QUÉBEC                                                                             RÉGIE DE L’ÉNERGIE

 

 

 

D‑2018-061	R‑3867‑2013	28 mai 2018
	Phase 3

 

 

PRÉSENTS :

 

Laurent Pilotto

Marc Turgeon

Louise Pelletier

Régisseurs

 

 

Énergir, s.e.c.

Demanderesse

 

et

 

Intervenants dont les noms apparaissent ci-après

 

Décision relative au sujet B de la phase 3 concernant l’utilisation du coût en capital prospectif dans les analyses de rentabilité et d’impact tarifaire des projets d’extension de réseau

 

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 (SÉ);

Union des consommateurs (UC).

 

 

 

 

1.            Introduction

 

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

 

[2]              Le 30 janvier 2014, la Régie rend sa décision D-2014-011^[1] dans laquelle elle se prononce sur la reconnaissance des intervenants et sur le déroulement procédural du dossier. Elle scinde l’examen du dossier en deux phases : la phase 1 portant sur l’ensemble des méthodes d’allocation des coûts et la phase 2 portant 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 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.

 

[4]              Le 4 août 2016, la Régie rend sa décision D-2016-126^[3], par laquelle elle accueille partiellement la proposition de Gaz Métro 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 coûts marginaux de prestation de service de long terme 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 cette rencontre préparatoire, la Régie rend sa décision D-2016-169^[4] dans laquelle elle crée une phase 3 au dossier afin d’y traiter des deux sujets identifiés, soit :

 

A.       La méthode de détermination des coûts marginaux de prestation de service de long terme;

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

 

[8]              Dans cette même décision, la Régie juge qu’il y a lieu de traiter ces deux sujets de façon séquentielle. Elle demande à Gaz Métro de déposer la preuve relative au sujet B au plus tard le 19 janvier 2017.

 

[9]              Le 20 janvier 2017, Gaz Métro dépose sa preuve relative au sujet B.

 

[10]          Le 1^er février 2017, la Régie rend sa décision D-2017-009[5] dans laquelle elle demande, notamment, à Gaz Métro de déposer une preuve complémentaire relativement au sujet B.

 

[11]          Le 16 février 2017, Gaz Métro dépose le complément de preuve demandé[6].

 

[12]          Le 7 mars 2017, la Régie rend sa décision D-2017-026[7] dans laquelle, notamment, elle se prononce sur les budgets de participation des intervenants et fixe un calendrier pour l’examen du sujet B. Cet échéancier est modifié par la Régie à deux reprises dans ses correspondances des 7 et 26 avril 2017[8].

 

[13]          Le 28 juin 2017, Gaz Métro dépose un rapport d’expert[9] produit par la firme Black and Veatch, ainsi qu’une nouvelle preuve[10] relative au sujet B de la phase 3.

 

 

[14]          Le 1^er septembre 2017, la Régie rend sa décision D-2017-092[11] par laquelle, notamment, elle statue sur le sujet A et suspend temporairement ses activités dans le présent dossier. Elle demande cependant aux participants à la phase 3 de respecter les échéances fixées dans le calendrier procédural établi dans sa lettre du 26 avril 2017 pour le sujet B. Elle reporte également l’audience prévue à ce sujet à une date ultérieure.

 

[15]          Le 11 décembre 2017, Énergir informe la Régie qu’à compter du 29 novembre 2017, Société en commandite Gaz Métro a modifié sa dénomination sociale, en français et en anglais, pour Énergir, s.e.c. (Énergir ou le Distributeur) et dépose en conséquence une troisième demande réamendée pour refléter ce changement.

 

[16]          Dans une lettre datée du 16 janvier 2018, la Régie lève la suspension du traitement du présent dossier et convoque les participants à une audience les 5 et 6 février 2018. Celle‑ci porte sur l’exercice de ses pouvoirs en matière d’autorisation de projets d’investissement et d’examen de la méthode d’évaluation de la rentabilité des projets d’extension de réseau.

 

[17]          Le 6 avril 2018, la Régie rend sa décision D-2018-040 dans laquelle elle se déclare compétente pour approuver toute méthode d’évaluation de la rentabilité des projets d’extension de réseau d’Énergir. Elle lui ordonne de présenter, dans le cadre de chaque dossier tarifaire, une demande d’autorisation, en vertu de l’article 73 de la Loi sur la Régie de l’énergie[12] (la Loi) et conforme au Règlement sur les conditions et les cas requérant l’autorisation de la Régie de l’énergie[13], pour ses investissements inférieurs au seuil de 1,5 M$.

