québec régie de l’énergie
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D-2013-091 |
R-3809-2012 |
20 juin 2013 |
PRÉSENTS :
Marc Turgeon
Françoise Gagnon
Régisseurs
Société en commandite Gaz Métro
Demanderesse
et
Intervenants dont les noms apparaissent ci-après
Décision sur l’indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement et sur le paiement des frais des intervenants pour la phase 1
Demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification des Conditions de service et Tarif de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2012
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);
- Regroupement national des conseils régionaux de l’environnement du Québec (RNCREQ);
- Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (S.É./AQLPA);
- TransCanada Energy Ltd. (TCE);
- TransCanada Pipelines Limited (TCPL);
- Union des consommateurs (UC);
- Union des municipalités du Québec (UMQ).
1. INTRODUCTION
[1] Le 6 juillet 2012, 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 2012. Elle propose de traiter ce dossier en deux phases.
[2] La phase 1 porte sur les sujets suivants :
- le plan d’approvisionnement;
- l’évolution et la valeur des « Futures » des différentiels de lieu par rapport à Henry Hub pour différents points d’échanges du gaz naturel dans le nord-est des États-Unis;
- l’historique des achats à Dawn;
- le projet multipoints et la stratégie de déplacement de la structure d’approvisionnement d’Empress vers Dawn;
- le programme de dérivés financiers;
- les modifications tarifaires concernant les interruptions;
- l’indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement (l’indicateur de performance).
[3] Le 18 septembre 2012, la Régie transmet un calendrier distinct pour l’examen des sujets relatifs à l’indicateur de performance traité dans le cadre de la phase 1.
[4] Le 16 novembre 2012, le distributeur dépose une demande ré-amendée relativement à l’indicateur de performance. Les conclusions recherchées sont les suivantes[1] :
« À l’égard de la proposition d’un indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement (Pièce Gaz Métro-4, Document 1)
APPROUVER l’indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement tel que présenté dans la pièce Gaz Métro-4, Document 1, pour une période de 5 ans débutant le 1er octobre 2013;
APPROUVER la reconduction de l’incitatif à la performance à l’égard du transport et de l’équilibrage prévu à la section 3.2.2 du mécanisme incitatif autorisé par la Régie dans sa décision D-2007-047 et ce, pour l’année tarifaire 2013 mais uniquement en ce qui a trait au traitement des transactions financières […];
APPROUVER des revenus projetés de 1 350 008 $ pour les transactions financières;
APPROUVER la création d’un compte de frais reportés portant intérêts dans lequel les trop perçus ou manque à gagner découlant des revenus au service de transport seront comptabilisés;
APPROUVER l’amortissement et la récupération du solde de ce compte de frais reportés sur une période de 3 ans suivant sa constatation;
APPROUVER la création d’un compte de frais reportés portant intérêts dans lequel les trop perçus ou manque à gagner découlant des revenus au service d’équilibrage seront comptabilisés;
APPROUVER l’amortissement et la récupération du solde de ce compte de frais reportés sur une période de 3 ans suivant sa constatation;
APPROUVER la création d’un compte de frais reportés portant intérêts dans lequel la portion de la bonification découlant de l’indicateur à la performance qui est attribuable au service de transport sera comptabilisée;
APPROUVER la récupération du solde de ce compte de frais reportés dans la cause tarifaire subséquente à sa constatation;
APPROUVER la création d’un compte de frais reportés portant intérêts dans lequel la portion de la bonification découlant de l’indicateur de performance qui est attribuable au service d’équilibrage sera comptabilisée;
APPROUVER la récupération du solde de ce compte de frais reportés dans la cause tarifaire subséquente à sa constatation ».
[5] L’audience de la phase 1 du dossier traitant de l’indicateur de performance se déroule les 11, 12 et 14 mars 2013. La Régie entame son délibéré le 14 mars 2013.
[6] Le 16 avril 2013, la Régie rend sa décision D-2013-054 traitant uniquement de la seconde conclusion recherchée par Gaz Métro, soit celle relative à la reconduction de l’incitatif de transport et de l’équilibrage pour l’année 2013. Dans cette décision, la Régie acquiesce à cette demande et mentionne qu’elle se prononcera ultérieurement sur les autres conclusions de la demande de Gaz Métro relatives à l’indicateur de performance.
[7] La présente décision porte sur l’indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement et sur le paiement des frais des intervenants pour la phase 1 du dossier.
[8] Le mandat du régisseur Jean-François Viau s’étant terminé avant que la présente décision soit rendue, les deux autres régisseurs procèdent à rendre cette décision conformément à l’article 17 de la Loi sur la Régie de l’énergie[2] (la Loi).
2. LA PROPOSITION DE GAZ MÉTRO - ÉLÉMENTS ESSENTIELS
[9] Gaz Métro propose un indicateur de performance dont les principales caractéristiques sont présentées dans la présente section.
[10] La valeur créée ou perdue à cet égard correspond à la mesure de la performance du distributeur relative à son plan d’approvisionnement. Cette mesure est obtenue par la comparaison des coûts réels de transport et d’équilibrage d’une année d’application avec ceux d’une année-étalon.
[11] Les coûts de l’année-étalon font l’objet d’une mise à jour. Ainsi, la structure d’approvisionnement demeure inchangée, mais les prix des divers outils sont mis à jour avec les tarifs en vigueur dans l’année d’application.
[12] L’année-étalon fait également l’objet d’ajustements pour refléter les modifications des traitements comptables survenues subséquemment.
[13] Les coûts unitaires de l’année-étalon sont évalués sur la base des coûts réels et des quantités réelles.
[14] Une fois les coûts de l’année-étalon ainsi calculés, certains ajustements supplémentaires sont nécessaires afin de calculer un coût d’approvisionnement unitaire :
• les coûts de transport de gaz d’appoint doivent être retranchés, puisqu’ils ne constituent pas des coûts d’approvisionnement faisant partie du tarif de transport;
• les frais reportés doivent également être retranchés, puisque le but de l’exercice est de comparer les coûts réels de l’année-étalon et de l’année courante;
• les éléments particuliers non récurrents doivent également subir un ajustement. Par exemple, en 2010, les revenus d’extraction étaient calculés comme des revenus.
[15] Les coûts unitaires de l’année d’application sont évalués sur la base des coûts réels et des quantités réelles.
[16] L’exercice se fait distinctement pour le transport et l’équilibrage, puisque les volumes de chacun de ces services sont différents.
[17] Les écarts des coûts unitaires de transport et d’équilibrage sont alors multipliés par les volumes réels normalisés respectifs de l’année d’application, afin d’obtenir les deux mesures de la valeur créée ou perdue en transport et en équilibrage. Ces deux mesures sont finalement additionnées afin d’identifier la valeur créée totale sur laquelle Gaz Métro peut être bonifiée.
