QUÉBEC RÉGIE DE L’ÉNERGIE
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D‑2013-192 |
R‑3837‑2013 |
4 décembre 2013 |
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Phase 2 |
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PRÉSENTS :
Marc Turgeon
Gilles Boulianne
Françoise Gagnon
Régisseurs
Société en commandite Gaz Métro
Demanderesse
et
Intervenants dont les noms apparaissent ci-après
Demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification des Conditions de service et Tarif de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2013
Intervenants :
Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG);
Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI);
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME);
Option consommateurs (OC);
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ);
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ/AQLPA);
TransCanada Energy Ltd. (TCE);
Union des consommateurs (UC);
Union des municipalités du Québec (UMQ).
1. introduction
[1] Le 10 avril 2013, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie) une demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification des Conditions de service et Tarif à compter du 1er octobre 2013 (la Demande). Elle propose de traiter ce dossier en trois phases.
[2] Le 18 avril 2013, la Régie rend sa décision D-2013-059 par laquelle elle accueille la proposition du Distributeur de procéder à l’examen de la Demande en trois phases.
[3] Le 16 mai 2013, par sa décision procédurale D-2013-079, la Régie accorde à l’ACIG, la FCEI, le GRAME, OC, le ROEÉ, SÉ/AQLPA et l’UC le droit d’intervenir dans le cadre de la phase 2 et accorde ce droit également à l’ensemble des intervenants reconnus au dossier, dans le cadre de la phase 3.
[4] Le 7 juin 2013, le Distributeur dépose une demande amendée et la preuve sur les différents sujets traités dans le cadre de la phase 2, soit :
- le plan d’approvisionnement – horizon 2014-2016;
- la vente de gaz naturel liquéfié (GNL) et son impact sur le plan d’approvisionnement;
- la stratégie de diversification des indices d’achats de fourniture;
- le projet de déplacement de la structure d’approvisionnement vers Dawn;
- l’option d’achats de gaz naturel de remplacement de la capacité d’entreposage non renouvelée au 1er avril 2013.
[5] Le 28 juin 2013, la Régie rend sa décision D-2013-093 portant sur le déroulement de la phase 2.
[6] Le 6 novembre 2013, la Régie rend sa décision D-2013-179 dans laquelle elle se prononce sur le changement méthodologique proposé au modèle de prévision de la demande de la journée de pointe de la clientèle aux tarifs D3 et D4 et ses impacts sur le plan d’approvisionnement 2014-2016.
[7] Les 6, 7, 8 et 12 novembre 2013, la Régie tient une audience sur la phase 2 du dossier, conformément à la décision D-2013-093. Elle entame son délibéré le 18 novembre 2013 sur les sujets examinés en audience.
[8] Dans la présente décision, la Régie se prononce sur le plan d’approvisionnement de l’année 2014, sur le gaz d’appoint pour éviter une interruption (GAI) et sur les critères de conception et d’opération du réseau de distribution. Les autres sujets faisant l’objet du délibéré seront traités ultérieurement.
2. CONCLUSIONS RECHERCHÉES
[9] Les conclusions recherchées par Gaz Métro pour les sujets de la phase 2 visés par la présente décision, lesquelles tiennent compte de la décision D-2013-179 de la Régie, sont les suivantes :
« À l’égard du plan d’approvisionnement (Gaz Métro-2, Document 1)
APPROUVER le plan d’approvisionnement déposé dans le cadre du présent dossier incluant la modification à la méthode de calcul de la journée de pointe;
DÉCLARER que les suivis requis ont été faits de façon satisfaisante;
À l’égard des ventes de GNL (pièce Gaz Métro-2, Document 2)
PRENDRE ACTE des renseignements fournis et s’en déclarer satisfaite;
[…]
À l’égard des critères de conception et d’opération du réseau gazier, taux de saturation de celui-ci et mesures proposées (pièce Gaz-Métro-2, Document 14)
PRENDRE ACTE des suivis relatifs aux critères de conception et d’opération du réseau gazier, du taux de saturation de celui-ci et du processus d’attribution du GAI et du GAC, et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER le nouveau nombre maximum de jours d’interruption, l’ajout d’un nombre maximum de jours d’interruption pour des raisons opérationnelles pour le volet A ainsi que la reconnaissance des journées réelles excédentaires d’interruption dans le calcul du prix d’équilibrage, le cas échéant ».
3. Plan d’approvisionnement 2014
3.1 DEMANDE DE GAZ NATUREL POUR L’ANNÉE 2014
[10] Les livraisons globales, avant interruptions prévues pour l’année 2014, sont de 5 651,0 106m3. Ces ventes sont légèrement supérieures à celles qui avaient été prévues dans le dossier tarifaire 2013.
[11] Plus spécifiquement, les livraisons totales prévues pour le marché des grandes entreprises passent de 2 892,1 106m3 pour l’année 2013 à 3 038,7 106m3 pour l’année 2014. Une hausse de production provenant d’un grand client du secteur de la métallurgie, à la suite d’une demande croissante sur le marché, vient expliquer une grande partie de la hausse des livraisons.
[12] Quant aux livraisons du marché des petit et moyen débits, elles seront en baisse de 22,1 106m3 la première année du plan d’approvisionnement, passant de 2 634,3 106m3 à 2 612,2 106m3. La diminution des livraisons s’explique principalement par le transfert, au 1er octobre 2013, des volumes d’un grand client industriel vers le tarif D4.