 

[18]          L’audience portant sur le sujet B de la phase 3 a lieu du 9 au 16 avril 2018.

 

[19]          La présente décision vise à préciser l’utilisation du coût en capital prospectif (CCP) dans le cadre des analyses de rentabilité et d’impact tarifaire des projets d’extension de réseau.

 

 

 

2.            Mise en contexte

 

[20]          Depuis plusieurs années, faisant suite à la décision D-97-25[14], Énergir demande à la Régie d’approuver, dans le cadre de ses dossiers tarifaires annuels, un CCP qui peut être qualifié de « mixte », c’est-à-dire dont la composante Coût de la dette est établie avant impôt et les composantes Coût de l’avoir propre (actions privilégiées et actions ordinaires) sont établies après impôt.

 

[21]          Tout au long de l’année tarifaire, Énergir utilise ce CCP dans le cadre des évaluations de rentabilité des projets d’investissement qu’elle envisage de réaliser. Le CCP sert à la fois de taux d’actualisation des flux monétaires afin d’évaluer l’impact tarifaire d’un projet et de balise minimale de rentabilité à laquelle est comparé le taux de rendement interne (TRI) généré par le projet.

 

[22]          Dans le cadre du présent dossier, le 10 août 2017, en réponse à une demande de renseignements (DDR), Énergir affirme avoir constaté une anomalie dans l’établissement du coût moyen pondéré du capital prospectif après impôt utilisé dans l’évaluation de la rentabilité des projets :

 

« Enfin, à noter que conformément à la décision D-97-25 de la Régie, Gaz Métro, tout comme l’OEB, utilise un taux d’actualisation dans l’évaluation de la rentabilité des projets correspondant au taux du coût moyen pondéré du capital prospectif après impôt. Toutefois, Gaz Métro a noté que le calcul de ce taux pour la cause tarifaire 2017, et depuis plusieurs années, a été fait en considérant le taux de la dette prospective avant impôt plutôt qu’après impôt, ce qui surestime légèrement le coût moyen pondéré du capital prospectif. Le calcul sera ainsi corrigé à partir du dossier tarifaire 2019 »[15].

[nous soulignons]

 

[23]          Le Distributeur soutient que le taux qui devrait être utilisé comme balise minimale de rentabilité pour comparaison avec le TRI, conformément à la décision D‑97‑25, est le « CCP après impôt », c’est-à-dire le CCP dont la composante Coût de la dette prospective est établie après impôt. Ainsi, devant ce constat, Énergir indique qu’elle corrigera, à partir du dossier tarifaire 2018-2019[16], la méthode de calcul pour établir le CCP.

[24]          Les 5[17] et 18[18] décembre 2017 ainsi que le 21[19] mars 2018, le Distributeur dépose, aux fins d’autorisation par la Régie en vertu de l’article 73 de la Loi, trois demandes relatives à des projets d’extension de réseau. Dans l’analyse financière de ces projets, le Distributeur utilise le CCP après impôt qu’il considère adéquat, et non le CCP mixte approuvé par la Régie lors du dossier tarifaire 2017-2018[20], comme balise de comparaison au TRI.

 

[25]          Les formations désignées pour l’examen de ces dossiers constatent que les preuves déposées au soutien de ces projets d’extension de réseau intègrent déjà le changement de CCP indiqué le 10 août 2017, alors qu’aucune demande à cet égard n’a été soumise à la Régie, ni dans le dossier tarifaire 2018-2019, ni dans le présent dossier. Le TRI de ces projets est comparé à un CCP de 5,01 %, alors que le CCP approuvé par la Régie pour l’année tarifaire 2017-2018 est de 5,43 %[21].

 

[26]          Ces formations questionnent le Distributeur par le biais de DDR transmises dans le cadre de leur examen. Ces DDR visent à clarifier la nature de la modification apportée au CCP approuvé et les motivations au soutien d’un tel remplacement effectué dans le cadre d’un dossier d’autorisation d’investissement, alors que le CCP est un paramètre central de l’analyse de la rentabilité de projets d’extension de réseau et qu’il est établi et approuvé lors des dossiers tarifaires annuels[22].

