Régie de l'énergie du Québec
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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
Contenu de la décision
québec régie de l’énergie
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D-2014-077 |
R-3837-2013 |
15 mai 2014 |
PRÉSENTS :
Marc Turgeon
Gilles Boulianne
Françoise Gagnon
Régisseurs
Société en commandite Gaz Métro
Demanderesse
et
Intervenants dont les noms apparaissent ci-après
Décision sur le fond – Phase 3
Demande d’approbation du plan d’approvisionnement et de modification des Conditions de service et Tarif de Société en commandite Gaz Métro à compter du 1er octobre 2013
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).
TABLE DES MATIÈRES
3. Demandes d’ordonnances de confidentialité
4.2 Offre de plus d’un prix de fourniture
4.3 Alternatives au programme proposé.
4.5 Évaluation du programme suspendu
4.6 Opinion de la Régie sur le programme proposé
5.1 Outil de maintien de la fiabilité
6.1 Programme de flexibilité tarifaire
6.3 Suivi sur les clients perdus
7.1 Revenu requis du service de distribution
8. Frais de transport, d’équilibrage et de distribution
8.1 Coûts liés à la vente de gaz naturel liquéfié
9. Dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution
9.4 Compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes
9.5 Compte d’aide au soutien social
11.1 Comptes de frais reportés et de crédits reportés
12. Stratégie de gestion des actifs
13.3 Coût en capital prospectif
14. Plan global en efficacité énergétique
14.1 Objectifs d’économie d’énergie et budget 2014
14.2 Modifications
proposées aux programmes du Plan global
en efficacité énergétique
14.3 Rentabilité des programmes
14.4 Suivi de décisions antérieures ou de rapports de la Régie
15. Incitatif à la performance et indices de qualité de service
15.1 Incitatif à la performance
15.2 Indices de qualité de service
18. conditions de service et tarif
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), qu’elle propose de traiter en trois phases.
[2] Le 18 avril 2013, la Régie rend sa décision D‑2013‑059 accueillant la proposition de Gaz Métro de procéder à l’examen de la Demande en trois phases.
[3] Le 4 octobre 2013, le Distributeur dépose à la Régie une demande réamendée dans laquelle il demande, entre autres, d’approuver le texte des Conditions de service et Tarif présenté aux pièces B-0183 et B-0184, de fixer l’entrée en vigueur de ce texte au 1er décembre 2013 et de déclarer que ce dernier s’applique jusqu’à ce qu’une décision finale intervienne sur la phase 3 du présent dossier.
[4] Le 21 octobre 2013, la Régie rend sa décision D‑2013‑170 sur le traitement de la phase 3.
[5] Le 22 novembre 2013, la Régie rend sa décision D‑2013‑182 portant sur l’établissement des tarifs provisoires du Distributeur à compter du 1er décembre 2013.
[6] L’audience de la phase 3 du dossier s’est déroulée sur une période de sept jours, entre les 18 et 31 mars 2014.
[7] Dans la présente décision, la Régie se prononce sur les modifications tarifaires demandées dans le cadre de la phase 3.
2. CONCLUSIONS RECHERCHÉES
[8] Les conclusions recherchées par Gaz Métro en phase 3, selon la demande amendée du 26 février 2014[1] sont :
« PRENDRE ACTE du suivi à la décision D-2013-106, paragraphe 443, relatif aux engagements liés au FEÉ et s’en déclarer satisfaite;
PRENDRE ACTE de la correction apportée au nombre de dossiers engagés par le FEÉ;
AUTORISER Gaz Métro à traiter les éventuelles demandes d’aides financières qui pourraient être déposées dans le cadre de son PGEÉ en relation avec des projets ayant préalablement fait l’objet d’une annulation suivant la décision D‑2013-106, et ce, malgré que les travaux associés à ces projets pourraient être débutés ou complétés au moment du dépôt d’une telle demande;
[...]