3.2 PLAN D’APPROVISIONNEMENT POUR L’ANNÉE 2014
[13] L’objectif premier du plan d’approvisionnement est d’assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel au coût d’acquisition le plus bas possible pour les clients de Gaz Métro.
[14] Le Distributeur indique qu’il contracte les outils nécessaires pour rencontrer la demande continue des clients en journée de pointe, la demande saisonnière des clients en service continu et, dans la mesure du possible, celle des clients en service interruptible. Ces outils doivent, par ailleurs, être suffisamment flexibles pour s’adapter aux fluctuations de la demande dues aux aléas du climat et de l’activité économique.
3.2.1 Fourniture de gaz naturel
[15] Pour l’année tarifaire 2013, le volume total de la fourniture de gaz naturel et de gaz de compression à acheter par Gaz Métro est estimé à 1 968 106m3.
[16] Un volume de fourniture de 920 106m3 est déjà contracté. Gaz Métro sécurise ainsi près de 50 % des achats totaux en service de fourniture de gaz naturel.
[17] Il est à noter qu’au volume total mentionné ci-dessus s’ajoute le volume contracté pour les clients engagés auprès de Gaz Métro dans une entente de fourniture à prix fixe approvisionnée par un fournisseur spécifique. Pour l’année tarifaire 2014, le volume annuel à cet égard est estimé à 353 106m3.
[18] La stratégie d’acquisition de fourniture requise par le Distributeur pour l’année tarifaire 2014 se traduit par le fait que plus de 88 % des achats totaux projetés de gaz naturel sont effectués à Dawn.
[19] Pour l’année 2014, Gaz Métro a procédé par appels d’offres pour les achats contractés d’avance. Elle a sélectionné les fournisseurs en fonction des critères suivants : la prime demandée, la notation de crédit et l’expérience passée. Gaz Métro s’est assurée de maintenir une diversité de fournisseurs. Pour effectuer, le cas échéant, les transactions d’achats en bloc à Dawn en cours d’année, Gaz Métro procédera par invitation. Les mêmes critères de sélection seront appliqués pour choisir un fournisseur. Des achats sur la base « spot » seront également effectués. Considérant le contexte gazier actuel, Gaz Métro n’envisage pas, à ce moment-ci, contracter d’autres achats de gaz naturel pluriannuels.
[20] Quant à la projection d’achats à Empress en 2014, elle est en moyenne de 799 103m3/jour et fluctuera au cours de l’année en fonction des livraisons réelles des clients en achat direct. Gaz Métro effectuera ces achats quotidiennement, sur une base « spot ».
3.2.2 Transport de gaz naturel
[21] Les modalités relatives aux capacités quotidiennes et annuelles de transport inscrites dans les différents contrats avec les transporteurs TransCanada PipeLines Limited (TCPL) et Union Gas Limited (Union) ainsi qu’avec les tierces parties sont présentées à la pièce B-0054 intitulée « Plan d’approvisionnement gazier, horizon 2014‑2016 ».
[22] Au 1er octobre 2013, Gaz Métro a contracté 3 431 103m3/jour de capacité de transport Firm Transportation Long Haul (FTLH) sans droit de renouvellement entre Empress et GMIT EDA dans le cadre d’un appel de soumissions de TCPL.
[23] Les principales explications relatives à cette augmentation sont les suivantes :
• Trois clients ont décidé de revenir au service de transport du Distributeur. La capacité journalière moyenne de ces clients est évaluée à 952 103m3/jour;
• Une modification de la méthodologie de prévision de la demande de pointe présentée par Gaz Métro a généré un besoin supplémentaire net de 1 197 103m3/jour (la décision D-2013-179 traite de cette modification);
• Gaz Métro a contracté 274 103m3/jour supplémentaires en 2014 pour maximiser ses chances de voir ses offres acceptées pour les années 2014 et 2015;
• L’augmentation de la demande, y compris le passage de clients du service interruptible au service continu, explique le reste de l’augmentation des capacités contractées.
[24] Le plan d’approvisionnement prévoit des ventes de transport FTLH de 264 103m3/jour du 1er octobre 2013 au 30 septembre 2014 ainsi que de 158 103m3/jour du 1er avril au 30 septembre 2014. Le prix pour la revente de ce transport est estimé, en date du 10 septembre 2013, à 1,541 ¢/m3 [1].
3.2.3 Équilibrage
[25] Le portefeuille d’outils d’entreposage de Gaz Métro aux fins d’équilibrage est constitué de quatre sites : les sites d’Intragaz (Pointe-du-Lac et Saint-Flavien), le site d’Union et l’usine de liquéfaction, de stockage et de regazéification (usine LSR).
[26] Pour ce qui est des capacités d’entreposage détenues chez Union, une capacité de 116 106m3, qui venait à échéance le 30 avril 2013, n’a pas été renouvelée.
3.2.4 Position des intervenants
[27] Aucun intervenant ne conteste les éléments du plan d’approvisionnement visés par la présente décision.
3.3 OPINION DE LA RÉGIE
[28] La Régie prend acte de la prévision des livraisons globales de gaz naturel pour l’année 2014.