 

[27]          Or, l’utilisation du CCP comme taux d’actualisation de flux monétaires ou de balise minimale de comparaison au TRI d’un projet fait partie intégrante des paramètres sous examen dans le cadre du sujet B de la phase 3 du présent dossier.

 

[28]          Étant au fait des réponses obtenues aux DDR soumises dans le cadre des projets d’investissement, la Régie formule une DDR sur ce sujet dans le présent dossier[23]. De plus, afin de faire la lumière sur cette question, en planification de l’audience sur le sujet B de la phase 3, elle demande à Énergir de prévoir un panel de témoins particulier afin de répondre à des questions relatives à l’utilisation du CCP avant et après impôt[24].

[29]          Lors de l’audience du 9 avril 2018, la Régie reconnaît à monsieur Frédéric Bettez, de la firme Cosime Infrastructure et Énergie inc., le statut d’expert en financement de projets et d'entreprises dans les secteurs des infrastructures et de l'énergie.

 

 

 

3.            Position d’Énergir

 

[30]          Énergir soutient que la Régie a clairement indiqué dans sa décision D-97-25 qu’elle autorisait l’utilisation du CCP après impôt dans l’évaluation des projets[25].

 

[31]          Énergir se réfère également à la décision D-2014-204^[26] rendue dans le cadre du dossier tarifaire 2015 de Gazifère. Dans cette décision, la Régie a été amenée à se prononcer sur le traitement de l’impôt dans le calcul du CCP. Selon le Distributeur, la Régie a alors indiqué que la méthode la plus simple consiste à utiliser le CCP après impôt dans l’analyse de rentabilité des projets d’extension de réseau, c’est-à-dire en comparant le TRI généré par le projet avec le CCP après impôt.

 

[32]          Le Distributeur rappelle que le TRI correspond au taux d’actualisation qui permet de satisfaire l’équation selon laquelle la somme de la valeur actualisée des rentrées nettes égale la somme de la valeur actualisée des investissements nets. Comme les flux monétaires pris en compte dans cette évaluation font abstraction de la notion d’économie d’impôt reliée aux frais financiers, il est logique de comparer le taux qui résout l’équation au CCP après impôt, ou net de l’effet des impôts. Selon le Distributeur cette interprétation est en conformité avec la décision D-97-25[27].

 

[33]          En réponse à une DDR[28], Énergir présente le calcul détaillé du CCP mentionné à la décision D-97-25[29]. D’après elle, ce calcul démontre que le coût de la dette utilisé est celui après impôt. De plus, Énergir précise que les taux utilisés pour les actions privilégiées et ordinaires sont également après impôt.

 

[34]          En réponse à cette même DDR[30], Énergir traite de l’utilisation des composantes après impôt du CCP dans le cadre des analyses financières déposées au soutien des projets d’extension de réseau. Elle précise :

 

« Dans tous les cas présentés aux références (iii) à (viii), Énergir n’a pas présenté le CCP « après impôt ». Il faut noter que le CCP « après impôt » n’intervient jamais dans les calculs servant à déterminer le TRI du projet. Il ne sert qu’à déterminer à partir de quel taux le rendement d’un projet peut être considéré comme suffisamment rentable. À cet égard, Énergir rappelle que l’établissement du revenu requis d’un projet, ainsi que le calcul du point mort tarifaire et de l’impact tarifaire d’un projet utilisent le coût en capital prospectif « mixte » approuvé par la Régie dans le cadre des causes tarifaires.

 

Énergir réitère que l’utilisation du CCP « après impôt » comme seuil de rentabilité n’a pas été appliquée pendant de nombreuses années en dépit de la décision D‑97‑25 et de la logique financière. Dès qu’Énergir s’est rendu compte de cet élément dans le cadre de ce dossier (voir réponse aux questions 7.2 et 7.3 de la demande de renseignements n^o 2 d’OC dans le présent dossier (B-0293, Gaz Métro‑9, Document 12), elle a rectifié la situation dans les projets d’investissement déposés depuis, notamment les projets d’extension de réseau dans les MRC des Appalaches et de Beauce-Sartigan (R‑4020‑2017), à Saint-Marc-des-Carrières (R‑4021-2017) et à Laval (R-4033-2018). De plus, Énergir présentera à la Régie, dès la Cause tarifaire 2018-2019 à être déposée à la fin avril, une pièce qui présentera le CCP après impôt tel que le fait Gazifère (R‑4003-2017, B-0259) »[31].

