie juge important de bien définir le cadre de la présente décision et de rappeler la nature des intrants au modèle d’analyse de rentabilité des extensions de réseau.

 

[75]          Elle retient, à cet égard, la définition proposée par Gaz Métro, et présentée dans le cadre de son argumentation, selon laquelle il s’agit de fixer la valeur d’un des intrants au modèle d’analyse de rentabilité permettant de déterminer si un projet d’extension de réseau devrait ou non être réalisé. Ce modèle prend en compte différents intrants associés à un projet d’extension qui s’articulent autour de deux pôles : les coûts et les revenus que ce dernier génère. L’examen du sujet A du présent dossier conduira la Régie à retenir la méthode par laquelle est déterminé le CMPSLT de Gaz Métro. La valeur de cet intrant est inscrite à la ligne 21 du modèle d’analyse de rentabilité sous la rubrique « coût d’opération ». Présentement, le CMPSLT est fixé à 157 $/client[41].

 

[76]          La Régie rappelle que le modèle d’analyse de rentabilité dans lequel s’insère cet intrant de coûts utilise un horizon de 40 ans[42], horizon que la Régie qualifie de long terme. À cet égard, elle considère que l’évaluation des coûts estimés qui constituent le CMPSLT doit être faite sur le même horizon que l’évaluation des revenus estimés pris en compte dans le modèle d’analyse de rentabilité.

 

[77]          Ainsi, la Régie est d’avis que la présente décision doit statuer sur des coûts de prestation de service ou d’opération et que l’ampleur et la récurrence de ces coûts doivent être évalués sur un horizon de long terme.

 

[78]          En conséquence, la Régie ne peut retenir la recommandation de Gaz Métro et de l’expert Overcast qui repose sur l’utilisation des coûts marginaux de court terme. Elle juge qu’en associant les coûts marginaux de prestation de service à un concept de coût marginal de court terme, certains coûts encourus à la suite d’une extension de réseau ne seraient pas pris en compte, induisant une sous-évaluation des CMPSLT.

 

[79]          La Régie partage l’avis des experts Baudino, Chernick et Marcus, et considère que les coûts marginaux de prestation de service de long terme doivent être évalués sur un horizon de long terme.

[80]          De plus, la Régie juge que les principes énoncés par l’expert Overcast relativement à l’exclusion des coûts par palier et des coûts fixes est incompatible avec le concept des CMPSLT.

 

[81]          En effet, la Régie juge que les coûts de long terme ne peuvent être évalués en considérant uniquement les coûts associés à la dernière unité produite ou à l’arrivée d’un seul nouveau client, alors que la plupart des projets d’extension implique l’ajout de plusieurs clients à la fois.

 

[82]          La Régie est d’avis que sur un horizon de long terme, il faut considérer que l’agrégation des coûts de plusieurs projets engendre la modification de coûts par palier ou fixes. À l’instar de l’expert Chernick, elle considère qu’il est possible d’estimer la valeur unitaire d’un coût fixe ou par palier en utilisant un proxy ou une valeur moyenne d’un coût marginal.

 

[83]          Pour ces motifs, la Régie rejette les recommandations de l’expert Overcast relatives à l’évaluation des coûts marginaux sur la seule base de la dernière unité produite, de même que celles traitant de l’exclusion des coûts par palier et des coûts fixes.

 

[84]          Par ailleurs, la Régie partage l’avis de l’expert Chernick, selon lequel le Dr Overcast a semé la confusion en introduisant des notions de tarification, de revenus et d’utilisateur-payeur dans un examen bien ciblé qui portait sur l’identification des composantes des CMPSLT, dans la perspective où ces derniers sont un intrant au modèle d’analyse de rentabilité des projets d’extension du réseau de Gaz Métro.

 

[85]          Les revenus associés à un projet sont évalués distinctement et apparaissent sur une autre ligne du modèle d’analyse de rentabilité et ne sont pas pertinents à l’examen du sujet A de la phase 3 du dossier.

 

[86]          Ainsi, lorsque le Dr Overcast fait référence à l’effet d’absorption ou au concept de l’utilisateur-payeur, il introduit des notions de revenus et de tarification et confond les intrants des deux pôles évoqués précédemment. La Régie juge que cette approche engendre une confusion inutile qui, si elle était suivie, pourrait la conduire à ne pas considérer certains coûts sous prétexte qu’ils seront absorbés par les revenus que générera le projet d’extension.

 

[87]          En conséquence, la Régie rejette également les principes et considérations qui font appel à la notion de revenus énoncés par l’expert Overcast.

 

[88]          Pour l’ensemble de ces motifs, la Régie rejette les recommandations de l’expert Overcast et considère que la Proposition initiale déposée par Gaz Métro constitue le meilleur point de départ dont elle dispose pour la détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme.