[29] Elle approuve le plan d’approvisionnement 2014 tel que soumis par Gaz Métro, sous réserve des conclusions présentées à la décision D-2013-179 relative au changement méthodologique proposé au modèle de prévision de la demande de la journée de pointe de la clientèle aux tarifs D3 et D4.
[30] Quant au prix de revente des capacités de transport, la Régie demande au Distributeur d’utiliser les revenus de revente mis à jour à la pièce B-0079 dans le cadre de la phase 3 du présent dossier pour la détermination des tarifs.
3.4 Gestion du gaz d’appoint pour éviter une interruption (GAI)
3.4.1 situation
[31] Le 23 janvier 2013, Gaz Métro s’est retrouvée dans une situation où elle souhaitait contracter davantage d’approvisionnement pour répondre à la demande au service continu. Elle n’a été en mesure d’obtenir que 400 des 700 103m3/jour qu’elle visait.
[32] Lors de cette même journée, les réceptions en franchise pour les clients ayant contracté eux-mêmes du GAI s’élevaient à 2 587 103m3/jour.
[33] En réponse à une demande de renseignements, le Distributeur mentionne qu’il a, lors de cette journée, priorisé la demande des clients au service continu en utilisant les approvisionnements qu’il a pu contracter pour répondre à cette demande. Il mentionne également ne pouvoir empêcher les clients interruptibles de procéder eux-mêmes à l’achat du transport requis pour leur contrat de GAI.
[34] Le Distributeur indique que, s’il devait acheter le GAI pour la totalité des clients interruptibles, il aurait probablement à contracter auprès de plusieurs fournisseurs et à établir le prix moyen d’achat à des fins de facturation. La notion de prix plafond entraînerait aussi sa part de gestion dans l’attribution des capacités.
[35] Selon le Distributeur, une autre problématique surviendrait si la capacité requise n’était que partiellement disponible dans le cas, par exemple, de l’attribution des capacités entre les clients. Actuellement, les clients contractant eux-mêmes le GAI font face à la règle du « premier arrivé, premier servi ». Quant aux clients qui demandent en début de saison à Gaz Métro de contracter du GAI, les règles en place prévoient l’attribution des capacités en fonction de l’ordre décroissant des prix de distribution.
[36] Enfin, Gaz Métro confirme qu’elle peut mettre en place, pour le 1er novembre 2014, une nouvelle façon de faire selon laquelle elle achèterait le GAI demandé par tous les clients, sujet à ce que les besoins de la clientèle au service continu soient satisfaits.
3.4.2 Opinion de la Régie
[37] Les clients au service interruptible, en échange d’un tarif plus bas, acceptent d’être interrompus pour permettre l’alimentation des clients au service continu. Par conséquent, la Régie considère que l’accès au GAI doit être conditionnel à ce que les besoins des clients au service continu puissent être assurés par le Distributeur.
[38] Par ailleurs, en vertu du texte des Conditions de service et Tarif, les clients au service interruptible doivent utiliser le service de transport du Distributeur.
[39]
La Régie est donc d’avis que, pour permettre au
Distributeur de prioriser les besoins des clients au service continu lors de
circonstances exceptionnelles, tous les
clients au service interruptible voulant se prévaloir du service de GAI doivent
demander à Gaz Métro de contracter le transport à cette fin et, en conséquence,
ces clients ne pourront plus fournir un tel transport.
[40] Pour ces motifs, la Régie demande à Gaz Métro :
• de modifier, en temps opportun, le texte des Conditions de service et Tarif de façon à rendre obligatoire, pour tous les clients du service interruptible, l’utilisation du transport contracté par le Distributeur pour desservir le service de GAI;
• d’aviser les clients visés par cette modification;
• de mettre en place, pour le 1er novembre 2014, l’ensemble des mesures requises afin d’assurer le bon fonctionnement du service de GAI du Distributeur pour tous les clients interruptibles, tout en assurant la priorisation des besoins des clients au service continu.
3.5 Ventes de Gaz naturel liquéfié (GNL)
[41] Gaz Métro présente les prévisions de ventes de GNL et l’impact de ces ventes sur le plan d’approvisionnement. Étant donné que les besoins d’approvisionnement de la clientèle réglementée sont définis par le niveau de la demande continue en journée de pointe, la variation des besoins de l’hiver extrême qui résulte de la réservation d’une capacité de l’usine LSR au client GNL ne requiert pas d’ajout de capacité de transport. Ainsi, aucun outil de maintien de fiabilité n’est requis dans l’horizon du plan d’approvisionnement.
[42] Cependant, dans la décision D-2013-179, la Régie demande à Gaz Métro de maintenir la méthode actuelle de prévision de la journée de pointe. En conséquence, le coût de maintien de la fiabilité doit être évalué selon la méthode actuelle.