 

[nous soulignons] 

 

[35]          Enfin, Énergir précise sa position quant aux approches à adopter dans le cadre de l’évaluation de la rentabilité des projets. Elle privilégie l’approche classique ou financière. Elle ne voit pas d’avantages à modifier cette approche en faveur d’une autre, non conventionnelle et plus complexe d’application. Afin d’appuyer sa position, Énergir se réfère à diverses sources illustrant l’approche financière reconnue[32].

 

[36]          Énergir explique pourquoi, selon elle, l’approche financière de calcul du flux monétaire de projet qui exclut l’économie d’impôt relative aux intérêts est celle qui doit être retenue. Cette approche permet d’évaluer le TRI d’un projet sans égard à la structure de financement qui sera éventuellement retenue, c’est-à-dire sans considérer la pondération de dette et d’avoir propre, le coût d’une éventuelle dette, son comportement dans le temps, les avantages fiscaux qu’elle procure, ni le rendement attendu par les actionnaires qui commanditent le projet.

 

[37]          Ainsi, le Distributeur soutient que pour déterminer si le TRI qui résulte d’un projet d’investissement est suffisamment rentable pour couvrir, à la fois, le coût de la dette net de l’économie d’impôt et le rendement attendu par les actionnaires après impôt, il suffit de le comparer au CCP après impôt. En d’autres termes, pour un projet donné, lorsque le TRI est supérieur au taux combiné après impôt exigé par les bailleurs de fonds de l’entreprise, ce projet est réputé augmenter la valeur de l’entreprise et devrait donc être réalisé.

 

[38]          Par ailleurs, Énergir précise que l’approche alternative qui consiste à utiliser le CCP mixte n’est pas une méthode généralement reconnue d’évaluation de rentabilité de projet. Cette approche intègre dans le flux monétaire du projet l’économie d’impôt découlant des frais d’intérêts payés sur la dette et le TRI qui en résulte est comparé au CCP constitué du taux après impôt pour les composantes avoir propre et du taux avant impôt pour la dette.

 

[39]          Pour que cette approche du CCP mixte produise un résultat équivalent à l’approche classique défendue par Énergir, une série de conditions doivent être satisfaites, dont plusieurs sont difficilement atteignables. Énergir précise que l’équivalence stricte entre les deux approches repose, notamment, sur les conditions suivantes :

 

•           la structure de capital doit être maintenue constante tout au long de l’horizon;

•           le taux d’imposition doit être maintenu constant tout au long de l’horizon;

•           les amortissements comptable et fiscal doivent être équivalents; et

•           les valeurs résiduelles comptable et fiscale doivent être équivalentes et nulles à la fin de l’horizon.

 

[40]          En audience, l’expert Bettez explique qu’il a analysé les fichiers Excel et les différents documents d’Énergir afin de déterminer l’équivalence des deux approches. Il indique qu’effectivement on peut rendre les deux méthodes équivalentes en autant que les conditions énumérées par Énergir sont satisfaites[33].

[41]          L’expert Bettez mentionne que les entreprises cherchent fondamentalement à évaluer quel sera leur rendement après impôt. Les modèles financiers sont construits pour estimer le taux de rendement après impôt. C’est pourquoi, l’approche utilisée dans l’industrie repose sur le CCP après impôt alors que le TRI d’un projet est déterminé en excluant du calcul du flux monétaire l’économie d’impôt relative aux intérêts payés sur la dette.

 

[42]          L’expert précise que l’avantage d’utiliser le CCP après impôt relève du fait qu’il peut être utilisé pour l’ensemble des projets, peu importe leur nature, puisqu’il correspond au rendement net aux actionnaires ou à l’entreprise. Il ajoute que ce taux est facile à retenir et à appliquer, qu’il est transposable d’un projet à l’autre et qu’il correspond au standard dans l’industrie.

 

[43]          L’expert poursuit en indiquant pourquoi la méthode alternative n’est pas utilisée. Il souligne que cette approche mène obligatoirement à faire, pour chaque projet, une série d’ajustements sur les taux d’imposition et d’amortissement qui sont déjà déterminés par d’autres décisions. Il conclut que par souci de standardisation et de simplicité, la méthode qu’il convient de retenir est celle proposée par Énergir[34].