[18] Les revenus provenant des transactions d’optimisation sont inclus dans le calcul du coût moyen, tant dans l’année-étalon que dans l’année d’application.
[19] Gaz Métro reçoit une bonification correspondant à un pourcentage croissant des économies calculées excédant un seuil de 45 M$ par rapport à l’année-étalon.
[20] Gaz Métro proposait l’année tarifaire 2010 comme année-étalon fixe. Par la suite, en audience, elle a indiqué qu’elle serait prête à considérer l’année tarifaire 2012.
[21] Selon la formule de bonification qu’il propose, le distributeur n’encourt aucun risque. En réponse à une demande de renseignements, Gaz Métro indique ne pas vouloir participer aux pertes de quelque façon que ce soit :
« […] Dans l’éventualité où la Régie ne serait pas prête à accorder à Gaz Métro une possibilité de générer une bonification reliée à son plan d’approvisionnement sans le risque éventuel d’encourir des pertes, Gaz Métro soumet respectueusement que la seule option à considérer serait d’appliquer uniquement un coût de service pour le transport et l’équilibrage avec des trop-perçus et manques à gagner à 100 % à la charge des clients »[3].
[22] Interrogée à savoir comment la Régie pourrait encadrer un mécanisme où Gaz Métro prendrait des risques mais n’en subirait pas les conséquences, le distributeur répond comme suit :
« […] Les deux objectifs principaux du plan d’approvisionnement sont d’assurer la sécurité d’approvisionnement tout en veillant à ce que les coûts des outils soient les plus bas possible pour l’ensemble des clients de Gaz Métro. La fiabilité de l’approvisionnement, ainsi que les coûts font également partie des objectifs recherchés par la Régie lors des causes tarifaires.
L’atteinte a priori de ces deux objectifs est constatée par la Régie avec son approbation annuelle à l’égard du plan d’approvisionnement. […] »[4].
3. POSITION DES INTERVENANTS - ÉLÉMENTS ESSENTIELS
3.1 ACIG
[23] Pour les années 2014 et 2015, l’ACIG propose l’utilisation de l’année 2009 comme année-étalon.
[24] Dès que le transfert de la structure d’approvisionnement à Dawn sera complété, l’ACIG considère qu’une nouvelle année-étalon devra être utilisée, que la valeur créée devra être remise à zéro et que l’échelle de bonification devra être ajustée.
[25] Pour les années 2016 à 2018, l’ACIG propose une bonification basée sur la plus élevée de l’une ou l’autre des trois formules suivantes :
• l’application de la méthode de la valeur créée en transport et en équilibrage;
• 5 % des économies réalisées en termes du coût fourniture et transport du gaz naturel livré en franchise sous la nouvelle structure;
• l’application des modalités prévues au mécanisme incitatif actuel relativement au partage des transactions d’optimisation financières.
[26] L’ACIG maintient que le prix du gaz naturel livré en franchise est également une bonne référence en ce qui a trait à la fourniture et au transport du gaz naturel.
[27] Par ailleurs, pour la période 2016 à 2018, l’intervenante propose de retenir l’année 2016 comme année-étalon.
[28] Invitée par la Régie à se prononcer sur l’opportunité d’utiliser une approche ciblée par volets pour établir la performance et la bonification plutôt qu’une approche globale, l’ACIG perçoit des éléments positifs à l’approche ciblée mais y voit également des limites, compte tenu du manque de connaissance en général des intervenants à cet égard et du fait que Gaz Métro peut avoir accès à de meilleures informations.
[29] L’ACIG propose que la bonification soit chapeautée par un indice de réalisation relatif à des volets identifiés annuellement lors de l’approbation du plan d’approvisionnement.
3.2 FCEI
[30] La FCEI fait une liste de propositions, qui sont énoncées ci-dessous.
1. Exclure les revenus d’optimisation du calcul des coûts moyens de transport et d’équilibrage.
2. Bonifier les revenus d’optimisation à hauteur de 10 % des revenus réellement générés.
3. Prendre en compte l’ensemble des coûts découlant des décisions d’approvisionnement dans le calcul des coûts moyens de transport et d’équilibrage dont, en particulier, les frais d’équilibrage transférés de la fourniture et le coût de maintien des inventaires de gaz naturel.
4. Aux fins de l’indicateur d’approvisionnement, calculer les frais d’équilibrage transférés de la fourniture sur la base d’un indice de prix plutôt que sur la base des coûts réels.
5. Inclure les coûts de l’usine LSR, incluant l’impact du gaz naturel liquéfié (GNL) sur les coûts de l’usine et du plan d’approvisionnement dans son ensemble.
6. Utiliser une année-étalon mobile distante de trois ans de l’année visée par la bonification. L’utilisation d’une année-étalon mobile permet de réduire l’impact de l’évolution du marché sur la bonification de Gaz Métro.
7. Ajuster l’année-étalon pour les choix d’approvisionnement antérieurs à l’approbation de l’indicateur. Cela permet d’éviter de bonifier Gaz Métro rétroactivement pour des actions prises avant la mise en place de l’indicateur. Par exemple, pour le calcul de la bonification de 2015, l’année-étalon devrait refléter le déplacement de la structure d’approvisionnement vers Dawn. De cette façon, Gaz Métro serait bonifiée pour les ajustements apportés après l’approbation de l’indicateur, mais pas pour ceux qui auraient eu lieu de toute façon, même en l’absence d’un indicateur.
8. Bonifier la création de valeur à hauteur de 10 % à partir du premier dollar de valeur créée et sans limite supérieure à la bonification.
9. Bonifier les économies découlant de modifications aux façons de faire qui permettent de réduire le débit quotidien de 15 % en sus de la bonification de 10 % prise en compte par l’indicateur.
10. Introduire une possibilité de bonification négative correspondant à 5 % de la valeur perdue jusqu’à concurrence de 2 M$. Cette possibilité améliore l’équité quant à la bonification résultant de l’aléa climatique.
11. Neutraliser la bonification pour les facteurs exogènes afin d’éviter que de tels facteurs pénalisent ou favorisent Gaz Métro. Devraient, notamment, être neutralisés :
a) une baisse du débit quotidien dû à un changement d’année de référence de l’hiver extrême ou au réchauffement climatique;
b) tout changement à la fonctionnalisation des coûts d’équilibrage, de transport et de fourniture;
c) une migration significative entre le service de transport de Gaz Métro et le service de transport fourni par le client.
[31] Invitée par la Régie à se prononcer sur l’opportunité d’utiliser une approche ciblée par volets pour établir la performance et la bonification plutôt qu’une approche globale, la FCEI indique que l’approche par volets est plus flexible qu’une approche globale et permet une application plus circonscrite.
[32] De l’avis de l’intervenante, l’approche ciblée peut constituer une solution temporaire en attendant la mise en place d’un incitatif global si la Régie jugeait que le contexte actuel, à savoir le déplacement vers Dawn et l’instabilité des tarifs de TCPL, ne convient pas à la mise en place d’un tel incitatif global.