[43] En réponse à une demande de renseignements de la Régie, le Distributeur indique :
« Si la méthode actuelle dévaluation de la journée de pointe était maintenue, l’outil de maintien de la fiabilité pour le client GNL ainsi que les coûts seraient les suivants :
|
|
|
2014 |
2015 |
2016 |
|
1 |
Journée de pointe |
29 995 |
30 246 |
29 989 |
|
|
Besoins hiver extrême (10³m³/jour) |
|
|
|
|
2 |
Scénario sans utilisation de l’usine LSR |
30 251 |
30 351 |
30 312 |
|
3 |
Scénario avec utilisation de l’usine LSR |
30 324 |
30 631 |
30 740 |
|
|
Outils d’approvisionnement ((10³m³/jour) |
|
|
|
|
4 |
Scénario sans utilisation de l’usine LSR |
30 251 |
30 351 |
30 312 |
|
5 |
Scénario avec utilisation de l’usine LSR |
30 324 |
30 631 |
30 740 |
|
6 |
Outil de maintien ((10³m³/jour) (= 1.5 – 1.4) |
74 |
280 |
428 |
|
7 |
Quantité totale (déc. à mars) (10³m³) |
8 942 |
33 851 |
51 820 |
|
8 |
Tarif de FTSH de TCPL (¢/m³) |
2,016 |
2,016 |
2,016 |
|
9 |
Coût de maintien de la fiabilité (000$) |
180 |
682 |
1 045 |
»[2].
[44] Le client GNL doit donc fournir à l’activité réglementée un approvisionnement de 74 103m3/jour, pour la période du 1er décembre 2013 au 31 mars 2014.
[45] La Régie considère qu’il n’y a pas lieu de contracter une quantité supplémentaire de transport. En effet, Gaz Métro contracte déjà du transport pour des besoins additionnels, évalués selon la méthode proposée de la prévision de la demande de pointe. Dans la mesure où la Régie rejette la méthode proposée, le Distributeur se retrouve avec des capacités de transport qui dépassent ceux qui seraient requis avec la méthode de prévision actuelle.
[46] La Régie constate que, pour combler les besoins additionnels de pointe de la clientèle réglementée en 2014, Gaz Métro a dû contracter du transport FTLH auprès de TCPL[3].
[47] La Régie constate également que, dans l’évaluation des coûts de maintien de fiabilité qui doivent être assumés par l’activité GNL, Gaz Métro utilise le tarif du transport Firm Transportation Short Haul (FTSH) de TCPL à 100 % de coefficient d’utilisation et l’applique à une période de 121 jours.
[48] Considérant cette différence entre le type de transport contracté pour l’activité réglementée et celui considéré dans l’évaluation des coûts de maintien de la fiabilité pour l’activité de vente de GNL, la Régie n’est pas en mesure d’approuver le coût de maintien de la fiabilité présenté par Gaz Métro.
[49] La Régie prend acte de la capacité de transport requise en 2014 pour assurer le maintien de la fiabilité de 74 103m3/jour. Elle demande cependant au Distributeur de déposer, en phase 3 du présent dossier, une évaluation du coût de maintien de la fiabilité qui reflète la structure et les coûts de son plan d’approvisionnement 2014.
4. Critères de conception et d’opération du réseau de distribution
[50] Avant l’hiver 2012-2013, Gaz Métro a constaté que le comportement des clients interruptibles pouvait mettre à risque la fiabilité de la desserte de quelques clients de certaines régions durant les journées les plus froides des prochains hivers en prenant en compte la pression contractuelle du réseau de transport de TCPL et Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TCPL/TQM).
[51] Afin de s’assurer que les clients interruptibles respectent les avis d’interruption, Gaz Métro a proposé, dans le dossier tarifaire 2013, des ajustements aux règles et pénalités relatives aux interruptions. À cet égard, la Régie a rendu la décision D‑2012‑158[4] et demandé deux suivis à Gaz Métro.
[52] D’une part, en ce qui a trait à l’enjeu de sécurité du réseau associé au respect d’un avis d’interruption, la Régie a demandé au Distributeur de lui soumettre, dès le rapport annuel 2012, un suivi annuel de l’évolution de la situation critique du niveau de saturation du réseau dans certaines régions. Ce suivi est requis tant que la situation de saturation du réseau demeurera critique dans au moins une région desservie par le réseau gazier.
[53] D’autre part, se questionnant sur la prise en compte spécifique des clients interruptibles dans ses critères de planification de l’approvisionnement de la clientèle, la Régie a demandé à Gaz Métro de déposer, lors du dossier tarifaire 2014, un document faisant état des critères qu’elle applique à la conception et à l’opération de son réseau de distribution.
[54] Gaz Métro mentionne que, en tant qu’opérateur prudent et diligent, elle revoit présentement ses façons de faire. Le raffinement des analyses aurait permis d’établir un meilleur diagnostic sur le taux de saturation de certaines régions. Enfin, le Distributeur souligne qu’une analyse des critères de conception et d’opération sera réalisée à l’automne 2013. Cette analyse permettra la révision et, si requis, l’ajout de critères. Dans l’attente de ces analyses, Gaz Métro présente les critères actuels.
4.1 Critères appliqués à la conception du réseau gazier
[55] Gaz Métro précise que la conception du réseau vise à sélectionner l’infrastructure la plus appropriée permettant de répondre aux besoins des clients actuels et futurs.
[56] Le Distributeur présente les critères qu’il applique lorsqu’il conçoit son réseau pour des projets d’amélioration ou de développement. Les critères considérés dans le cadre des activités de conception du réseau sont catégorisés de la façon suivante :
• besoins des clients;
• validation de la capacité du réseau;
• design du réseau;
• analyse des coûts.
4.2 Critères appliqués à l’Opération du réseau gazier
[57] L’opération du réseau gazier vise à déterminer l’utilisation des infrastructures en place afin d’assurer la fiabilité de l’approvisionnement.