 

 

 

5.            Méthodologie

 

[89]          Pour parvenir à identifier et déterminer les CMPSLT, Gaz Métro soumet dans sa Proposition initiale une méthodologie basée sur un exercice exhaustif d’identification fait par des équipes internes. À partir des résultats de cet exercice, le Distributeur propose :

 

•           des CMPSLT établis par marché : résidentiel; commercial, institutionnel et industriel (« CII ») et ventes Grandes Entreprises (« VGE »);

•           une distinction entre les coûts applicables à la première année et aux années subséquentes;

•           une application, cas par cas, des coûts associés aux PRC et à l’entretien des compteurs.

 

Segmentation par marché et par année

 

[90]          Aucun intervenant ne remet en question la segmentation par marché et la distinction entre la première année et les années subséquentes.

 

[91]          La Régie estime que la méthodologie employée par Gaz Métro et les résultats présentés en preuve démontrent la pertinence de l’approche proposée.

 

[92]          De plus, la Régie considère que cette double segmentation, par marché et par année, constitue une amélioration souhaitable à la détermination des CMPSLT qui augmentera la qualité et la précision des évaluations de rentabilité des projets d’extension de réseau.

[93]          Pour ces motifs, la Régie approuve la segmentation des coûts marginaux de prestation de service de long terme entre les marchés résidentiel, CII et VGE et la distinction des coûts applicables à la première année et aux années subséquentes, telles que proposée par Gaz Métro dans sa Proposition initiale.

 

Application au cas par cas

 

[94]          Gaz Métro souhaite déterminer au cas par cas, en fonction de la nature de chaque projet d’extension, les coûts associés aux PRC et à l’inspection des différents types de compteurs. Au moment de la présentation du projet et de l’évaluation de sa rentabilité, en fonction des caractéristiques connues du projet, elle utiliserait des estimations pour ces deux catégories de coûts[43].

 

[95]          Pour déterminer le montant de ces coûts, le Distributeur propose l’utilisation d’une composante binaire pour chacun, soit ils sont considérés dans leur totalité, soit leur valeur est nulle. Ainsi, le recours à une telle approche binaire pour ces coûts a pour effet d’établir des valeurs minimales et maximales aux CMPSLT par marché.

 

[96]          Plusieurs intervenants n’appuient pas l’application au cas par cas de certains coûts. La FCEI, OC, le ROEÉ, SÉ-AQLPA[44] et l’UC[45] préfèrent avoir des CMPSLT par marché sans valeurs minimales et maximales. Certains intervenants recommandent plutôt d’utiliser une estimation issue d’un coût moyen établi en fonction de la probabilité d’occurrence de ces types de coûts. Plus précisément, les experts retenus par la FCEI[46], OC[47] et le ROEÉ[48] recommandent l’utilisation d’un coût moyen plutôt que celle d’un coût résultant de l’approche binaire proposée par Gaz Métro.

 

[97]          La Régie a questionné le Distributeur sur le caractère prudent et précis des estimations d’occurrence de coûts qui pourraient être produites, particulièrement pour des extensions de réseau visant les marchés résidentiel et CII, par opposition à l’application d’un coût moyen. Il soutient que ses estimations sont plus précises que l’utilisation d’une moyenne pondérée basée sur les données historiques réellement observées[49].

 

[98]          À cet égard, la Régie a exprimé en audience sa préoccupation quant au caractère discrétionnaire des hypothèses qui doivent être posées par le personnel interne du Distributeur sur la nature de chaque projet concernant l’application au cas par cas de certains coûts[50].

 

[99]          De plus, la Régie note que le Distributeur est en mesure, à partir de la connaissance qu’il a des marchés, de déterminer un coût moyen pondéré reflétant sa probabilité d’occurrence[51]. Ainsi, il évalue que le coût moyen de PRC pour le marché résidentiel est de 20,26 $ et de 20,40 $ pour le marché CII.

 

[100]     Tenant compte du nombre important de nouveaux branchements réalisés chaque année par le Distributeur, principalement dans les marchés résidentiel et CII, la Régie considère que, pour les rubriques « PRC » et « Inspection de compteur », un coût d’opération reflétant le coût moyen pondéré d’occurrence constitue un meilleur estimé que le coût résultant de l’application au cas par cas. Elle est également d’avis que cette approche assure un traitement équitable pour toutes ces clientèles et constitue une méthode simple, directe et exempte de jugements discrétionnaires.

 

[101]     De plus, la Régie note que cette approche est cohérente avec la méthodologie utilisée dans la Proposition initiale relativement à d’autres rubriques de coûts qui reposent sur une estimation basée sur un coût moyen.

 

[102]     Pour ces motifs, la Régie ordonne au Distributeur d’utiliser un coût moyen établi en fonction de la probabilité d’occurrence pour la détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme correspondant aux rubriques de coûts « PRC » et « Inspection de compteur ».