[33] Cependant, bien qu’elle estime que l’approche par volets soit acceptable, la FCEI juge que la proposition basée sur une approche globale qu’elle formule dans son mémoire demeure légèrement supérieure à l’approche par volets.
3.3 OC
[34] OC rejette la proposition de Gaz Métro en invoquant les motifs suivants :
• Les bonifications et pénalités n’étant pas symétriques, elles ne sont donc pas équitables pour les consommateurs. De plus, ces dispositions constitueraient une incitation perverse à la prise de risques;
• L’année 2010 comme année-étalon est un repère de performance trop facile à battre;
• L’utilisation de l’année 2010 comme année-étalon entraîne des bonifications pour des gestes déjà posés.
[35] L’intervenante recommande de retarder l’implantation d’un indicateur de performance jusqu’au déplacement, en 2017, de la structure d’approvisionnement à Dawn, en déterminant l’année 2016 comme année-étalon.
[36] OC recommande l’embauche d’un consultant-expert pour assister Gaz Métro dans l’élaboration d’un nouvel indicateur.
[37] Enfin, invitée par la Régie à se prononcer sur l’opportunité d’utiliser une approche ciblée par volets pour établir la performance et la bonification plutôt qu’une approche globale, OC ne favorise pas une approche ciblée parce qu’elle peut donner lieu à des effets pervers (« gaming »).
3.4 L’UC
[38] L’UC recommande d’utiliser une année-étalon mobile, laquelle correspondrait à la dernière année pour laquelle le rapport annuel est disponible.
[39] L’intervenante n’est pas à l’aise avec l’asymétrie des risques et bénéfices, mais n’a pas de solution à proposer.
[40] Invitée par la Régie à se prononcer sur l’opportunité d’utiliser une approche ciblée par volets pour établir la performance et la bonification plutôt qu’une approche globale, l’UC mentionne qu’un tel exercice serait non seulement très lourd sur le plan réglementaire, mais ne garantirait ni l’atteinte de résultats optimaux à l’égard de la gestion des outils, ni l’atteinte de résultats exacts à l’égard du calcul de la bonification.
3.5 S.É./AQLPA
[41] S.É./AQLPA recommande à la Régie d’accepter la proposition de Gaz Métro.
4. OPINION DE LA RÉGIE
[42] La Régie constate que l’approche proposée par Gaz Métro n’est intégralement appuyée par aucun groupe de consommateurs.
[43] Elle constate également que les critiques des groupes de consommateurs sont nombreuses et variées.
[44] La Régie considère que le contexte n’est pas propice à l’implantation rapide d’un indicateur de performance. À l’instar d’OC, elle juge que l’année tarifaire 2017 serait plus appropriée comme première année d’application d’un indicateur de performance, dans la mesure où la période de migration des approvisionnements vers Dawn devrait être presque complétée.
[45] La Régie retient donc l’année tarifaire 2017 comme première année d’application d’un indicateur de performance visant l’optimisation du coût global de fourniture, de compression, de transport et d’équilibrage, comme indiqué dans sa décision D-2010-116[5].
[46] Par conséquent, la Régie ordonne à Gaz Métro de déposer une nouvelle proposition d’indicateur de performance selon l’échéancier et les règles touchant le processus préalable précisés à la section 5.
[47] La Régie ordonne également au distributeur d’intégrer à sa nouvelle proposition toutes les orientations émises dans la présente décision et d’analyser de façon exhaustive toutes les pistes d’améliorations indiquées.
5. MODIFICATIONS À L’APPROCHE PROPOSÉE PAR GAZ MÉTRO
[48] La Régie constate que, lorsque les intervenants ont eu à commenter sur l’utilisation d’une approche ciblée par volets par rapport à une approche globale, aucun d’entre eux ne s’est opposé à l’approche globale, bien que des solutions hybrides aient été proposées.
[49] L’approche globale proposée par Gaz Métro repose sur la comparaison des coûts annuels de transport et équilibrage de l’année d’application avec les coûts d’une année-étalon. Les modalités de la proposition de Gaz Métro sont décrites à la section 2 de la présente décision.
[50] La Régie retient comme point de départ d’un indicateur de performance l’approche globale proposée par Gaz Métro telle que décrite à la section 2. Cependant, de nombreuses demandes de modifications ont été formulées par les intervenants et sont analysées dans la présente section en vue d’en dégager des orientations pour la conception du futur indicateur.
5.1 Coûts et revenus à considérer
5.1.1 Inclusion des coûts de fourniture
[51] La proposition initiale de Gaz Métro ne prévoit pas l’inclusion des coûts de la fourniture pour l’évaluation de la valeur créée ou perdue contrairement à ce que la Régie a demandé dans sa décision D-2010-116.
[52] Dans sa demande de renseignements no 2, la Régie pose la question suivante[6] :
« 4.3 Veuillez commenter sur la possibilité d’intégrer les coûts de fourniture à l’indicateur de performance en indexant les coûts de fourniture de l’année-étalon sur un indice d’évolution des prix annuels du gaz naturel. En théorie, Gaz Métro pourrait faire mieux ou pire que l’indice ».
[53] Gaz Métro répond comme suit[7] :
« […] Gaz Métro voit un obstacle majeur dans la Loi à l’intégration de tout indicateur de performance relatif à la fourniture. En effet, l’article 49 de la Loi prévoit que dans le cadre de la fixation ou la modification d’un tarif de transport ou de livraison, la Régie doit notamment favoriser des mesures ou des mécanismes afin d’améliorer la performance du distributeur. Cet article ne permet toutefois pas de favoriser de tels mesures ou mécanismes en ce qui a trait à la fourniture et au tarif en découlant. De surcroît, l’article 52 de la Loi indique que tout tarif de fourniture doit refléter le coût réel d’acquisition de celle-ci. Ainsi, une bonification accordée sur la fourniture, qui devrait normalement être récupérée par l’intermédiaire du tarif de fourniture, aurait pour effet de contrevenir à cette disposition ». [nous soulignons]
[54] Le distributeur voit donc un « obstacle majeur » à l’intégration des coûts de fourniture dans l’indicateur de performance et invoque à cet égard les articles 49 et 52 de la Loi. En audience, la Régie invite le distributeur et les intervenants à lui faire des représentations, en plaidoirie, sur la question suivante[8] :
« la Régie est-elle habilitée par la Loi d'évaluer la performance du distributeur dans son plan d'approvisionnement, en prenant en compte les coûts de fourniture, de compression, de transport et d'équilibrage pour ensuite bonifier le distributeur sur la base de cette performance? ».
[55] Gaz Métro reprend l’argument juridique fondé sur les articles 49 et 52 de la Loi et ajoute celui de la « spéculation » qui, à son avis, n’est pas souhaitable en raison de la nature de ses opérations[9].