À l’égard de l’évaluation des coûts de l’outil de maintien de la fiabilité, des circonstances d’application et de l’attribution des coûts d’entreposage […]
APPROUVER la méthodologie de calcul de l’outil de maintien de la fiabilité ainsi que les circonstances d’application et l’attribution des coûts d’entreposage;
À l’égard du Programme de dérivés financiers […]
PRENDRE ACTE de la réponse de Gaz Métro au suivi exigé par la décision D‑2012-158 quant à l’évaluation du programme des dérivés financiers par un expert et s’en déclarer satisfaite;
LEVER la suspension du programme de dérivés financiers;
APPROUVER les nouveaux paramètres du programme de dérivés financiers;
APPROUVER les ajustements proposés au rapport annuel de performance du programme de dérivés financiers;
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2012-175 relatif aux modalités d’entrée et de sortie du gaz de réseau et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER la nouvelle méthodologie de calcul des frais de migration, et les modifications aux articles 11.1.2.3 et 11.1.3.3 des Conditions de service et Tarif.
À l’égard du développement des ventes […]
RECONDUIRE le programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie, et ce, jusqu’au 30 septembre 2015;
PRENDRE ACTE de la rentabilité du plan de développement 2013-2014;
PRENDRE ACTE des réponses fournies par Gaz Métro aux suivis exigés par la décision D-2013-106 relatifs au plan de développement et s’en déclarer satisfaite;
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2011-182 en présentant une analyse à jour des surcoûts des équipements au gaz naturel et des grilles de subventions et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER les modifications aux textes du Programme de rabais à la consommation (PRC) et du Programme de rétention par voie de rabais à la consommation (PRRC);
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2013-106 à l’égard de la prévision des consommations, de la prévision du nombre de clients et de l’explication des écarts de prévision et s’en déclarer satisfaite.
À l’égard de la gestion des actifs […]
PRENDRE ACTE du plan pluriannuel des coûts anticipés de Gaz Métro pour les prochaines années dans le cadre de sa stratégie de gestion des actifs ainsi que de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2013-106 concernant la description des projets visés par cette stratégie et s’en déclarer satisfaite.
À l’égard des investissements […]
ÉTABLIR la base de tarification à des fins d’établissement des tarifs à 1 903 438 000 $;
APPROUVER les additions à la base de tarification relatives à des projets d’investissement inférieurs à 1,5 M$;
PRENDRE ACTE de la réponse de Gaz Métro au suivi exigé par la décision D‑2013-106 par le biais du dépôt d’un rapport présentant séparément les coûts encourus avant le 21 mars 2013, ceux encourus après le 21 mars 2013 ainsi que les coûts de financement relatifs au compte de frais reportés pour le projet Côte‑Nord, et s’en déclarer satisfaite;
PRENDRE ACTE du fait qu’une révision de la méthode d’établissement du lead lag à l’égard des taxes à la consommation n’est pas nécessaire;
APPROUVER l’introduction de la taxe de vente harmonisée dans la méthode d’établissement du lead lag afin qu’elle soit reflétée dans le calcul des taxes à recevoir provenant des achats.
À l’égard de la stratégie financière […]
APPROUVER une structure en capital présumée constituée de 38,5 % d’avoir ordinaire, 7,5 % d’avoir privilégié et 54 % de dette;
APPROUVER un coût en capital moyen de 7,18 %;
APPROUVER un coût en capital prospectif de 5,75 %.
À l’égard de l’établissement du revenu requis […]
APPROUVER le revenu requis de 1 006 533 000 $;
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2013-106 présentant les efforts poursuivis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER les modifications proposées au traitement des comptes de frais reportés liés au Fond vert;
APPROUVER la méthode de répartition du solde du CFR du nivellement du Fonds vert de l’exercice 2013 décrite à la pièce Gaz Métro-11, Document 22;
AUTORISER le remboursement des soldes des+ CFR liés au Fonds vert, tel que décrit à la pièce Gaz Métro-11, Document 22;
APPROUVER les coûts établis liés à la vente de GNL, soit 2 400 000 $;
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par les décisions D-2013-063 et D-2013-106, relatif au maintien ou à l’abolition des comptes de frais reportés énumérés à la pièce B-0056 du dossier R-3693-2009, s’en déclarer satisfaite, et APPROUVER le traitement proposé par Gaz Métro à l’égard de ces comptes de frais reportés;
PRENDRE ACTE de la réponse de Gaz Métro au suivi exigé par la décision D‑2013-106 présentant le résultat d’une réflexion sur un exercice de validation du revenu requis (formule paramétrique) et s’en déclarer satisfaite;
PRENDRE ACTE de la réponse de Gaz Métro au suivi exigé par la décision D‑2013-106 présentant les résultats relatifs aux exercices de balisage effectués, sur les pistes d’amélioration identifiées et sur les différents projets qui permettront des gains de productivité, et s’en déclarer satisfaite;
FIXER, pour l’année tarifaire 2014, le taux du gaz perdu à 0,6 %.