 

[103]     À partir de la preuve au dossier[52], la Régie a établi le Tableau 1 dans lequel apparaissent les coûts moyens qui devront être utilisés pour ces deux rubriques.

Tableau 1

Coûts moyens par marché

Traitement de demande PRC et Inspection de compteur

 

Source : Pièce B-0198, p. 1, Annexe 1, (Q. 1.5).

 

 

 

6.            Autres Composantes de Coûts

 

6.1             Mauvaises créances et coûts de recouvrement

 

[104]     Dans sa Proposition initiale, le Distributeur détermine, pour les marchés résidentiel et CII, un coût marginal de mauvaises créances de 0,57 $ et 7,77 $ respectivement. Aucun montant n’est associé au marché VGE. En ce qui a trait aux coûts de recouvrement, le Distributeur détermine, pour les marchés résidentiel et CII, un coût marginal de 2,43 $ et 33,31 $ respectivement. Aucun montant n’est associé au marché VGE.

 

[105]     Pour les coûts de mauvaises créances, le Distributeur utilise pour son calcul le montant des radiations par marché de l’exercice 2013 divisé par le nombre de clients des marchés respectifs.

 

[106]     Pour les coûts de recouvrement, il utilise les coûts totaux du service de recouvrement et perception, qui incluent les salaires et avantages sociaux des percepteurs, des commis, et des représentants, auxquels il ajoute les frais d’avocats afférents. Il répartit ensuite ce montant entre les marchés en fonction des coûts des mauvaises créances et divise chacun de ces montants par le nombre de clients des marchés respectifs[53].

 

[107]     En audience, conformément à l’approche préconisée par l’expert Overcast, Gaz Métro estime que le risque inhérent à ce type de coût est déjà pris en compte dans le texte des Conditions de service et Tarif sous la rubrique des Dépôts :

 

« Il n’y aurait donc pas lieu […] de considérer, comme certains le suggèrent, des coûts de mauvaise créance. S’il y avait un risque, Gaz Métro pouvait se prévaloir des conditions de service et obtenir un dépôt […] de considérer un coût d’opération considérant aussi ce risque-là, comme certains le laissent entendre, mais  ça serait considérer ces coûts-là en double, selon nous »[54].

 

[108]     Gaz Métro est donc d’avis qu’un nouveau raccordement ne devrait pas entraîner de coût marginal de mauvaises créances.

 

[109]     Le ROEÉ estime qu’il faut tenir compte des coûts de mauvaises créances et de recouvrement puisqu’ils font partie des pratiques d’affaires et qu’il est prévisible que certains clients ne satisferont pas à leurs obligations[55]. L’intervenant soutient que certains types de coûts occasionnels, comme ceux découlant des mauvaises créances, devraient être inclus dans les coûts d’opération associés à un projet d’extension.

 

[110]     SÉ-AQLPA abonde dans le même sens et recommande que Gaz Métro considère un coût marginal de mauvaises créances pour les clients VGE, comme le fait Hydro‑Québec[56].

 

[111]     La Régie note que chaque année, effectivement, un certain nombre de clients ne satisfont pas à leurs obligations de paiement et, par conséquent, induisent des dépenses de recouvrement, de perception et, dans les pires cas, entraînent des pertes liées à ces mauvaises créances.

 

[112]     La Régie partage l’avis des experts Baudino, Chernick et Marcus et juge que ces rubriques font partie du coût de service du Distributeur et représentent des coûts qui doivent être pris en compte dans la détermination des CMPSLT.

 

[113]     En ce qui a trait au marché VGE, la Régie retient l’argument de Gaz Métro selon lequel les représentants dédiés aux clients de ce marché font office de guichet unique auprès de leurs clients[57]. Ainsi, elle considère que les coûts de recouvrement et de perception associés au marché VGE, lorsqu’ils se manifestent, sont inclus dans les coûts de la rubrique « Coût relié au maintien de la clientèle-VGE ». En conséquence, le coût de la rubrique « Recouvrement et perception » pour ce marché est égal à zéro.

 

[114]     Quant au coût associé à la gestion des mauvaises créances pour les VGE, la Régie considère qu’il n’est pas nécessairement nul. Il doit être pris en compte dans l’établissement des CMPSLT.

 

[115]     Elle note à cet égard que le Distributeur établit les montants par marché pour cette rubrique de coûts en fonction des résultats présentés dans l’exercice de l’année 2013. Elle note également que dans l’étude de répartition des coûts portant sur l’année tarifaire 2013-2014, déposée dans le cadre de la phase 1 du présent dossier, les mauvaises créances sont également allouées en fonction des données réelles disponibles. Dans cette étude, aucun montant n’est alloué pour les mauvaises créances à la clientèle VGE (tarifs D₄ et D₅). La Régie en conclut donc qu’au réel aucune mauvaise créance n’a été constatée pour ce marché durant cette année[58].