 

[44]          Pour sa part, le Distributeur précise qu’il n’y a pas de valeur ajoutée à mettre en place une méthodologie qui diffère de celle de l’industrie. À son avis, ce raffinement n’est pas requis, considérant le niveau de complexité supplémentaire qu’il entraîne et le risque d’erreur associé à l’utilisation d’une méthode différente de celle de l’industrie.

 

[45]          Par ailleurs, Énergir reprend certains des arguments soulevés dans le cadre du dossier tarifaire 2015 de Gazifère. Selon le Distributeur, dans sa décision D-2014-204^[35], la Régie reconnaît qu’il y a une équivalence théorique entre les deux méthodes et que la méthode utilisée dans l’industrie est plus simple.

 

[46]          Interrogé à savoir s’il est d’avis que toutes les parties concernées se sont trompées en utilisant la balise du CCP mixte depuis 20 ans pour évaluer la rentabilité des projets, l’expert Bettez rappelle que le CCP n’a pas été utilisé dans les calculs. En fait, le TRI des projets a été comparé au seuil du CCP. L’expert conclut qu’il n’y a pas eu d’erreur de calcul dans l’outil d’évaluation de la rentabilité. Selon lui, il s’agit plutôt d’une erreur d’interprétation des résultats.

[47]          Quant au Distributeur, il est d’avis qu’il n’y a pas d’erreur à l’égard du calcul du TRI. Selon lui, l’erreur est commise lorsqu’on compare ce dernier au seuil à atteindre pour juger de la rentabilité d’un projet[36]. Enfin, il confirme[37] que c’est le CCP mixte qui a toujours été présenté dans les dossiers tarifaires et approuvé par la Régie toutes les années depuis la décision D‑97‑25.

 

[48]          En ce qui a trait à l’évaluation de l’impact tarifaire d’un projet, Énergir est d’avis qu’il convient d’utiliser le CCP mixte comme taux d’actualisation des flux monétaires. Elle explique que, contrairement à l’évaluation du TRI, ce calcul doit prendre en considération d’autres éléments qui ne sont pas inclus dans le flux monétaire d’un projet, dont, notamment, la charge d’amortissement découlant de l’investissement[38].

 

 

 

4.            Position des Intervenants

 

[49]          L’ACIG appuie l’utilisation du CCP après impôt. Selon l’intervenante, ce taux reflète les conditions réelles de réalisation d’un projet et correspond à la perspective des investisseurs. Elle soutient que ce taux permet d’intégrer, dans l’analyse du projet, un traitement adéquat des frais d’intérêts et de leur déduction fiscale, ainsi que le rendement sur l’investissement attendu par les actionnaires d’Énergir. Elle plaide en argumentation que :

 

« Selon l’ACIG, il est adéquat que la rentabilité des projets reflète le point de vue d’Énergir et donc que le coût du capital prospectif après impôt soit utilisé. C’est Énergir qui fait l’analyse et c’est selon les données d’Énergir que le projet, qui va être répercuté après ça sur les revenus requis, et c’est, d’après nous, la bonne façon de réaliser »[39].

 

[50]          Pour leur part, OC et l’expert Marcus appuient l’utilisation d’un taux d’actualisation qui représente davantage la perspective des clients. Ce taux correspond, selon l’intervenante et l’expert, au CCP mixte.

 

[51]          Lors de son témoignage, monsieur Marcus déclare que tous les experts au dossier soutiennent l’utilisation du CCP mixte telle que présentée dans la demande initiale déposée par Énergir. Il souligne :

 

« In the expert’s report, we all supported the mixed discount rate as proposed in Gaz Métro’s evidence at the time. Énergir recently changed its position, and now wants to focus the profitability index on the after-tax discount rate »[40].

 

[52]          L’expert Marcus est d’avis que, dans le cas des compagnies réglementées, l’utilisation d’un CCP mixte doit être retenue. Il soutient que ce taux représente la perspective des clients. Ainsi, si une entité réglementée devait utiliser le CCP après impôt pour évaluer la rentabilité d’un investissement, elle percevrait un surplus de la part des clients qui paieraient pour les déductions fiscales qui ne bénéficient qu’aux actionnaires[41].