[56] Pour l’ACIG, considérant que ses membres sont tous en achat direct, elle s’en remet « par courtoisie élémentaire » aux positions des autres participants pour « approfondir cette question fort intéressante ». L’ACIG émet quand même des commentaires à l’égard des compétences de la Régie à la suite de son analyse de la Loi[10] :
- Aux articles 31 (1o) et 48 de la Loi relatifs à la compétence de la Régie en matière tarifaire, le législateur utilise les mots « fourni, transporté ou livré » pour le gaz naturel, ce qui n’est pas le cas pour l’électricité;
- L’article 49 in fine de la Loi accorde une « large discrétion » à la Régie, alors qu’il est indiqué qu’elle peut « utiliser toute autre méthode qu’elle estime appropriée » aux fins de l’exercice de sa compétence en matière tarifaire;
- L’article 52 établit un « pass on » pour la molécule, et ce, dans le but de protéger les clients ne pouvant négocier avec des fournisseurs; cette disposition présente une difficulté d’interprétation lorsqu’il s’agit d’appliquer un mécanisme incitatif;
- L’article 72 octroie à la Régie une large compétence en matière d’approvisionnement.
[57] Selon la FCEI, rien dans la Loi n’indique « que les coûts pour lesquels on bonifiera Gaz Métro ne peuvent pas être alloués ailleurs ». L’intervenante précise que la Régie « peut certainement bonifier Gaz Métro pour ses bonnes actions, mais ces coûts-là peuvent certainement être alloués dans une autre colonne de coûts »[11].
[58] OC, à l’instar de la FCEI, croit que la Régie est habilitée à évaluer la fourniture. Elle « est même interpellée à le faire afin d’effectuer une juste évaluation de la performance globale de Gaz Métro ». À défaut, la Régie « court un risque réel de créer des distorsions dans les incitatifs concernant les services de transmission et d’équilibrage. Le but ultime d’un mécanisme incitatif est de réduire les coûts totaux des approvisionnements gaziers »[12].
[59] Pour S.É./AQLPA, un indicateur d’optimisation des approvisionnements constituerait un « 8e mode par la Régie d’exercer un contrôle » sur les décisions d’approvisionnement de Gaz Métro. Il s’agit d’une bonification qui doit être « vue comme un rendement supplémentaire accordé a posteriori à Gaz Métro ». À son avis, la Régie a compétence pour « déterminer si ce rendement supplémentaire, combiné au rendement de base déjà accordé a priori, constitue un rendement raisonnable au sens de la Loi »[13].
[60] L’UC soulève la question suivante : comment la Régie peut-elle s’assurer qu’il y a « des approvisionnements suffisants et des tarifs justes et raisonnables si [elle n’examine] pas la fourniture, le transport, l’équilibrage, la compression et tous ces éléments qui composent les approvisionnements? ». Elle mentionne notamment que le distributeur « reconnaît que le coût de fourniture est inclus de manière indirecte dans sa proposition […], où il nous parle de fonctionnalisation, où finalement le coût de fourniture, il joue avec pour balancer, puis justifier ». Enfin, selon l’UC, la bonification ne modifie pas le « pass on », c’est plutôt un « rendement supplémentaire »[14].
[61] Pour les motifs qui suivent, la Régie est d’opinion que la Loi lui permet d’évaluer la performance du distributeur dans son plan d’approvisionnement en prenant en compte les coûts de fourniture.
[62] Selon la Loi d’interprétation, « les dispositions d'une loi s'interprètent les unes par les autres en donnant à chacune le sens qui résulte de l'ensemble et qui lui donne effet ». De plus, la « loi reçoit une interprétation large, libérale, qui assure l'accomplissement de son objet et l'exécution de ses prescriptions suivant leurs véritables sens, esprit et fin »[15]. En d’autres termes, une disposition d’une loi n’est pas désincarnée de son ensemble.
[63] Ces règles d’interprétation doivent être considérées aux fins de l’analyse des compétences de la Régie.
[64] D’abord, on doit rappeler que l’article 1 de la Loi mentionne qu’elle s’applique à « la fourniture, au transport, à la distribution et à l’emmagasinage du gaz naturel » et que l’article 31 (1o) accorde à la Régie « compétence exclusive » pour fixer les tarifs et les conditions « auxquels le gaz naturel est fourni, transporté ou livré par un distributeur de gaz naturel ou emmagasiné ». [nous soulignons]
[65] Plus particulièrement en ce qui a trait à la compétence de la Régie en matière de tarification, l’article 48 de la Loi lui permet de fixer les tarifs et les conditions auxquels « le gaz naturel est fourni, transporté ou livré par un distributeur de gaz naturel ou emmagasiné ». [nous soulignons]. Quant aux articles 49 à 52 de la Loi, ils prévoient certaines modalités d’exercice de cette compétence générale accordée à la Régie. La seule modalité en matière de fourniture se trouve à l’article 52 de la Loi qui mentionne que « tout tarif de fourniture » de gaz naturel doit refléter le « coût réel » d’acquisition. Outre cette modalité, la Régie a une large discrétion à l’égard de la fixation des tarifs.
[66] Enfin, selon l’article 31 (2.1o) de la Loi, la Régie a compétence exclusive pour « surveiller les opérations » du distributeur « afin de s’assurer que les consommateurs paient selon un juste tarif ». L’article 52 de la Loi, quant à lui, encadre le « coût » d’acquisition de la fourniture qui intervient entre un producteur et le distributeur, lequel doit correspondre à son « coût réel ». Ainsi, selon la Régie, la mise en place d’un mécanisme incitatif prévoyant une bonification potentielle associée à la gestion optimale de la fourniture est conforme à la compétence de « surveillance » qui lui est confiée aux termes de l’article 31 (2.1o) de la Loi et ne modifie en rien le coût réel d’acquisition mais le prend en compte pour bonifier le distributeur.
[67] Pour ces motifs, la Régie retient l’orientation d’inclure les coûts de fourniture dans l’indicateur de performance. En conséquence, des prix ou des indices de prix devront être déterminés pour la mise à jour de l’année-étalon et l’exercice de calcul de la valeur devra également être fait de façon distincte pour la fourniture de gaz naturel, puisque les volumes du service de fourniture sont différents de ceux du service de transport et du service d’équilibrage.
5.1.2 Transfert des coûts de fourniture vers l’équilibrage
[68] La FCEI propose l’inclusion, à l’indicateur de performance, des coûts transférés de la fourniture vers l’équilibrage afin d’assurer une évaluation juste de la performance du distributeur, notamment en ce qui a trait à l’optimisation des quantités de stockage détenues auprès d’Union Gas.
[69] La proposition initiale de Gaz Métro ne prévoit pas l’inclusion des coûts de fourniture pour l’évaluation de la valeur créée ou perdue.