 

[116]     En conséquence, la Régie maintient à zéro le coût associé à cette rubrique pour le marché VGE mais demande au Distributeur, dans le cadre de sa prochaine mise à jour, de calculer un montant associé aux mauvaises créances pour les clients VGE dans la mesure où des sommes seront réellement constatées pour ce marché.

 

[117]     Pour ces motifs, la Régie juge que les coûts de recouvrement et les mauvaises créances doivent être pris en compte dans la détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme. En conséquence, elle ordonne à Gaz Métro d’inclure, dans les coûts marginaux de prestation de service de long terme, les coûts de recouvrement et les mauvaises créances tels qu’énoncés dans la Proposition initiale pour les marchés résidentiel et CII.

 

[118]     Par ailleurs, elle ordonne également au Distributeur de considérer les montants de mauvaises créances dans les coûts marginaux de prestation de service de long terme pour le marché VGE, lorsque de tels coûts seront constatés.

 

 

6.2             Coûts reliés aux approvisionnements

 

[119]     Le ROEÉ propose de tenir compte des coûts reliés aux approvisionnements gaziers dans la détermination des CMPSLT. Il est d’avis que ces coûts doivent être plus élevés à mesure qu’augmente le nombre de clients desservis par un distributeur. L’expert Chernick estime que les extensions de réseau, à long terme, font tout autant augmenter les volumes de gaz naturel livrés que le nombre de clients raccordés au réseau. Il est d’avis qu’en conséquence, la complexité et les coûts de gestion des approvisionnements s’en trouvent accrus[59].

 

[120]     Gaz Métro et l’expert Overcast estiment pour leur part, que les coûts des approvisionnements en gaz naturel ne peuvent être considérés comme un coût marginal[60]. Ils sont d’avis que les coûts d’opération de la direction d’approvisionnement et transport gazier ne varient pas en fonction de la quantité de gaz naturel distribué ni en fonction du nombre de clients raccordés, mais sont plutôt influencés par l’évolution du contexte gazier et des moyens mis en place pour y faire face[61].

 

[121]     L’expert Baudino ne s’oppose pas, en principe, à la suggestion de l’expert Chernick à ce sujet, mais indique qu’il n’est pas en mesure d’en estimer l’ampleur ou d’en faire une évaluation précise[62]. Quant à l’expert Marcus, il ne rejette pas la suggestion de son collègue mais émet des doutes quant à la valeur significative de ce coût marginal[63].

[122]     Sur la base de la preuve déposée en phase 1, la Régie note que les coûts d’opération reliés aux approvisionnements gaziers sont évalués à 3,5 M$. Dans le cadre de cette phase, ces coûts ont été sous-fonctionnalisés en trois rubriques distinctes qui apparaissent au tableau 2.

 

Tableau 2

Coûts d’approvisionnements (en 000 $)

 

                                                  Source : Pièce A-0052, décision D-2016-100, p. 130.

 

[123]     La rubrique « Contrats et administration » est principalement constituée du coût de traitement et de gestion de tous les contrats d’achat à prix fixe, des contrats de gaz d’appoint et des contrats des clients en service de fourniture avec ou sans transfert de propriété, incluant les clients qui fournissent leur propre service de transport.

 

[124]     La Régie partage l’avis du Distributeur selon lequel il n’y a pas de lien évident qui permette d’établir une corrélation entre l’évolution des coûts de planification et de gestion des approvisionnements gaziers, sous les rubriques « Centre de contrôle du réseau » et « Direction », et le raccordement de nouveaux clients.

 

[125]     Toutefois, la Régie considère qu’il en est autrement pour les coûts associés à la gestion des contrats qui apparaissent à la rubrique « Contrats et administration », évalués à 1,2 M$. En effet, dans la mesure où ces coûts représentent principalement des frais d’administration et de gestion des contrats, la Régie juge que ceux-ci doivent être pris en compte dans l’établissement des CMPSLT au même titre que les coûts de gestion des autres contrats. Ainsi, tout projet d’extension amenant un certain nombre de nouveaux clients souhaitant fournir leur propre fourniture ou transport, et donc nécessitant la gestion et l’administration de leurs contrats pour ces services, induira un coût marginal qui doit être pris en compte dans la détermination des CMPSLT.

 

[126]     À partir des données relatives aux « Contrats et administration » présentées dans le cadre de la phase 1 du présent dossier, la Régie a calculé le coût par marché qui doit être inclus dans les CMPSLT :

 

•           marché résidentiel :       1,73 $/client;

•           marché CII :                  28,92 $/client;

•           marché VGE :              90,99 $/client.