À l’égard de la substitution et de l’efficacité énergétique […]
PRENDRE ACTE des réponses fournies par Gaz Métro aux divers suivis exigés par la Régie eu égard au PGEÉ et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER le budget alloué au PGEÉ pour l’année tarifaire 2014;
PRENDRE ACTE des modifications apportées aux programmes existants de PGEE de Gaz Métro, incluant le retrait du programme PE200 Chauffe-eau à efficacité intermédiaire au 30 septembre 2014 et le retrait du programme PE217 Infrarouge considérant sa fusion avec le programme similaire du marché CII;
PRENDRE ACTE des évaluations des programmes PE234 et PE235 ainsi que des modifications apportées aux paramètres et modalités de ceux-ci, et de LEVER la suspension de ces programmes ordonnée dans le cadre de la décision D‑2013‑106;
APPROUVER un montant de 1 000 000 $ pour le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes (« CASEP »);
APPROUVER la mise en place du Compte d’aide au soutien social (« CASS ») à titre de projet pilote pour une durée de deux ans avec un budget d’opération annuel de 315 000 $.
À l’égard de l’incitatif à la performance et des indices de qualité de service […]
APPROUVER les indices de qualité de service décrits à la pièce Gaz Métro-13, Document 1;
RECONDUIRE, pour les années 2014 et 2015, l’incitatif à la performance relié à l’optimisation des outils d’approvisionnement en y apportant les modifications proposées par Gaz Métro à la pièce Gaz Métro-13, Document 3.
À l’égard de l’allocation des coûts […]
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2011-182 présentant une mise à jour de l’étude d’allocation des coûts et s’en déclarer satisfaite;
APPROUVER les modifications apportées à l’étude d’allocation des coûts;
AUTORISER que la mise à jour de l’étude d’allocation des coûts soit maintenant réalisée à tous les deux ans et que la prochaine mise à jour soit soumise à la Régie dans le cadre de la cause tarifaire 2016;
PRENDRE ACTE de la réponse fournie par Gaz Métro au suivi exigé par la décision D-2013-106 (par. 554) présentant une analyse de sensibilité de l’étude d’allocation des coûts quant au nombre de clients, au volume consommé et aux revenus et s’en déclarer satisfaite.
À l’égard de la stratégie tarifaire et des grilles tarifaires […]
APPROUVER les taux d’équilibrage;
APPROUVER les taux de transport, incluant un cavalier tarifaire;
APPROUVER la stratégie tarifaire d’établissement des tarifs de distribution et les taux en découlant.
À l’égard des modifications aux Conditions de service et Tarif […]
APPROUVER les modifications proposées aux Conditions de service et Tarif de Gaz Métro contenues à la pièce Gaz Métro-16, Document 1.
À l’égard des Conditions de service et Tarif […]
APPROUVER les versions française et anglaise des Conditions de service et Tarif de Gaz Métro.
À l’égard de la demande pour l’émission d’une ordonnance interlocutoire applicable au 1er décembre 2013 […]
APPROUVER provisoirement les Conditions de service et Tarif tant dans ses versions française qu’anglaise, telles que reproduites aux pièces Gaz Métro-17, Documents 1 et 2, FIXER l’entrée en vigueur de ces textes au 1er décembre 2013 et DÉCLARER ces textes applicables jusqu’à ce qu’une décision finale intervienne sur la Phase 3 du présent dossier.