[70] En audience, Gaz Métro accepte de considérer la valeur pour l’année courante du transfert des coûts de fourniture vers les coûts d’équilibrage.
[71] La Régie partage l’avis de la FCEI et retient l’orientation d’inclure le montant annuel du coût de fourniture transféré aux coûts d’équilibrage.
5.1.3 Coûts de la direction Approvisionnement et de l’activité de prévision de la demande
[72] La proposition de Gaz Métro ne prévoit pas l’inclusion des coûts de la direction Approvisionnement et des coûts de l’activité prévision de la demande à l’indicateur de performance.
[73] À l’audience, en réponse à une question de la Régie quant à l’opportunité d’inclure ces coûts à l’indicateur de performance, le distributeur a indiqué ne pas avoir d’objection de principe. Il estime cependant qu’il n’est pas en mesure de répartir les ressources entre les différents services rendus.
[74] La Régie considère que ces coûts sont analogues à des coûts de flexibilité opérationnelle qui devraient normalement être répartis à tous les volumes distribués par Gaz Métro.
[75] La Régie retient l’orientation que, pour les fins d’un éventuel mécanisme incitatif en distribution et de l’indicateur de performance étudié au présent dossier, les coûts de la direction Approvisionnement ainsi que les coûts de l’activité prévision de la demande doivent être, en totalité, exclus de la fonction distribution et être inclus à l’indicateur de performance.
5.1.4 Traitement de l’usine LSR
[76] Dans sa proposition, Gaz Métro énonce la position suivante à l’égard de l’usine LSR :
« Par ailleurs, même s’ils peuvent être récurrents, les coûts liés au GNL à l’usine LSR seront également retranchés en tant qu’éléments particuliers.
Les coûts indirects tels que la variation du coût du capital, de la base de tarification, de l’impôt et de l’amortissement comptable pour l’usine LSR sont exclus pour ne pas affecter l’indicateur de performance ».
[77] La FCEI fait valoir que tous les coûts du plan d’approvisionnement doivent être inclus, y compris les coûts de l’usine LSR et les coûts liés au GNL.
[78] En audience, Gaz Métro nuance sa position pour indiquer qu’elle est disposée à accepter la proposition d’inclure les coûts de l’usine LSR, dans la mesure où les revenus sont également considérés[16].
[79] Du point de vue du principe, tous les coûts de l’usine LSR doivent être inclus dans le cadre de l’approche globale à l’évaluation de la création de valeur. La position de Gaz Métro vise plutôt à éviter la complexité, argument auquel elle se dit prête à renoncer.
[80] Quant à l’inclusion des revenus, le témoin du distributeur explique l’approche de Gaz Métro comme suit[17] :
« D'accord. En fait l'idée est de calculer le coût réel pour la clientèle de l'usine LSR. La méthode qui a été privilégiée dans ce qui a été déposé a été d'isoler les coûts qui étaient liés directement à Gaz Métro solutions transport et qui est repayé par Gaz Métro Solutions transports.
Dans la mesure où on voudrait inclure le montant total des coûts de l'usine et il faudrait également inclure les revenus qui n'influencent pas le coût pour la clientèle ».
[81] La Régie considère que les revenus découlant de l’augmentation des frais variables de l’usine - comme les frais d’électricité - doivent être considérés dans l’indicateur de performance pour ne pas pénaliser Gaz Métro. La Régie demande que le revenu relatif au coût de maintien de la fiabilité, qui ne se retrouve pas dans les coûts de l’usine LSR, soit aussi considéré dans l’indicateur de performance. Par ailleurs, les revenus découlant de la contribution aux coûts fixes de l’usine LSR apportée par la vente de l’activité de GNL peuvent fort bien ne pas être inclus, sans pour autant biaiser l’évaluation de la performance.
[82] En conséquence, la Régie juge que les revenus découlant de la contribution aux coûts fixes apportée par la vente de l’activité de GNL n’ont pas à être partagés et n’ont donc pas à être inclus dans le calcul d’un indicateur de performance.
[83] Pour ces motifs, la Régie retient l’orientation d’inclure à l’indicateur de performance les coûts de l’usine LSR et les seuls revenus de vente de GNL qui viennent compenser des accroissements de coûts variables du distributeur.
5.1.5 Traitement de l’interruptible
[84] Le cadre proposé ne considère, en général, que les coûts, sauf pour le cas de l’usine LSR.
[85] À l’audience, il a été établi que la migration d’un client en service interruptible au service continu se traduit par une augmentation des coûts d’acquisition d’outils de transport, alors que la consommation demeure sensiblement la même compte tenu du faible nombre de jours d’interruptions à conditions climatiques moyennes. Dans ce contexte, il peut en résulter, et c’est le cas le plus vraisemblable, une augmentation des coûts unitaires. Toutes choses étant égales par ailleurs, la bonification du distributeur est alors diminuée.
[86] Cependant, ce passage au service continu s’accompagne d’une augmentation des revenus puisque le tarif au service continu est supérieur au tarif au service interruptible. La Régie juge que la seule considération des coûts n’est donc pas suffisante. Une tarification neutre en longue période doit, de fait, rendre les clients indifférents au passage du service interruptible au service continu et vice-versa.
[87] De façon symétrique, la migration d’un client du service continu vers le service interruptible se traduit vraisemblablement par une diminution des coûts unitaires et une augmentation de la bonification du distributeur. Par contre, les revenus du distributeur sont vraisemblablement moindres. La Régie considère que la seule considération des coûts n’est donc pas suffisante.
[88] Pour ces motifs, la Régie retient l’orientation d’instaurer à l’indicateur de performance un ajustement qui permet de neutraliser les effets de la variation des volumes des ventes interruptibles et ainsi d’éviter d’augmenter ou de réduire la bonification du distributeur, sans qu’il n’y ait création ou perte de valeur.
[89] La Régie retient comme piste d’amélioration de considérer le différentiel des revenus unitaires des ventes interruptibles et des ventes continues aux tarifs D3 et D4 pour neutraliser la variation des ventes interruptibles.
5.1.6 Traitement des impacts des conditions climatiques
[90] LA FCEI a soulevé des interrogations quant à l’impact des conditions climatiques sur la mesure de la performance du distributeur. La Régie a également posé des questions à ce dernier sur l’ampleur des frais fixes et variables et leur impact sur les coûts unitaires en cas d’hiver chaud ou froid[18].
[91] La Régie constate que les coûts fixes représentent la plus grande partie des frais de transport et d’équilibrage.
[92] La Régie considère que l’examen de la méthode de calcul des coûts unitaires de l’année-étalon et de l’année d’application aurait avantage à être approfondi et retient la piste d’amélioration suivante : au lieu de diviser les coûts réels par les quantités réelles pour évaluer les coûts unitaires de l’année d’application et de l’année-étalon, il serait probablement préférable d’identifier, pour chaque composante, (transport, équilibrage, etc.) les coûts fixes et variables. Les coûts fixes seraient divisés par les quantités normalisées de l’année en cause et les coûts variables seraient divisés par les quantités réelles.