[58] Gaz Métro présente les critères qu’elle applique lorsqu’elle opère son réseau gazier. Les critères considérés dans le cadre des activités d’opération du réseau sont catégorisés de la façon suivante :
• besoins opérationnels;
• demandes de branchement des nouveaux clients ou d’ajout de volume de clients existants;
• surveillance du réseau;
• interruption des clients interruptibles.
4.3 Réseau gazier de Gaz Métro
4.3.1 Taux de saturation du réseau gazier de l’hiver 2012-2013
[59] Gaz Métro présente l’état du réseau de transmission au terme de l’hiver 2012-2013, plutôt que dans le prochain rapport annuel, tel que demandé par la Régie dans sa décision D-2012-158.
[60]
À cet égard, le Distributeur mentionne que le
raffinement des analyses permet d’établir un meilleur diagnostic sur le taux de
saturation de certaines régions. La région de l’Estrie est désormais séparée en
deux tronçons, soit les tronçons Sabrevois/Courval et
Waterloo/Windsor. La région de Bécancour est présentée avec et sans TCE, puisque
les dispositions contractuelles de TCE lui permettent de consommer une quantité
significativement supérieure de gaz naturel.
[61] La capacité du réseau gazier est basée sur la pression contractuelle de 4 000 kPa à l’entrée des postes de livraison et non sur la pression observée au moment de la pointe. Ceci explique qu’un taux de saturation supérieur à 100 % est obtenu sur le tronçon Waterloo/Windsor en Estrie.
4.3.2 Enjeux et mesures prévues pour l’hiver 2013-2014
[62] En examinant les taux de saturation 2012-2013 du réseau par région, excluant les clients interruptibles sur le tronçon Waterloo/Windsor en Estrie, Gaz Métro constate un manque de capacité. Elle constate également que la capacité s’approche de la limite sur le tronçon Sabrevois/Courval en Estrie ainsi qu’au Saguenay.
Solutions opérationnelles et physiques
[63] En raison du niveau de saturation des régions du Saguenay et de l’Estrie, des mesures seront prises afin d’assurer l’approvisionnement des clients au cours de l’hiver 2013-2014. Gaz Métro indique que les coûts d’implantation de ces mesures sont inférieurs à 1,5 M$.
[64] Pour sécuriser les clients au service continu des régions du Saguenay et de l’Estrie, Gaz Métro évalue différentes solutions physiques ou techniques qui sortent des pratiques habituellement utilisées. Le Distributeur retient trois solutions relatives aux postes de livraison. Le tableau 1 présente les taux de saturation anticipés tenant compte de ces solutions opérationnelles et physiques :
Tableau 1
Taux de saturation anticipé pour 2013-2014 du réseau par région
à la suite de l’implantation des solutions opérationnelles et physiques
|
|
Estrie Total |
Estrie Sabrevois/ Courval |
Estrie Waterloo/ Windsor |
Saguenay |
|
Taux de saturation (%) |
102,4 |
92,5 |
119,2 |
107,0 |
|
Taux de saturation (%) excluant les clients interruptibles |
87,3 |
84,8 |
91,6 |
97,6 |
Source : pièce B-0082, p. 30.
[65] Selon Gaz Métro, ces modifications opérationnelles et physiques permettent de sécuriser l’approvisionnement des clients actuels en continu pour l’hiver 2013-2014, même si le réseau de transport TCPL/TQM rencontre seulement la pression minimale contractuelle d’alimentation de 4 000 kPa. Par ailleurs, des enjeux pour l’hiver 2013-2014 demeurent pour ces deux régions :
• certains clients ne pourraient pas obtenir du GAI;
• certains clients interruptibles pourraient être interrompus au-delà du nombre de jours d’interruption prévu au texte des Conditions de service et Tarif;
• il serait impossible de répondre à toutes les demandes d’ajout de nouveaux clients et d’ajout de volume des clients existants ou de GAC.
Pression d’alimentation « Best Effort » de TCPL
[66] Dans ce contexte, Gaz Métro convient avec TCPL de toujours maintenir, durant la période hivernale, la pression au-dessus de 4 550 kPa pour le poste de livraison de Waterloo (Estrie) et de 4 650 kPa pour le poste de livraison de Saint-Maurice (Saguenay) afin de sécuriser les clients au tarif en continu. L’engagement de TCPL à cet égard est sur la base du « Best Effort ».
[67] Gaz Métro propose que le « critère no 11 – Pression minimale contractuelle d’alimentation (TCPL & TQM) » soit temporairement remplacé par la « Pression d’alimentation au « Best Effort » (TCPL & TQM) » dans les activités d’opération pour l’hiver 2013-2014. L’utilisation de la « Pression d’alimentation au « Best Effort » (TCPL & TQM) » réduit le niveau de saturation des régions du Saguenay et de l’Estrie. Le tableau 2 présente les niveaux de saturation obtenus tenant compte de cette mesure.
Tableau 2
Taux de saturation anticipé pour 2013-2014
du réseau par région utilisant « Best Effort »
|
|
Estrie Total |
Estrie Sabrevois/ Courval |
Estrie Waterloo/ Windsor |
Saguenay |
|
Taux de saturation (%) |
96,3 |
91,8 |
103,1 |
97,9 |
|
Taux de saturation (%) excluant les clients interruptibles |
82,2 |
84,2 |
81,2 |
89,4 |
Source : pièce B-0082, p. 32.