À l’égard des demandes d’émission d’ordonnances de confidentialité
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées contenues à la pièce Gaz Métro-10, Document 2, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion du rapport de la firme KPMG intitulé « Évaluation de l’évolution de la fonction TI de Gaz Métro » annexé à la pièce Gaz Métro-11, Document 14, lequel est déposé sous pli confidentiel;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des données caviardées à la page 9 de la pièce Gaz Métro-13, Document 3, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel.
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des informations caviardées contenues dans la réponse à la question 45.3 de la Régie incluse à la pièce Gaz Métro-19, Document 2, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion des annexes 5, 6, 12 et 15 de la pièce Gaz Métro-19, Document 4, lesquelles sont déposées sous pli confidentiel;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 1 de la pièce Gaz Métro-19, Document 9, laquelle est déposée sous pli confidentiel;
INTERDIRE la divulgation, la publication et la diffusion de l’annexe 3 de la pièce Gaz Métro-19, Document 10, laquelle est déposée sous pli confidentiel ».
[9] En audience, le Distributeur a présenté un amendement portant sur les charges d’exploitation, soit une baisse de 7,8 M$ liée au coût de retraite et aux honoraires professionnels[2], ce qui porte le revenu requis demandé à 998 733 000 $.
3. DEMANDES D’ORDONNANCES DE CONFIDENTIALITÉ
[10] Gaz Métro a déposé, sous pli confidentiel, les renseignements suivants :
• les informations caviardées contenues dans la réponse à la question 45.3 de la demande de renseignements (DDR) no 11 de la Régie incluse à la pièce Gaz Métro‑19, document 2[3], pour les motifs invoqués à l’affidavit de monsieur Frédéric Morel;
• les annexes 5 et 6 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[4] en réponse à la question 13.2 de la DDR no 4 de la FCEI, pour les motifs énoncés à la lettre datée du 22 janvier 2014 de monsieur Michael L. Murray, Deputy General Counsel pour l’American Gas Association;
• l’annexe 12 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[5] en réponse à la question 14.9 de la DDR no 4 de la FCEI, pour les motifs énoncés à l’affidavit de monsieur Alain Giguère de la firme CROP;
• l’annexe 15 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[6] en réponse aux questions 16.1 et 16.2 de la DDR no 4 de la FCEI, pour les motifs énoncés à l’affidavit de monsieur Denis Langlois;
• l’annexe 1 (copie papier et fichier Excel sur CD‑ROM) de la pièce Gaz Métro‑19, document 9[7] en réponse à la question 7.1 de la DDR no 2 de l’UC, pour les motifs énoncés à l’affidavit de madame Hélène St-Pierre;
• l’annexe 3 de la pièce Gaz Métro-19, document 10[8] en réponse à la question 6.14.3 de la DDR no 1 de l’UMQ, pour les motifs énoncés aux affidavits de monsieur Claude Dion de la firme Deloitte et de monsieur Bertrand Audy.
[11] Le Distributeur demande à la Régie d’interdire la divulgation, la publication et la diffusion de ces pièces, conformément à l’article 30 de la Loi sur la Régie de l’énergie[9] (la Loi).
[12] Gaz Métro demande aussi, le 4 février 2014, le traitement confidentiel des informations caviardées contenues dans la réponse à la question 3.4.1 de la DDR no 5 de la FCEI incluse à la pièce Gaz Métro-2, document 52[10], pour les motifs énoncés à l’affidavit de madame Hélène St-Pierre.
[13] Lorsqu’un document est soumis à la Régie au soutien d’une demande, il est considéré être un document de nature publique. Selon l’article 30 de la Loi, la Régie peut déclarer qu’un document est confidentiel, mais la reconnaissance du caractère confidentiel d’un document doit être considérée comme exceptionnelle. Il revient à celui qui demande le traitement confidentiel d’une pièce de démontrer en quoi l’information qui s’y trouve ne devrait pas être diffusée publiquement.