 

[127]     Le détail de ce calcul est présenté à l’annexe 1 de la présente décision.

 

[128]     Pour ces motifs, la Régie ordonne au Distributeur d’inclure une composante « coût de gestion des contrats d’approvisionnement » à la détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme. Jusqu’à la prochaine mise à jour des coûts marginaux de prestation de service de long terme, elle fixe la valeur de cette composante par marché aux montants apparaissant au paragraphe 126 précédent.

 

 

6.3             Coûts reliés au marketing

 

[129]     L’expert Chernick propose de tenir compte des coûts reliés au marketing[64]. À son avis, Gaz Métro doit encourir des coûts reliés au marketing associé directement aux projets d’extension de réseau, comme l’information transmise aux clients potentiels visés par les projets. L’expert soutient que ces coûts devraient être inclus dans l’évaluation de la rentabilité des projets d’extension.

 

[130]     Gaz Métro et l’expert Overcast s’opposent à cette proposition. Ils estiment que les coûts reliés au marketing ne représentent pas un coût marginal, car ceux-ci sont invariables et ne sont pas liés au nombre de projets d’extension[65].

 

[131]     L’expert Baudino[66] partage l’avis de l’expert Chernick à l’égard des coûts de marketing direct et précise qu’ils devraient être pris en compte dans la détermination des CMPSLT. Quant à l’expert Marcus[67], il estime que ces coûts pourraient être inclus dans les frais généraux associés à chaque projet d’extension. Aucun des experts, cependant, ne fournit de quantification de ces coûts.

 

[132]     La Régie constate qu’aucune étude n’a été présentée permettant de démontrer une relation directe entre les coûts reliés au marketing et les projets d’extension de réseau. Par conséquent, elle ne retient pas la proposition de M. Chernick à cet égard.

 

 

6.4             Frais généraux

 

[133]     L’ACIG estime qu’il est important de s’assurer que les coûts pris en compte dans la détermination des CMPSLT ne soient pas également considérés au moment de l’établissement des frais généraux imputés à chaque projet. L’intervenante demande à la Régie d’exiger qu’une démonstration soit faite à cet égard. Elle soutient qu’aucune information n’est disponible dans le présent dossier permettant de valider les résultats.

 

[134]     Gaz Métro indique que sa méthodologie établissant les frais généraux tient compte des différences entre les coûts capitalisables et non capitalisables et se dit confiante qu’aucun double comptage de coût d’opération n’est effectué.

 

[135]     À cet égard, elle précise que les coûts relatifs à un même centre de coûts peuvent être associés aux activités capitalisables et non capitalisables et sont comptabilisés de façon distincte par l’intermédiaire de capteurs de coûts; ces « outils » assurent une ségrégation comptable entre les coûts capitalisables, évitant ainsi tout dédoublement de coûts.

 

[136]     À titre d’exemple, le Distributeur mentionne le cas du centre de coûts du Mesurage, où le personnel participe à des activités capitalisables, comme l’installation d’un nouveau compteur, et à des activités non capitalisables comme l’entretien des compteurs.

 

[137]     Ainsi, Gaz Métro soumet avoir mis en place des mécanismes fiables qui devraient être de nature à rassurer l’ACIG quant aux préoccupations soulevées dans le cadre de la présente phase 3A.

 

[138]     La Régie est satisfaite des explications fournies par Gaz Métro et considère qu’il n’y a pas lieu de pousser plus loin l’examen de cette question.

 

 

6.5             Facteur de mobilité

 

[139]     Les intervenants OC, ROEÉ et UC soutiennent que certains types de coûts occasionnels comme les coûts générés par des déménagements, tels les coûts d’envoi de lettre, d’ouverture de dossier de facturation et de saisie de contrat, devraient être inclus dans la détermination des CMPSLT.

 

[140]     Plus spécifiquement, OC recommande d’inclure un facteur de mobilité[68]. Elle dérive ce facteur de l’étude faite en 2011 qui établissait à 10 % le taux de déménagement de la clientèle de Gaz Métro assujettie au tarif D₁.

 

[141]     Questionné en audience par l’UC sur l’utilisation d’un facteur de mobilité dans la détermination des CMPSLT, le Distributeur fait valoir qu’il s’agit peut-être d’un coût anecdotique, relié aux données d’une seule année. Il réfute cette proposition en soutenant qu’il n’y a pas d’investissement lorsqu’il y a un déménagement. Il reconnaît cependant qu’il doit, chaque année, traiter un certain nombre de déménagements[69]. En ce qui a trait à la saisie d’un nouveau contrat, Gaz Métro répond qu’il n’y a pas toujours de saisie de nouveau contrat lorsqu’un client résidentiel emménage[70].