5.1.7 Traitement des migrations de clients entre les services de Transport
[93] La FCEI propose de neutraliser l’impact que peuvent avoir les migrations de clients qui assurent leur propre service de transport vers le service de transport offert par Gaz Métro et vice-versa, notamment en raison des augmentations de valeur créée qui peuvent en résulter.
[94] Le distributeur fait valoir qu’un tel ajustement n’est pas requis.
[95] La Régie ne retient pas la proposition de la FCEI à ce sujet pour les motifs suivants.
[96] Elle considère, d’une part, que l’impact de telles migrations sur la valeur créée n’est pas automatique et qu’il dépend effectivement de l’évolution des coûts unitaires de transport du distributeur. Elle estime que l’évolution des coûts unitaires de transport fait partie de la performance du distributeur et doit donc être incluse à l’indicateur de performance.
[97] D’autre part, la Régie note également que, si les clients abandonnent le service de transport de Gaz Métro, la neutralisation aura comme effet potentiel de maintenir la valeur créée plutôt que de la voir diminuer.
5.2 Risques et bonification
[98] Le distributeur indique ne pas être disposé à assumer une partie des risques, c’est-à-dire à s’exposer à une possibilité de bonification négative.
[99] OC considère inéquitable des dispositions asymétriques quant au partage des risques et bénéfices.
[100] L’ACIG, par contre, ne fait pas de la participation du distributeur aux pertes une obligation.
[101] La Régie note que la FCEI et OC considèrent qu’un distributeur qui n’encourt pas les conséquences négatives des risques, mais qui profite des conséquences positives, aura tendance à retenir des stratégies dont les résultats peuvent être fort volatils.
[102] La Régie considère que la problématique soulevée par la FCEI et OC quant aux conséquences pernicieuses d’une non-participation, ou même d’une faible participation, aux pertes sur les stratégies du distributeur est fondamentale.
[103] La Régie est d’avis que, comme le distributeur n’est pas prêt à accepter de prendre une part significative des risques, elle doit intégrer cette dimension dans l’élaboration des orientations à l’égard de l’indicateur de performance ainsi que dans l’évaluation des plans d’approvisionnement soumis par le distributeur à chacun des dossiers tarifaires.
[104] Après l’implantation d’un tel indicateur de performance, la Régie devra continuer d’examiner en profondeur, comme elle le fait, les orientations du plan d’approvisionnement soumis annuellement. À cet égard, il n’y a pas d’allègement réglementaire possible attribuable à la mise en place d’un indicateur de performance.
[105] La Régie juge opportun de rappeler qu’elle appliquera avec rigueur les dispositions du Règlement sur la teneur et la périodicité du plan d’approvisionnement[19], et tout particulièrement celles portant sur les caractéristiques des contrats que le distributeur entend conclure. À cet égard, la Régie juge que tout contrat pour lequel ces dispositions n’ont pas été respectées, ne sera pas éligible à une bonification pour les fins de l’indicateur.
5.2.1 Année-étalon
[106] La Régie constate que la proposition de Gaz Métro basée sur une année-étalon fixe entraîne que l’année d’application peut être distante de trois ans ou plus de l’année-étalon.
[107] L’audience a fait ressortir que la volatilité des résultats, et donc le risque, augmente avec la distance entre l’année d’application et l’année-étalon.
[108] La Régie considère que la proposition de Gaz Métro est inéquitable en ce qu’elle lui permet d’obtenir le meilleur de deux mondes : une grande exposition aux conséquences positives de la volatilité grâce à l’année-étalon fixe et une immunité à l’égard des conséquences négatives, à savoir une bonification négative.
[109] Par conséquent, puisque Gaz Métro ne veut pas prendre de risques importants, la Régie considère qu’il faut limiter la période entre l’année-étalon et l’année d’application pour les fins du calcul de la valeur créée.
[110] Ainsi, la Régie retient comme orientation que soit utilisée une année-étalon mobile distante de moins de trois ans de l’année visée par la bonification.
[111] Par ailleurs, les modalités spécifiques applicables à une année-étalon mobile n’ont pas été discutées en profondeur dans le présent dossier. La discussion a porté sur les concepts généraux d’année-étalon fixe ou mobile. Il en résulte que certaines situations n’ont pas été analysées : le distributeur peut avoir une très bonne ou une très mauvaise année et, dans le cadre d’un indicateur avec année-étalon mobile, cette très bonne ou très mauvaise année deviendrait éventuellement l’année-étalon. Dans la perspective d’éviter les résultats extrêmes et les effets pervers, la Régie retient la piste d’amélioration suivante par laquelle l’année-étalon mobile serait la moyenne des deux années réelles les plus rapprochées de l’année d’application.
[112] Dans le contexte d’un indicateur dont l’année-étalon serait distante de moins de trois ans de l’année d’application, la Régie désire néanmoins ne pas décourager la conclusion de transactions de plus long terme qui seraient clairement à l’avantage des clients de Gaz Métro.
[113] À cet égard, si la Régie désire bonifier une transaction particulière qu’elle juge méritoire pour une durée supérieure à deux ans, elle pourra le faire et un ajustement sera alors apporté aux modalités de calcul.
[114] La Régie fondera sa décision sur l’analyse de chaque cas présenté, en considérant la valeur ajoutée par le distributeur dans la réalisation de la transaction et la robustesse des économies potentielles pour les clients de Gaz Métro.
5.2.2 limites aux bonifications et pertes
[115] Nonobstant les orientations précédentes, la Régie juge qu’une saine gestion requiert que le distributeur partage nécessairement les risques, si faible soit cette participation.
[116] La FCEI propose d’introduire une possibilité de bonification négative correspondant à 5 % de la valeur perdue jusqu’à concurrence de 2 M$.
[117] La Régie retient comme orientation que le distributeur devra participer aux pertes à hauteur de 50 % de son taux de participation aux bénéfices. Si le distributeur souhaite instaurer une limite à ses pertes potentielles, la limite sur les bénéfices potentiels sera établie à deux fois le montant de la limite sur les pertes.
[118] Cependant, la Régie accepte que le distributeur puisse différer sa perte et l’appliquer contre des bénéfices futurs de l’indicateur de performance. En cas de terminaison de l’application de l’indicateur de performance, toute perte résiduelle de Gaz Métro devra être versée aux clients.
5.2.3 Indice de réalisation
[119] L’ACIG propose que la bonification soit sujette à un indice de réalisation. Cet indice serait composé de quelques volets prioritaires, identifiés et retenus annuellement, qui serviraient à établir le pourcentage de réalisation et la portion de la valeur créée qui serait versée en bonification à Gaz Métro.