Informations caviardées contenues dans la réponse à la question 45.3 de la DDR no 11 de la Régie incluse à la pièce Gaz Métro-19, document 2[11]
[14] Gaz Métro indique que les informations caviardées à cette pièce doivent être traitées confidentiellement eu égard au fait que la divulgation du prix des transactions contenu au tableau de la réponse à la question 45.3 pourrait lui causer préjudice ainsi qu’à sa clientèle, en permettant à des contreparties potentielles d’ajuster leur prix en conséquence. Ainsi, Gaz Métro ne pourrait conclure de transactions au meilleur prix possible pour sa clientèle.
[15] Pour ces motifs, la Régie accueille la demande de Gaz Métro de traiter de façon confidentielle les informations caviardées contenues dans la réponse à la question 45.3 de la DDR no 11 de la Régie incluse à la pièce Gaz Métro-19, document 2.
Annexes 5 et 6 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[12] en réponse à la question 13.2 de la DDR no 4 de la FCEI
[16] Dans sa lettre du 22 janvier 2014, ayant la forme d’un affidavit, monsieur Murray, Deputy General Counsel de l’American Gas Association indique :
« Certain AGA documents are for public distribution while others are confidential [...]. The documents or data you request to share with your regular are of the confidential and proprietary type and AGA uses the measures noted to safeguard that confidentiality.
The release of confidential and proprietary information in a public forum jeopardizes the integrity and usefulness of AGA activities. [...]
If members see confidential and proprietary information used in an unintended ans unexpected venue, many will cease participating in AGA programs or participate in a more general manner. This not only harms AGA (because it reduces participation) but harms members and the general public because, among other reasons, members often cannot effectively increase their safety and efficiency and lower their costs without the knowledge and experience of others striving for the same goal ».
[17] Pour ces motifs, la Régie accueille la demande de Gaz Métro de traiter de façon confidentielle les annexes 5 et 6 de la pièce Gaz Métro-19, document 4 en réponse à la question 13.2 de la DDR no 4 de la FCEI.
Annexe 12 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[13] en réponse à la question 14.9 de la DDR no 4 de la FCEI
[18] La Régie a pris connaissance des motifs invoqués au soutien de la demande de traitement confidentiel contenus à l’affidavit de monsieur Giguère de la firme CROP et accorde le traitement confidentiel de l’annexe 12 de la pièce Gaz Métro-19, document 4.
Annexe 15 de la pièce Gaz Métro-19, document 4[14] en réponse aux questions 16.1 et 16.2 de la DDR no 4 de la FCEI
[19] La Régie a pris connaissance des motifs invoqués à l’affidavit de monsieur Langlois. Elle constate également qu’elle a déjà accordé le traitement confidentiel du rapport visé par la demande eu égard aux motifs invoqués lors de l’audience du 25 avril 2013. Pour ces motifs, la Régie accueille la demande de traitement confidentiel de l’annexe 15 de la pièce Gaz Métro-19, document 4.
Annexe 1 (copie papier et fichier Excel sur CD-ROM) de la pièce Gaz Métro-19, document 9 en réponse à la question 7.1 de la DDR no 2 de l’UC[15]
[20] La Régie, pour les motifs invoqués à l’affidavit de madame St-Pierre, accorde le traitement confidentiel des copies papier et CD‑ROM de l’annexe 1 de la pièce Gaz Métro-19, document 9.
Annexe 3 de la pièce Gaz Métro-19, document 10 en réponse à la question 6.14.3 de la DDR no 1 de l’UMQ[16]
[21] La Régie, pour les motifs invoqués à l’affidavit de monsieur Audy, accueille la demande de traitement confidentiel de l’annexe 3 de la pièce Gaz Métro-19, document 10.
Informations caviardées contenues dans la réponse à la question 3.4.1 de la DDR no 5 de la FCEI incluse à la pièce Gaz Métro-2, document 52[17]
[22] La Régie, pour les motifs énoncés par madame St-Pierre dans son affidavit, accueille la demande de traitement confidentiel des informations caviardées contenues dans la réponse à la question 3.4.1. de la pièce Gaz Métro-2, document 52.
4. DÉRIVÉS FINANCIERS
[23] Dans sa décision D-2012-158[18], la Régie avait demandé une évaluation du programme de dérivés financiers par un expert externe ainsi qu’une proposition en fonction de ce rapport.