 

[142]     La Régie est d’avis que tout branchement existant sur le réseau du Distributeur est susceptible de changer de titulaire au cours de sa durée de vie. Elle considère donc qu’il en sera de même pour tout projet d’extension de réseau. Le taux de renouvellement de titulaire d’un branchement dépend de la nature du bâtiment qu’il alimente en gaz naturel. En l’absence d’une meilleure estimation, elle considère que les marchés résidentiel et CII font face au même taux. Elle juge cependant qu’un tel taux n’a pas à être pris en compte dans le cas des branchements visant le marché VGE.

 

[143]     En conséquence, la Régie est d’avis qu’une composante de déménagement ou un facteur de mobilité doit être considéré dans le cas des extensions de réseau dédiées aux clients des marchés résidentiel et CII. Elle estime qu’un emménagement entraîne des coûts additionnels de services à la clientèle, tels l’envoi de la lettre de confirmation d’abonnement, l’ouverture d’un dossier de facturation, la saisie d’un nouveau contrat et l’enquête de crédit faite à l’interne. La Régie juge que les coûts relatifs à ces activités doivent être majorés, pour les années 2 et suivantes, d’un facteur de mobilité qui sera pris en compte dans la détermination des CMPSLT.

 

[144]     En l’absence d’une meilleure estimation, la Régie retient un facteur de mobilité de 10 % applicable aux années 2 et suivantes pour les marchés résidentiel et CII dans la détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme. Ce facteur s’appliquera aux coûts associés à l’envoi de la lettre de confirmation d’abonnement, à l’ouverture d’un dossier de facturation, à la saisie d’un nouveau contrat ainsi que, pour le marché CII seulement, à l’enquête de crédit faite à l’interne.

 

 

 

7.            Coûts marginaux de prestation de service de long terme pour les extensions de réseau

 

[145]     La Régie présente au tableau 3 l’ensemble des CMPSLT qu’elle retient pour les extensions de réseau.

 

Tableau 3

Coûts marginaux de prestation de service de long terme

Extension de réseau

 

 

 

 

8.            Coûts marginaux de prestation de service de long terme pour les ajouts de charge

 

[146]     Dans la Proposition initiale, Gaz Métro identifie les composantes suivantes de CMPSLT associées aux ajouts de charge chez un client existant, en fonction de son marché[71] :

 

•           saisie d’un nouveau contrat;

•           réalisation d’une enquête de crédit;

•           traitement d’une demande de PRC;

•           ajout d’une ligne cellulaire, si l’ajout nécessite le passage à la télémétrie.

[147]     L’expert Overcast a indiqué que, typiquement, les ajouts de charge ne requièrent pas de nouvelles installations et n’ont donc pas de coûts marginaux d’opération[72].

 

[148]     Selon les experts Baudino[73], Chernick[74] et Marcus[75], des coûts d’opération additionnels peuvent être reliés aux ajouts de charge. Ils recommandent donc à la Régie d’en tenir compte dans la détermination des CMPSLT.

 

[149]     La Régie partage l’avis de ces derniers et juge qu’un ajout de charge associé à un branchement existant entraîne des coûts marginaux d’opération mais d’ampleur moindre qu’une extension de réseau pour raccorder un nouveau client.

 

[150]     À partir des composantes de coûts considérées dans la Proposition initiale pour les ajouts de charge et des éléments décisionnels de la présente décision tels que présentés à la section 7, la Régie a établi les montants à prendre en compte. Ces montants, qui apparaissent au tableau 4, ne s’appliquent qu’à la première année, à l’exception du coût d’une ligne cellulaire qui s’applique à toutes les années.

 

Tableau 4

Coûts marginaux de prestation de service de long terme

Ajouts de charge

 

         Sources : Pièce B-0198, Annexe 1 ( Q. 1.5) et tableau 3.

 

[151]     En conséquence, la Régie ordonne au Distributeur d’utiliser les coûts marginaux de prestation de service de long terme apparaissant au tableau 4 pour les ajouts de charge.

 

 

 

9.            Mise à jour de l’Étude

 

[152]     Gaz Métro indique être en mesure de réaliser une mise à jour en continu des paramètres et coûts applicables à la méthodologie lors des dossiers tarifaires[76].

 

[153]     L’expert Chernick recommande également des mises à jour régulières pour valider l’évolution des données utilisées[77].

 

[154]     La Régie juge important que les CMPSLT soient mis à jour sur une base régulière de manière à ce que les modifications qui pourraient survenir dans les coûts d’opération y soient reflétées.

 

[155]     Ainsi, par exemple, si les données réelles présentées dans le cadre d’un rapport annuel permettent d’observer une variation importante des pondérations dans les marchés résidentiel et CII pour le nombre de demandes de PRC, la Régie pourrait considérer, sur recommandation du Distributeur, de modifier la valeur de ce paramètre ou de le remplacer par une moyenne des données observées sur trois ou cinq ans. Les suivis ainsi présentés permettraient également de capter les variations de coûts découlant, par exemple, de l’implantation de nouvelles technologies ou d’économies d’échelles constatées.