[68] En audience, le Distributeur mentionne que la pression d’alimentation au « Best Effort » de TCPL, bien qu’elle ne soit pas garantie, permet néanmoins de limiter les risques associés à la sécurité du réseau à un niveau acceptable à court terme[5].
[69] Gaz Métro indique que cette mesure temporaire permet de répondre à certaines demandes non prévues d’ajout de nouveaux clients, d’ajout de volume des clients existants ou de GAC et de répondre à certaines demandes de GAI.
[70] Cependant, Gaz Métro mentionne qu’il demeure possible que certains clients interruptibles puissent être interrompus au-delà du nombre de jours d’interruption prévu au texte des Conditions de service et Tarif, en raison de la baisse importante du nombre de jours d’interruption en 2014 par rapport à 2013.
Nombre maximum de jours d’interruption
[71] Le nombre maximum de jours d’interruption est fixé en fonction des outils d’approvisionnement en amont du territoire de Gaz Métro et non pas en fonction des capacités de son réseau de distribution dans le territoire desservi.
[72] Gaz Métro constate que le nombre maximum de jours d’interruption de l’hiver 2013-2014 est en baisse de façon importante, en raison de l’augmentation des capacités de transport contractées, par rapport à l’année 2012-2013.
[73] Cette baisse réduit ainsi la marge de manœuvre opérationnelle dont Gaz Métro bénéficie pour gérer son réseau. Le Distributeur considère que la détermination du nombre maximum de jours d’interruption ne devrait pas tenir compte uniquement des capacités de transport en amont du territoire, mais également des besoins opérationnels de son réseau de distribution.
[74] Gaz Métro propose d’utiliser un nombre de jours maximum en lien avec le plan d’approvisionnement gazier 2013-2014 pour le calcul des prix d’équilibrage. Toutefois, le nombre maximum de jours d’interruption pour tenir compte des « enjeux opérationnels » serait établi au niveau du nombre de jours maximum du dossier tarifaire 2013 et serait également ajouté au texte des Conditions de service et Tarif. Ce nombre se substituerait au nombre maximum en lien avec le plan d’approvisionnement 2014, le cas échéant. Le nombre de jours d’interruption supplémentaire ainsi généré pourrait être utilisé, si nécessaire.
[75] Dans le cas où, pour un client, le nombre de jours d’interruption réel dépasserait le nombre de jours maximum prévu au plan d’approvisionnement, le nombre de jours réels d’interruption serait utilisé lors de l’évaluation des paramètres A, H et P entrant dans le calcul de son prix d’équilibrage. Le nouveau prix d’équilibrage du client serait déterminé lorsque les besoins réels d’interruption seraient constatés et appliqués au client de façon rétroactive. Il est à noter que le volet B du tarif interruptible ne serait pas touché par cette mesure.
[76] Gaz Métro reconnaît le caractère imparfait de cette solution, mais estime qu’elle est plus équitable, car elle permet de ne pas alourdir davantage le coût assumé par les autres clients. Elle mentionne, à cet égard, qu’une analyse plus détaillée de la problématique, accompagnée d’une proposition, sera déposée dans les prochains mois, en lien avec le dossier traitant des solutions à long terme, afin de résoudre les enjeux de capacité de son réseau.
[77] Gaz Métro soutient que cette mesure temporaire permet :
• de reconnaître, dans le calcul des prix d’équilibrage, le nombre de jours d’interruption maximum en lien avec le plan d’approvisionnement gazier;
• de ne pas réduire davantage la marge de manœuvre opérationnelle dont elle bénéficie pour gérer son réseau;
• de ne pas interrompre les clients au-delà du nombre de jours d’interruption prévu au texte des Conditions de service et Tarif.
Instrumentation de clients majeurs
[78] Gaz Métro a instrumenté quatre clients majeurs en combinaison tarifaire au Saguenay ainsi que huit clients majeurs en Estrie. L’instrumentation permettra au Centre de contrôle du réseau de lire en temps réel le débit des clients afin de s’assurer, lorsqu’ils sont interrompus, qu’ils respectent leur débit horaire maximal au tarif continu inscrit au contrat.
[79] En audience, Gaz Métro reconnaît ne pas pouvoir mesurer en temps réel la consommation horaire individuelle des grands clients, sauf pour les 12 clients qui ont été instrumentés. Elle peut seulement l’identifier après coup à l’aide des systèmes de facturation. Elle peut cependant mesurer en temps réel la consommation horaire de l’ensemble du réseau et dans chacun des réseaux de transmission[6].
[80] Questionnée par la Régie, Gaz Métro mentionne ne pas voir la nécessité d’instrumenter l’ensemble des grands clients du réseau, ce qui entraînerait, à son avis, des coûts additionnels non requis[7].
Suivi de la décision D-2013-135
[81] Dans sa décision portant sur le rapport annuel 2012, la Régie a demandé à Gaz Métro de lui soumettre son processus d’attribution du GAI et du GAC et de déposer une méthodologie pour s’assurer de ne pas rendre ses services disponibles lorsque le niveau de saturation d’une région ne le permet pas.