 

[53]          Par conséquent, M. Marcus soutient que, dans le cas d’une entreprise réglementée, il convient d’appliquer la perspective des clients et de ne pas inclure cette déduction fiscale dans l’analyse. Il souligne notamment :

 

« The after-tax discount rate measures profitability from the perspectives of shareholders. Mr. Bettez is absolutely right that ninety-eight percent (98 %) of businesses use it because they’re measuring profitability from the perspective of shareholders.

 

The mixed discount rate, on the other hand, measures profitability from the perspective of ratepayers, because ratepayers must pay grossed-up income taxes, and actually don’t get the benefit of a tax deduction on bond interest because they put up revenues that offset that tax deduction. So the tax shield does not belong in a rate payer analysis. We think that regulators should measure profitability from the perspective of rate payers and that a project that just breaks even at the after-tax discount rate will be unprofitable from a rate payer perspective and will raise rates »[42].

 

[54]          Bien que la FCEI ne fasse pas de représentations quant au choix de la meilleure approche qu’il convient de retenir, elle recommande néanmoins que la perspective du client soit prise en compte et, par conséquent, soutient la position d’OC et de l’expert Marcus[43].

[55]          Enfin, sans avoir fait de représentations explicites sur le sujet, le ROEÉ soutient également la position d’OC et de l’expert Marcus. Il est d’avis que peu importe la méthode utilisée, le CCP doit être traité du point de vue des clients[44].

 

 

 

5.            Opinion de la Régie

 

[56]          Comme elle l’a mentionné en audience, la Régie rappelle qu’une entreprise réglementée ne peut, de son propre chef, modifier unilatéralement les méthodes qui ont été adoptées, ni les paramètres de ces dernières, sans avoir préalablement reçu l’autorisation de son régulateur à cet égard.

 

[57]          La mise en place et la modification du cadre réglementaire relèvent de la compétence du régulateur. Ce cadre s’établit de concert avec l’entreprise réglementée, sur la base de propositions que celle-ci peut faire et en conformité avec les décisions et ordonnances rendues, en fonction des pouvoirs établis par la Loi.

 

[58]          La Régie est un tribunal ultra spécialisé de régulation économique habilité par la Loi à trancher des questions de la nature de celles dont la présente décision traite. Elle est d’avis que l’intérêt public, l’intérêt du Distributeur et celui des consommateurs sont bien (ou mieux) servis lorsque l’entreprise réglementée lui soumet, en temps opportun, les questions qui relèvent de sa compétence, de telle sorte que les débats qui doivent avoir lieu se tiennent devant elle, en toute transparence et en présence de toutes les personnes intéressées. Elle est également d’avis que le respect de ce forum assure la stabilité et la solidité du cadre réglementaire qui s’applique à l’entreprise réglementée.

 

[59]          Dans le présent dossier, l’examen du sujet B de la phase 3 porte précisément sur la méthode d’évaluation de la rentabilité de projets d’extension de réseau. Énergir est au fait des questions sous examen depuis la décision D-2016-169. Elle sait donc que le choix du taux d’actualisation des flux monétaires associés à un projet et celui de la balise minimale de rentabilité à laquelle doit être comparé le TRI font déjà partie des sujets qui y sont examinés.

 

[60]          Malgré cette connaissance du processus réglementaire et des questions qui doivent être débattues en audience, dans une lettre transmise le 11 décembre 2017, Énergir informe la Régie qu’elle appliquera, de façon unilatérale, à compter du 1^er janvier 2018, la « Nouvelle méthode » proposée à l’égard des projets de développement.

 

« Énergir saisit également l’occasion que lui procure la présente pour informer la Régie que la méthodologie décrite à la pièce B-0277, Gaz Métro-7, Document 4 (« Nouvelle méthode ») sera appliquée à l’égard de ses projets de développement à compter du 1^er janvier 2018.

 

En effet, bien que le présent dossier soit en cours d’examen, les gestionnaires d’Énergir croient opportun d’utiliser, de manière prudente, leur discrétion pour réaliser à court terme des projets de développement qui rencontreront les critères énoncés dans la Nouvelle méthode. En permettant cette initiative, Énergir a notamment pris en considération la preuve d’expert versée au dossier, laquelle permet de constater que la Nouvelle méthode repose sur des principes économiques reconnus et trouve écho dans plusieurs juridictions, dont l’Ontario. Plus important encore, en déployant ainsi la Nouvelle méthode, Énergir cherche à permettre à sa clientèle de bénéficier, à terme, des baisses tarifaires qu’entraîneront les projets de développement »[45].