 

[156]     Dans le but d’optimiser la précision des CMPSLT, la Régie est d’avis que des mises à jour périodiques pourraient être proposées par le Distributeur lors des dossiers de rapport annuel. Sur la base des données réelles observées, ce dernier proposerait la mise à jour de la valeur des paramètres et des coûts unitaires retenus dans la présente décision.

 

[157]     Quant aux changements à la méthodologie de détermination des CMPSLT, à l’instar de ce qui a été accompli dans le présent dossier, la Régie estime que les dossiers de rapport annuel ne constituent pas le bon forum pour en traiter. Par exemple, si le Distributeur souhaitait proposer une modification à la méthode de détermination des coûts de gestion des contrats d’approvisionnement, il devrait le faire dans le cadre d’un dossier tarifaire ou d’un dossier spécifique.

 

[158]     D’ici à ce que le Distributeur propose des mises à jour des composantes de coûts, la Régie juge opportun de permettre à ce dernier d’utiliser, dès la date de la présente décision, les nouvelles valeurs des CMPSLT apparaissant aux tableaux 3 et 4 de la présente décision.

 

 

 

10.       Débat ouvert entre experts

 

[159]     Tel qu’ordonné dans sa décision procédurale D-2017-009 les experts des participants au dossier ont tenu un débat ouvert entre eux (« hot tubbing »).

 

« [41] En conséquence, la Régie ordonne aux experts de communiquer ensemble afin d’identifier les sujets sur lesquels ils s’entendent et de débattre de ceux sur lesquels ils ne s’entendent pas. Ces positions devront être consignées dans un rapport conjoint qui devra satisfaire aux exigences de l’article 32 du Règlement et être déposé au plus tard le 2 mars 2017, à 12 h. La Régie donne au Dr Overcast le mandat de coordonner ces travaux et de produire le rapport conjoint. Chacun des experts devra présenter sa position sur les points de divergence dans son rapport individuel, dont le dépôt est exigé à la même date »[78].

 

[160]     La Régie a constaté que le rapport final produit par le Dr Overcast n’incluait pas les points de divergences ni de recommandation conjointe. En audience, l’expert Overcast déclarait qu’il n’a pas trouvé nécessaire de reproduire les points de désaccord:

 

« R. Given the requirement that the experts file comments related to those points of disagreement, there was no need to include those specifically in this and there was sufficient disagreement over things that, [...] all four of us didn’t have the same disagreements, so we just took that opportunity to file their separate reports to reflect those disagreements »[79].

 

[161]     Les intervenants ont apprécié la démarche imposée par la Régie et l’ont encouragée à répéter la tenue de tels débats ouverts entre experts, tout en l’invitant à préciser davantage l’encadrement du rapport conjoint.

 

[162]     La Régie considère que la démarche imposée aux experts lui a été utile tant dans l’identification des sujets et des enjeux à traiter, dans leur examen en audience, que dans ses délibérations.

 

[163]     Par ailleurs, la Régie tient à saluer l’initiative de l’expert Marcus qui a déposé un tableau synthèse des positions respectives des experts exprimées lors de cette rencontre.

11.       Frais des intervenants

 

11.1        Législation et principes applicables

 

[164]     En vertu de l’article 36 de la Loi, la Régie peut, notamment, ordonner au Distributeur de verser des frais aux personnes dont elle juge la participation utile à ses délibérations.

 

[165]     Le Guide de paiement des frais 2012[80] (le Guide) ainsi que le Règlement sur la procédure de la Régie de l’énergie[81] encadrent les demandes de paiement de frais que la Régie peut payer ou ordonner de payer, sans limiter son pouvoir discrétionnaire de juger de l’utilité de la participation des intervenants à ses délibérations et du caractère nécessaire et raisonnable des frais encourus.

 

 

11.2        Demandes de paiement de frais

 

[166]     La Régie évalue le caractère nécessaire et raisonnable des frais réclamés en tenant compte des critères prévus à l’article 15 du Guide. Elle évalue également l’utilité de la participation des intervenants en tenant compte des critères prévus à l’article 16 du Guide. Enfin, elle prend en considération le respect, par les intervenants, des commentaires qu’elle a formulés sur les demandes d’intervention dans sa décision procédurale D‑2016‑186[82].

 

[167]     La Régie juge que les participations de la FCEI, du GRAME, d’OC, du ROEÉ et de l’UC ont été utiles à ses délibérations et que les frais réclamés par ces intervenants sont raisonnables. Elle leur accorde donc la totalité des frais réclamés.