[82] Gaz Métro propose d’accorder du GAI jusqu’au respect du taux de saturation maximal. Par ailleurs, elle propose d’accorder du GAC et d’accepter les demandes d’ajout de nouveaux clients ou d’ajout de volume des clients existants selon deux conditions. La première est le respect du nombre de jours d’interruption prévu au texte des Conditions de service et Tarif et la seconde est le respect du taux de saturation maximal.
[83] En règle générale, Gaz Métro accorde du GAI ou du GAC en fonction du « critère no 11 - Pression minimale contractuelle d’alimentation (TCPL & TQM) ». Étant donné que Gaz Métro entend remplacer ce critère par la « Pression d’alimentation au « Best Effort » (TCPL & TQM) » dans les activités d’opération pour l’hiver 2013-2014, c’est ce dernier critère qui est temporairement utilisé pour déterminer si le réseau respecte le taux de saturation maximal.
Prochaine étape
[84] Gaz Métro souligne que les mesures prévues pour 2013-2014 ne sont pas des solutions à long terme. Elle évaluera les différentes options permettant de résoudre les enjeux de capacité de son réseau. La solution pourrait passer par des investissements en renforcement de réseau. Gaz Métro informe donc la Régie qu’elle déposera dans les prochains mois un dossier traitant des enjeux de capacité de son réseau.
4.4 Position des intervenants
[85] L’ACIG comprend la nature temporaire des mesures pour l’hiver 2013-2014 et se dit satisfaite du fait que la demande continue devrait être rencontrée.
[86] La FCEI demande d’interdire l’ajout de clients dans les zones saturées sur la base d’une solution court terme, soit la « Pression d’alimentation « Best Effort » de TCPL », sauf si la rentabilité des mesures de long terme nécessaires à la desserte des clients a été démontrée.
[87] SÉ/AQLPA mentionne que lorsqu’il y a plus d’interruption, certains clients interrompront complètement leurs opérations, mais d’autres substitueront le gaz naturel par du mazout, ce qui n’est pas souhaitable d’un point de vue environnemental. L’intervenant comprend qu’il n’y a actuellement pas d’autres choix. Il souhaite cependant que, dans le cadre de la phase 3, Gaz Métro ait un plan d’investissement en infrastructure adéquat pour résoudre les situations d’engorgement qui l’obligent à augmenter le nombre maximum de jours d’interruption.
[88] L’UC allègue que la Régie devrait approuver les mesures proposées par Gaz Métro pour l’hiver 2013-2014, puis ordonner un suivi et le dépôt, le plus rapidement possible, d’une proposition visant des mesures permanentes et réserver, en conséquence, sa décision pour les années suivantes jusqu’à ce que ces mesures permanentes aient été soumises pour assurer la fiabilité des approvisionnements à plus long terme.
[89] De plus, l’UC estime qu’il serait judicieux d’étendre à un bassin plus large de clients majeurs l’instrumentation permettant de connaître les volumes horaires utilisés réellement par ces clients, afin de s’assurer qu’ils respectent les modalités contractuelles de débit horaire, en particulier lors de périodes critiques pendant lesquelles des interruptions sont nécessaires. Ces contraintes ponctuelles seraient ainsi mieux balisées, ce qui améliorerait la capacité de Gaz Métro de prendre les décisions les plus appropriées, tant sur une base ponctuelle qu’en ce qui a trait à l’amélioration du réseau.
[90] L’UC recommande donc que Gaz Métro évalue la pertinence d’étendre l’instrumentation à un plus grand nombre de clients majeurs, définisse des critères à cette fin ainsi que leurs modalités de mise en œuvre et soumette, à brève échéance, une proposition à la Régie relativement à cet enjeu important.
[91] Enfin, l’UC recommande que Gaz Métro définisse distinctement :
• les critères techniques sur la base desquels les décisions sont prises relativement au maintien et à l’amélioration du réseau (différentiel de capacité);
• les critères financiers sur la base desquels la justification d’un coût additionnel doit être démontrée, incluant, le cas échéant, le traitement des divers coûts alors encourus.
4.5 Opinion de la Régie
4.5.1 Critères de conception et d’opération du réseau gazier
[92] La Régie prend acte du rapport de suivis relatifs aux critères de conception et d’opération du réseau gazier. Elle note également qu’une analyse de ces critères sera réalisée à l’automne 2013 et permettra leur révision et, le cas échéant, l’ajout de critères. La Régie demande au Distributeur de déposer, dans le forum approprié ou au plus tard au moment du dossier tarifaire 2015, cette nouvelle analyse des critères de conception et d’opération du réseau gazier.
4.5.2 État du réseau de transmission au terme de l’hiver 2012-2013
[93] La Régie juge utile à ses délibérations la présentation, dans le présent dossier, de l’état du réseau de transmission au terme de l’hiver 2012-2013. Cependant, elle demande au Distributeur de déposer la preuve relative à ce suivi dans le dossier de fermeture, conformément à la décision D-2012-158.
4.5.3 Mesures pour l’hiver 2013-2014
Solutions opérationnelles et physiques
[94] La Régie se déclare satisfaite des solutions opérationnelles et physiques entreprises par le Distributeur pour l’hiver 2013-2014. Elle juge que ces mesures permettent de garantir la sécurité d’approvisionnement des clients en service continu, même si le réseau TCPL/TQM rencontre seulement la pression minimale contractuelle d’alimentation.