 

[nous soulignons]

 

[61]          Par ailleurs, Énergir a déposé, en décembre 2017 et en mars 2018, aux fins d’autorisation par la Régie en vertu de l’article 73 de la Loi, trois demandes relatives à des projets d’extension de réseau. Dans ces demandes, le Distributeur utilise comme balise minimale de rentabilité le CCP après impôt plutôt que le CCP mixte approuvé par la Régie lors du dossier tarifaire 2017-2018.

 

[62]          Or, la responsabilité d’établir ou de modifier la méthode qui conduit à juger du caractère prudemment acquis et utile d’un investissement projeté et de son inclusion éventuelle à la base de tarification incombe nécessairement, par son impact sur l’établissement des tarifs, à une formation de trois régisseurs.

 

[63]          Dans sa décision D-2018-040, la Régie se déclare compétente pour approuver toute méthode d’évaluation de la rentabilité des projets d’extension de réseau d’Énergir. Par incidence, cette compétence s’applique également à tous les paramètres qui font partie de ces méthodes, dont, entre autres, le taux d’actualisation ou la balise minimale de rentabilité.

 

[64]          Par conséquent, la présente formation étant déjà saisie de l’examen de la méthodologie d’évaluation de la rentabilité de projets d’extension de réseau d’Énergir, la Régie juge opportun de statuer spécifiquement sur le sujet du CCP dans le cadre du présent dossier.

 

[65]          Les questions relatives à l’utilisation du CCP dans le cadre d’évaluations de la rentabilité de projets d’extension de réseau d’Énergir sont les suivantes :

 

1.             Le CCP mixte est-il le taux d’actualisation approprié à utiliser dans l’évaluation de l’impact tarifaire d’un projet?

2.             Le CCP après impôt est-il le taux approprié à utiliser comme balise minimale de rentabilité à laquelle doit être comparé le TRI généré par un projet?

 

Impact tarifaire

 

[66]          En ce qui a trait à la première question, la Régie constate qu’il n’y a pas de débat à trancher.

 

[67]          La mesure de l’impact tarifaire d’un projet consiste à comparer, en valeur actualisée, le revenu marginal au coût de service marginal qui lui sont attribuables. Le CCP mixte, utilisé comme taux d’actualisation, est de la même composition que le taux de rendement sur la base de tarification qui est utilisé pour évaluer le coût de service de l’ensemble du réseau existant. Ainsi, tous les participants conviennent que les montants, qui doivent être actualisés pour mesurer l’impact tarifaire, intègrent des éléments du coût de service, telles la charge d’amortissement ou la provision pour impôt payable, qui commandent l’utilisation du CCP mixte.

 

[68]          Comme mentionné par plusieurs intervenants qui appuient la position de l’expert Marcus, en matière d’évaluation de l’impact tarifaire d’un investissement, le point de vue des clients doit être pris en compte. La Régie est d’avis que le recours au CCP mixte pour actualiser les contributions tarifaires attribuables à un projet respecte la considération de l’intérêt public, l’intérêt des consommateurs et celui du Distributeur prévue à l’article 5 de la Loi.

 

[69]          Par conséquent, la Régie répond à la première question par l’affirmative : le taux d’actualisation qui doit être utilisé dans l’évaluation de l’impact tarifaire d’un projet est le CCP mixte.

 

Balise minimale de rentabilité

 

[70]          En ce qui a trait à la seconde question, la Régie considère qu’il y a lieu de faire une distinction entre la réponse qui découle de la théorie financière et celle qui s’appuie sur le jugement, que ce soit celui d’un investisseur, d’un conseil d’administration d’entreprise ou d’un régulateur.

 

[71]          La Régie comprend des témoignages des experts Bettez et Marcus qu’il n’y a pas de débat à trancher sur ce que la théorie financière enseigne ou ce que les entreprises utilisent comme balise minimale de rentabilité à laquelle est comparé le TRI d’un projet.

 

[72]          Comme le souligne le Distributeur, la Régie s’est déjà prononcée sur cet enjeu dans sa décision D-2014-204. Bien que l’utilisation des deux formes de CCP soit théoriquement équivalente, en apportant aux intrants de l’analyse les ajustements appropriés, elle est d’avis que l’approche après impôt, utilisée majoritairement par les entreprises, est plus simple d’application.