 

[168]     Pour ce qui est de l’ACIG et de SÉ-AQLPA, la Régie considère que leur participation a été partiellement utile à ses délibérations. En conséquence, elle octroie à chacun un montant de 20 000 $, toutes taxes incluses.

 

Tableau 5
Frais réclamés et accordés
(taxes incluses)

 

              Note (1) : Montant réclamé corrigé le 8 juin 2017.

 

 

12.       Déroulement procédural du dossier

 

[169]     Tenant compte de l’empêchement temporaire d’agir du régisseur Laurent Pilotto, de l’importance du dossier déjà engagé et dans la mesure où la Régie souhaite ne pas trop retarder le traitement du dossier, elle établit dans la présente section un nouveau déroulement procédural.

 

[170]     La Régie suspend temporairement le calendrier d’examen de la phase 2 établi dans sa décision D-2017-074. Cependant, elle maintient l’échéance du 18 novembre 2017, pour le dépôt de la preuve complémentaire de Gaz Métro, telle que fixée dans sa lettre du 23 août 2017.

 

[171]     De plus, la Régie demande à Gaz Métro de procéder à la traduction de l’ensemble de sa preuve produite dans le cadre de la phase 2 et de la déposer au dossier dès que disponible.

 

[172]     Quant au traitement procédural du sujet B de la phase 3, la Régie suspend ses activités, mais demande aux participants de respecter les échéances fixées dans le calendrier procédural établi dans sa lettre du 26 avril 2017, tenant compte de l’ensemble de la preuve disponible à ce jour. Toutefois, la Régie reporte l’audience prévue entre le 30 octobre et le 3 novembre 2017 à une date ultérieure.

 

[173]     La Régie souligne qu’elle ne rendra de décision sur les contestations des réponses aux DDR déposées à ce jour par OC et le ROEÉ et sur toutes autres éventuelles contestations qu’au moment où la formation complète pourra siéger à nouveau. À ce moment, elle fixera un nouveau calendrier dans lequel une étape additionnelle sera ajoutée afin de permettre aux intervenants et au Distributeur d’ajuster leur preuve en fonction de la nouvelle preuve qui pourrait être produite découlant notamment de la décision à rendre sur les contestations des réponses aux DDR.

 

[174]     Dans l’intervalle, la Régie demande à la FCEI de poursuivre la traduction des documents de la phase 3 sujet B.

 

[175]     Pour ces motifs,

 

La Régie de l’énergie :

 

APPROUVE la méthode de détermination des coûts marginaux de prestation de services de long terme établie à la présente décision;

 

FIXE les coûts marginaux de prestation de services de long terme tel que présentés aux tableaux 3 et 4 de la présente décision;

 

ORDONNE à Gaz Métro, dès la date de la présente décision, d’utiliser les coûts marginaux de prestation de services de long terme apparaissant au tableau 3, pour toute analyse de rentabilité d’un projet d’extension de réseau, d’un projet de raccordement de client, ainsi que pour l’analyse de rentabilité globale de son plan de développement;

 

ORDONNE à Gaz Métro, dès la date de la présente décision, d’utiliser les coûts marginaux de prestation de services de long terme apparaissant au tableau 4, pour toute analyse de rentabilité d’un projet d’ajout de charge chez un client existant;

 

OCTROIE aux intervenants concernés les frais indiqués à la section 11 de la présente décision;

 

ORDONNE au Distributeur de payer aux intervenants, dans un délai de 30 jours, les frais octroyés par la présente décision;

 

SUSPEND temporairement ses activités dans le présent dossier;

 

MAINTIENT la date de dépôt de la preuve complémentaire de Gaz Métro, pour la phase 2 du dossier tel qu’énoncé à la section 12;

 

MAINTIENT le calendrier procédural sur le sujet B de la phase 3, à l’exception de la période prévue pour l’audience qui sera précisée ultérieurement;  

 

DEMANDE à Gaz Métro de procéder à la traduction de l’ensemble de sa preuve déposée dans le cadre de la phase 2 et à la FCEI de poursuivre la traduction des documents du sujet B de la phase 3.

 

 

 

 

Marc Turgeon

Régisseur

 

 

 

 

 

Louise Pelletier

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 André Turmel;

Option Consommateurs (OC) représentée par M^e Éric David;

Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ) représenté par M^e Franklin S. Gertler et M^e Nicholas Ouellet;

Société en commandite Gaz Métro représentée par M^e Hugo Sigouin-Plasse;

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

Union des consommateurs (UC) représentée par M^e Hélène Sicard.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ANNEXE

 

 

 

 

	Annexe (1 page)   M. T.     _______ L. Pel     _______

 

 

 

Détermination des coûts de gestion

des contrats d’approvisionnement

 

Sources : Pièces B-0169, Annexe 4, p. 1, et B-0040, onglet FB08.p