[120] De l’avis de l’intervenante, cet indice de réalisation permettrait, entre autres, de tenir compte de l’interaction entre les composantes fourniture, transport et équilibrage.
[121] La Régie constate que cette proposition n’est pas contestée par les intervenants.
[122] La Régie juge que cette modalité est pertinente et, en conséquence, retient la proposition que la bonification soit sujette à un indice de réalisation dont les divers volets seront déterminés au plan d’approvisionnement. La bonification sera donc établie en considérant le pourcentage de bonification et la valeur créée globale. Cette bonification sera proportionnelle à l’atteinte de l’indice de réalisation.
5.2.4 Activités requérant un traitement particulier
[123] Le calcul de la différence entre le coût de la structure d’approvisionnement de l’année d’application et le coût de la structure d’approvisionnement de l’année-étalon fonde l’établissement de la valeur créée ou perdue. Cette différence est calculée en mettant à jour l’année-étalon avec les prix des outils de l’année d’application et en appliquant les conventions comptables et les règles de fonctionnalisation de l’année d’application ainsi que tout autre ajustement pour des facteurs exogènes que la Régie jugerait requis.
[124] Cependant, la Régie considère que ce traitement peut ne pas convenir à l’évaluation juste de la valeur créée ou perdue ou de la performance du distributeur pour certaines activités. Les transactions d’optimisation sont un exemple de ce type d’activités. Chaque année, les opportunités offertes par le marché ne sont pas les mêmes et la comparaison avec l’année-étalon ne permet pas de juger correctement de la performance du distributeur.
[125] En conséquence, la Régie retient comme orientation que, pour chaque activité dont la performance doit être évaluée autrement, l’indicateur de performance devra prévoir un mode d’évaluation qui sera, au préalable, fixé par la Régie et qui ne pourra donc être rétroactif.
5.2.5 Transactions d’optimisation
[126] Les transactions d’optimisation sont un exemple d’une activité dont l’évaluation juste ne peut être faite par l’approche globale.
[127] Dans le cas spécifique des transactions d’optimisation, la Régie retient la piste d’amélioration suivante :
• seules les transactions d’une durée inférieure à un an, commençant et se terminant dans l’année d’application du mécanisme, seront considérées;
• les revenus des transactions d’optimisation seront exclus de l’année-étalon et de l’année d’application avant de calculer la valeur créée ou perdue;
• le versement de la bonification relative aux transactions d’optimisation sera conditionnel à l’atteinte de l’indice de réalisation;
• le montant partageable relatif aux transactions d’optimisation sera égal aux revenus des transactions d’optimisation nets de la valeur perdue, si applicable;
• la bonification relative aux transactions d’optimisation sera égale au montant partageable établi précédemment, multiplié par le pourcentage de bonification.
6. ENCADREMENT PROCÉDURAL POUR LA CONCEPTION DU PROCHAIN INDICATEUR DE PERFORMANCE
6.1 CommentairEs des participants
[128] En audience, la Régie a questionné Gaz Métro, l’ACIG, la FCEI, OC et l’UC relativement au déroulement procédural suivant qui encadrerait la conception d’un nouvel indicateur de performance :
« Le distributeur organiserait des séances de travail sur une base régulière, auxquelles participeraient les représentants des consommateurs de même que le personnel technique de la Régie;
Ces séances de travail permettraient aux participants de suivre l’évolution de la conception ou de la modification de l’indicateur de performance. Les intervenants devraient faire part de leurs commentaires écrits sur les propositions du distributeur;
Les intervenants qui le souhaiteraient seraient accompagnés d’un expert commun;
Aucune des parties ne serait liée par ces rencontres ou par l’opinion de l’expert; le distributeur et les intervenants seraient maîtres de leur preuve. Cependant, la proposition du distributeur devrait impérativement être présentée aux intervenants préalablement à son dépôt;
L’expert devrait se rendre disponible pour venir témoigner à la Régie »[20].
[129] Gaz Métro mentionne ne pas être fermée à l’idée d’un tel processus. Elle indique qu’advenant que la Régie rejette purement et simplement l’indicateur, ce processus pourrait être approprié.
[130] L’ACIG mentionne que si elle doit retourner en groupe de travail, il serait souhaitable que la décision fournisse un ordre du jour, des indications quant aux enjeux à considérer et des pistes à approfondir aux fins de parfaire et d’améliorer le mécanisme.
[131] La FCEI se dit prête à participer à de telles rencontres. Elle souligne l’importance de la préparation et de l’échange de textes écrits. Elle souhaite que la décision rendue énonce des principes sur lesquels les intervenants pourront travailler.
[132] OC appuie les suggestions de la Régie. Elle fait également des recommandations quant au déroulement efficace et utile des séances techniques. Ses recommandations incluent la participation d’un expert pour représenter les intervenants, la présence du personnel de la Régie, l’importance d’orientations claires de la Régie quant à la nature et la structure de ces rencontres ainsi que d’autres mesures qui faciliteraient la participation optimale des intervenants.
[133] L’UC est favorable à la création d’un groupe de travail. Par contre, elle demande à la Régie d’établir des balises claires afin que le groupe de travail puisse avancer de façon efficace. Elle demande également que ces rencontres soient suffisamment rapprochées dans le temps pour que les notions acquises et le travail fait puissent être profitables au maximum.
[134] S.É./AQLPA mentionne qu’il devrait pouvoir participer à de telles rencontres de même que les autres intervenants, au moins ceux qui ont participé au dossier traitant de l’indicateur de performance. Il recommande de suivre la procédure énoncée dans la question de la Régie.
6.2 OPINION de la Régie
[135] La Régie considère qu’il serait autant dans l’intérêt des consommateurs que du distributeur qu’un indicateur de performance tenant compte des principes et des pistes d’amélioration énoncés précédemment soit mis en place.
[136] Cependant, la conception d’un tel indicateur est relativement complexe et technique. À cet égard, la Régie juge que des discussions préalables effectuées en groupe de travail constituent le forum approprié pour amorcer la conception d’un tel indicateur. La Régie retient donc le processus énoncé à la section 6.1 et soumis aux intervenants qui représentent les consommateurs.
[137] La Régie ordonne au distributeur de présenter, dans le cadre du dossier tarifaire 2015 et avant le 1er mai 2014, un calendrier détaillé permettant d’encadrer la conception d’un indicateur de performance. Ce calendrier doit notamment prévoir des rencontres avec les intervenants représentant les consommateurs et le personnel technique de la Régie, les dates de dépôt des réflexions du distributeur de même que les dates de dépôt des commentaires écrits des intervenants et, le cas échéant, des experts retenus par ces derniers sur les réflexions du distributeur.
[138] La Régie ordonne au distributeur de présenter une proposition d’indicateur de performance respectant les principes énoncés dans la présente décision dans le cadre du dossier tarifaire 2016. La proposition devra prévoir l’application de l’indicateur de performance à partir du 1er octobre 2016.