 

[73]          Ainsi, la Régie reconnaît que le seuil minimal de rentabilité qu’un projet doit démontrer, a priori, pour conduire à une décision de réalisation, correspond bien au CCP après impôt. Cependant, le terme important à souligner dans cette affirmation est « seuil minimal ».

 

[74]          Quelle que soit l’industrie, quelle que soit l’entreprise, qu’elle soit réglementée ou non, le seuil minimal de rentabilité n’est habituellement pas le seuil déclencheur de réalisation d’un projet, il fait plutôt office de seuil de considération : avec un TRI en dessous de ce seuil, le projet ne sera tout simplement pas examiné davantage.

 

[75]          La Régie est d’avis que le fait de retenir une balise minimale de rentabilité supérieure au CCP après impôt ne constitue pas une erreur. Il s’agit plutôt d’un choix délibéré de prise en compte des risques inhérents à tout projet, qui peuvent se manifester sous forme de dépassement de coûts de construction ou d’opération ou de non-matérialisation des revenus attendus. Ainsi, il n’est pas inhabituel de voir les décideurs, dans certaines industries plus risquées, fixer le seuil minimal de rentabilité des projets d’investissement égal au CCP plus prime, cette dernière pouvant atteindre 2 %, 5 %, voire 10 %.

 

[76]          La Régie reconnaît que, dans sa décision D-97-25, elle a retenu le CCP après impôt comme balise minimale de rentabilité d’un projet. Énergir prétend que depuis cette décision, durant plus de 20 ans, elle a commis l’erreur, de concert avec son régulateur, d’utiliser le CCP mixte comme balise de rentabilité.

 

[77]          La Régie ne partage pas l’avis d’Énergir à cet égard. D’abord, le CCP mixte devait être approuvé puisqu’il était requis pour évaluer l’impact tarifaire des projets planifiés. Ensuite, le fait d’utiliser comme seuil minimal de rentabilité un taux légèrement supérieur au CCP après impôt n’a eu pour effet que de sélectionner des projets plus rentables et, ainsi, réduire le risque assumé par la clientèle existante.

 

[78]          Cela dit, par souci de cohérence avec le cadre réglementaire en vigueur pour Gazifère, la Régie répond à la seconde question par l’affirmative : le CCP après impôt est approprié comme balise minimale de rentabilité à laquelle doit être comparé le TRI généré par un projet.

 

Mise en application

 

[79]          Ainsi, à compter de la présente décision, Énergir pourra présenter à la Régie, pour autorisation en vertu de l’article 73 de la Loi, des projets d’extension de réseau dont le TRI sera comparé au CCP après impôt et dont l’impact tarifaire sera évalué en utilisant le CCP mixte comme taux d’actualisation.

 

[80]          Aux fins d’application de la présente décision, la Régie ordonne à Énergir de lui présenter, pour approbation dans le cadre des dossiers tarifaires annuels, une preuve similaire à la pièce B-0427 qu’elle a déposée en audience, en réponse à l’engagement n^o 5.

 

[81]          En ce qui a trait aux dossiers d’autorisation d’investissement actuellement à l’étude et dont la preuve n’est pas conforme à la balise minimale de rentabilité approuvée dans la décision D-2017-094, soit le CCP de 5,43 %, la Régie est d’avis qu’Énergir devrait mettre à jour sa preuve à cet égard.

 

[82]          Pour ces motifs,

 

La Régie de l’énergie :

 

APPROUVE l’utilisation du CCP mixte comme taux d’actualisation à utiliser dans l’évaluation de l’impact tarifaire d’un projet d’extension de réseau;

 

APPROUVE l’utilisation du CCP après impôt comme balise minimale de rentabilité à laquelle doit être comparé le TRI généré par un projet d’extension de réseau;

 

ORDONNE au Distributeur de se conformer à l’ensemble des ordonnances et éléments décisionnels contenus à la présente décision.

 

 

 

 

 

Laurent Pilotto

Régisseur

 

 

 

 

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 (FCEI) (section Québec) 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 Énergir représentée par M^e Philip Thibodeau;

Stratégies énergétiques (SÉ) représenté par M^e Dominique Neuman;

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