Pression minimale « Best Effort » de TCPL
[95] D’entrée de jeu, la Régie fait sienne l’affirmation suivante de Gaz Métro :
« Essentiellement, c’est une situation qui n’est pas l’idéale. On ne pense pas que c’est une solution de long terme parce que, on pense que le réseau doit être bâti sur l’idée de la pression garantie et non pas d’un « Best Effort » »[8].
[96] La Régie comprend que le Distributeur est conscient du niveau de risque qu’il encourt en utilisant le taux de saturation maximal pour l’attribution du GAI et se dit prêt à y faire face.
[97] En conséquence, la Régie accepte, de façon exceptionnelle, la proposition du Distributeur de prendre en compte le niveau de pression d’alimentation « Best Effort » de TCPL pour calculer les taux de saturation du réseau, aux conditions suivantes :
• en cas de problème sur le réseau, le Distributeur doit prioriser la clientèle du service continu;
• il s’agit d’une mesure temporaire pour l’hiver 2013-2014, le Distributeur devra proposer une ou des mesures concrètes permanentes dès que possible.
[98] Par ailleurs, la Régie juge pertinents les commentaires de la FCEI relatifs à l’ajout de nouveaux clients dans les réseaux saturés et à l’évaluation de la rentabilité de ces derniers. Elle demande cependant à l’intervenante de faire valoir ses commentaires dans le cadre du sujet traitant de la rentabilité du plan de développement de la phase 3 du présent dossier.
Nombre maximum de jours d’interruption
[99] La Régie juge satisfaisante l’utilisation du nombre de jours maximum d’interruption du dossier tarifaire 2013 pour tenir compte des « enjeux opérationnels ». Cette mesure permet d’augmenter la marge de manœuvre opérationnelle dont bénéficie le Distributeur pour gérer son réseau de distribution.
[100] En conséquence, la Régie approuve l’ajout d’un nombre maximum de jours d’interruption, pour des raisons opérationnelles, pour le volet A ainsi que la reconnaissance des journées réelles excédentaires d’interruption dans le calcul du prix d’équilibrage, le cas échéant.
[101] Enfin, la Régie note l’intention du Distributeur de déposer, dans les prochains mois, en lien avec le dossier traitant des solutions à long terme afin de résoudre les enjeux de capacité de son réseau gazier, une analyse plus détaillée de la problématique relative à la reconnaissance des journées réelles excédentaires d’interruption dans le calcul du prix d’équilibrage.
Instrumentation de clients majeurs
[102] La Régie juge nécessaire et adéquate l’initiative prise par le Distributeur d’instrumenter des clients majeurs en combinaison tarifaire dans les régions où le taux de saturation est élevé.
[103] La Régie se questionne cependant, tout comme l’UC, s’il ne serait pas avantageux, tant pour la gestion des besoins en amont du territoire desservi par Gaz Métro qu’à l’intérieur de ce territoire, que cette instrumentation soit implantée pour l’ensemble des clients des tarifs D4 et D5.
[104] En effet, comme mentionné par l’UC, l’instrumentation permettrait de connaître les volumes horaires utilisés réellement par ces clients, afin de s’assurer qu’ils respectent les modalités contractuelles de débit horaire, en particulier lors de périodes critiques pendant lesquelles des interruptions sont nécessaires. Ces contraintes ponctuelles seraient ainsi mieux balisées, ce qui améliorerait la capacité de Gaz Métro de prendre les décisions les plus appropriées, tant sur une base ponctuelle qu’en ce qui a trait à l’amélioration du réseau gazier.
[105] En conséquence, la Régie demande au Distributeur de déposer, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, une analyse évaluant les coûts et les avantages d’instrumenter l’ensemble des clients des tarifs D4 et D5.
Prochaine étape
[106] La Régie prend acte qu’un dossier traitant des enjeux reliés au taux de saturation élevé de certains tronçons du réseau de distribution de Gaz Métro sera déposé dans les prochains mois.
[107] Pour ces motifs,
La Régie de l’énergie :
APPROUVE partiellement le plan d’approvisionnement déposé dans le cadre du présent dossier;
PREND ACTE des suivis relatifs aux critères de conception et d’opération du réseau gazier, du taux de saturation de celui-ci et du processus d’attribution du GAI et du GAC;
APPROUVE le nouveau nombre maximum de jours d’interruption ainsi que l’ajout d’un nombre maximum de jours d’interruption pour le volet A et reconnaît des journées réelles excédentaires d’interruption dans le calcul du prix d’équilibrage;
ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à l’ensemble des conclusions de la présente décision.
Marc Turgeon
Régisseur
Gilles Boulianne
Régisseur
Françoise Gagnon
Régisseur
Représentants :
Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG) représentée par Me Guy Sarault;
Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI) représentée par Me André Turmel;
Groupe de recherche appliquée en macroécologie (GRAME) représenté par Me Geneviève Paquet;
Option consommateurs (OC) représentée par Me Éric David;
Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ) représenté par Me Franklin S. Gertler;
Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro) représentée par Me Vincent Regnault et Me Hugo Sigouin-Plasse;
Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ/AQLPA) représenté par Me Dominique Neuman;
TransCanada Energy Ltd. (TCE) représentée par Me Pierre Grenier;
Union des consommateurs (UC) représentée par Me Hélène Sicard;
Union des municipalités du Québec (UMQ) représentée par Me Marc‑André LeChasseur.