[139] La Régie considère qu’un tel traitement procédural relatif à l’indicateur de performance laisse plus de temps au distributeur pour la mise en place des modalités tarifaires relatives à la migration des approvisionnements à Dawn. De plus, la transition à Dawn ayant alors été effectuée, la Régie considère que le contexte sera plus favorable à l’implantation d’un indicateur de performance.
[140] Enfin, le distributeur devra inclure dans sa proposition d’indicateur de performance un document complet faisant état des règles applicables. Ce document devra aussi comporter les règles de contingences qui devront être symétriques.
7. DEMANDES DE PAIEMENT DE FRAIS POUR LA PHASE 1
7.1 LÉGISLATION ET PRINCIPES APPLICABLES
[142] Le Guide de paiement des frais 2012 (le Guide) et le Règlement sur la procédure de la Régie de l’énergie[21] 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.
7.2 demandes de paiement de frais
[143] 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 formulés dans sa décision procédurale D-2012-104.
[144] La Régie note d’entrée de jeu que la phase 1 a été scindée en trois sous-phases et s’est révélée beaucoup plus longue que prévue au moment de la préparation des budgets de participation.
[145] Le GRAME, le ROEÉ, le RNCREQ, TCE et TCPL n’ont pas participé à ce volet de la phase 1 du dossier.
[146] L’ACIG, la FCEI, OC et S.É./AQLPA ont fourni des justifications permettant d’expliquer les écarts entre les budgets de participation et les frais réclamés.
[147] Le distributeur n’a pas émis de commentaire sur les demandes de paiement de frais des intervenants.
[148] La Régie estime que les interventions de l’ACIG, la FCEI et l’UC ont été utiles à ses délibérations et que les frais réclamés sont justifiés et raisonnables. En conséquence, elle leur octroie la totalité des frais réclamés et jugés admissibles.
[149] La Régie note que les frais demandés par OC sont de beaucoup supérieurs à ceux demandés par les autres intervenants. À cet égard, l’intervenante fournit des justifications détaillées des dépassements, qui satisfont la Régie. La Régie considère que l’intervenante a bien saisi les enjeux du dossier et a su adapter ses interventions en fonction des nouveaux éléments de preuve.
[150] Pour ces motifs et tenant compte de la participation active de l’intervenante sur la presque totalité des sujets, la Régie considère que les frais réclamés sont raisonnables et que son intervention a été utile à ses délibérations. En conséquence, la Régie lui octroie la totalité des frais réclamés et jugés admissibles.
[151] La Régie considère très élevés les frais réclamés par S.É./AQLPA. Elle juge que certains enjeux ciblés par l’intervenant étaient peu ou pas utiles à ses délibérations. L’impact de la réputation du gaz naturel sur les ventes de gaz au Québec en est un exemple. Par ailleurs, en ce qui a trait à la migration vers Dawn, la Régie considère que l’analyse présentée était peu rigoureuse et que les recommandations ne tenaient pas compte de certaines réalités fondamentales du contexte gazier québécois[22]. De plus, la Régie juge que la nature de la preuve présentée par l’intervenant correspond davantage à ce qu’elle considère être des observations.
[152] Tenant compte de ce qui précède, la Régie, lorsqu’elle effectue une comparaison en termes de qualité du travail par rapport aux heures consacrées et aux taux horaires demandés par les autres intervenants, juge fort élevés les frais réclamés par les analystes de S.É./AQLPA.
[153] Cependant, la Régie juge utiles à ses délibérations les représentations faites par le procureur de S.É.AQLPA relativement à certains éléments juridiques du dossier. Pour l’ensemble de ces motifs, la Régie juge raisonnable d’accorder 45 000 $ à S.É./AQLPA.
[154] La Régie considère également élevés les frais réclamés par l’UMQ. Cette dernière a présenté une preuve traitant d’un seul sujet : les modifications tarifaires relatives aux interruptions de service. Bien que la Régie juge utile à ses délibérations la preuve fournie par l’intervenante, elle juge que le montant demandé n’est pas raisonnable. Pour ces motifs, la Régie d’accorde 20 000 $ à l’UMQ.
[155] Le tableau suivant fait état des frais réclamés et des frais octroyés pour chacun des intervenants.
[156] Pour l’ensemble de ces motifs,
La Régie de l’énergie :
REJETTE la demande telle que formulée et ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à l’ensemble des conclusions et éléments décisionnels énoncés dans la présente décision;
ORDONNE au distributeur de payer aux intervenants, dans un délai de 30 jours, les montants octroyés au tableau 1 de la présente décision.
Marc Turgeon
Régisseur
Françoise Gagnon
Régisseur
Représentants :
- Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG) représentée par Me Guy Sarault;
- Fédération canadienne de l’entreprise indépendante (section Québec) (FCEI) représentée par Me 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;
- Regroupement national des conseils régionaux de l’environnement du Québec (RNCREQ) représenté par Me Annie Gariépy;
- 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 (S.É./AQLPA) représenté par Me Dominique Neuman;
- TransCanada Energy Ltd. (TCE) représentée par Me Pierre Grenier;
- TransCanada Pipelines Limited (TCPL) représentée par Me Pierre Grenier;
- Union des consommateurs (UC) représentée par Me Hélène Sicard;
- Union des municipalités du Québec (UMQ) représentée par Me Steve Cadrin.
[1] Pièce B-0110.
[2] L.R.Q., c. R-6.01.
[3] Pièce B-0113, p. 14, réponse à la question 5.1.
[4] Pièce B-0113, p. 14, réponse à la question 5.2.
[5] Dossier R-3693-2009.
[6] Pièce B-0113, p. 8.
[7] Pièce B-0113, p. 8 et 9.
[8] Pièce A-0109, p. 10 et 11.
[9] Pièce A-0114, p. 30 et pièce B-0291, p. 6 à 9.
[10] Pièce A-0114, p. 52 à 63 et 75 et 76.
[11] Pièce A-0114, p. 79 à 90.
[12] Pièce A-0114, p. 109 à 115 et pièce C-OC-0045, par. 15 à 30.
[13] Pièce A-0114, p. 121 à 126 et pièce C-SÉ-AQLPA-0030, p. 4 à 6.
[14] Pièce A-0114, p. 154 à 165 et pièce C-UC-0025, p. 2.
[15] Articles 40 et 41 de la Loi d’interprétation (L.R.Q., c. I-16).
[16] Pièce A-0114, p. 23 et 24.
[17] Pièce A-0109, p. 123 et 124.
[18] Pièce B-0113, p. 26 à 30.
[19] (2001) 133 G.O. II, 6037.
[20] Pièce A-0106.
[21] (2006) 138 G.O. II, 2279.
[22] Pièce A-0048, p. 34 et 35.