[24] À cette fin, dans le cadre du présent dossier, Gaz Métro a retenu les services d’un expert, monsieur Ruben Moreno de la firme Concentric Energy Advisors, qui a présenté une évaluation du programme des dérivés financiers du Distributeur. Elle a également retenu les services d’une firme externe, Extract recherche marketing (Extract), pour réaliser un sondage auprès de sa clientèle. Gaz Métro a aussi déposé une proposition relative à de nouveaux paramètres du programme. Enfin, elle a présenté une évaluation des coûts et des bénéfices de différentes alternatives par lesquelles il serait possible d’offrir une stabilité des prix à la clientèle.
[25] Gaz Métro demande à la Régie de prendre acte des suivis déposés. Elle demande aussi de lever la suspension du programme, d’approuver les recommandations de l’expert Moreno ainsi que les nouveaux paramètres du programme[19].
[26] L’expert de Gaz Métro souligne qu’une perspective de prix relativement stables dans les prochaines années n’est pas une protection, ce qui justifie la nécessité de conserver un programme de dérivés financiers. Selon lui, les mouvements de prix du gaz naturel en sont un bon exemple. Un programme de dérivés financiers vise justement à réduire l’impact sur la clientèle des changements imprévisibles de prix. Enfin, l’expert soutient qu’un tel programme représente une méthode efficace pour protéger la clientèle contre les hausses de prix.
[27] La firme Extract a réalisé un sondage téléphonique et des entrevues portant sur l’appréciation des besoins de la clientèle. Elle constate, entre autres, que la grande majorité des clients en service de fourniture se dit préoccupée par une variation de plus de 10 % de leur facture.
[28] À partir des résultats de ces entrevues, Extract constate que les clients (48/60) ont tendance à préférer la protection contre les hausses possibles de prix. Extract ajoute que, même s’il ne s’agit pas de la préoccupation principale des clients, une telle protection leur permettrait une stabilité budgétaire.
[29] À partir des résultats présentés par Extract, Gaz Métro conclut que la protection contre les fluctuations des prix du gaz naturel est un besoin réel de la clientèle, tant résidentielle que d’affaires.
[30] L’expert Moreno a aussi mené des entrevues auprès des représentants de la FCEI, d’OC, de l’UC et de l’UMQ.
[31] L’expert constate qu’aucun des représentants des clients ne souhaite la terminaison du programme, que les clients commerciaux et municipaux désirent un prix prévisible et que les clients résidentiels veulent une protection du prix. Il note également la possibilité que le client puisse choisir le niveau de protection désiré, selon sa tolérance au risque. De plus, il est préoccupé par la capacité des clients de faire un choix éclairé.
[32] Gaz Métro conclut que les représentants des clients sont favorables au maintien d’un programme de dérivés financiers, en autant qu’il réponde plus adéquatement aux besoins de la clientèle.
4.1 Programme proposé
[33] Le programme de dérivés financiers de Gaz Métro a été mis en place en octobre 2001. À chaque année, la Régie en a approuvé les paramètres. Le programme a été légèrement modifié au cours des années afin de refléter des changements au contexte de marché, puis suspendu dans la décision D-2012-158[20].
[34] Le programme proposé est basé sur trois éléments :
• l’identification des risques et la quantification des objectifs;
• l’évaluation quantitative des risques;
• la stratégie de couverture pour éviter une exposition indésirable aux risques.
[35] L’expert Moreno indique que les meilleures pratiques en matière de gestion des risques prennent en compte à la fois le risque de hausses de prix et le risque de pertes d’opportunité. Il propose que l’objectif principal du programme soit la réduction de l’exposition au risque de hausses de prix et que la limitation des pertes d’opportunité en soit l’objectif sous-jacent.
[36] Ces deux objectifs sont en partie opposés. En effet, les dérivés financiers qui seraient contractés pour atteindre l’objectif de réduction de l’exposition aux flambées de prix seraient responsables du risque de pertes d’opportunité en cas de baisse des prix. La relation entre ces deux objectifs contraint donc autant la quantité que le type de dérivés financiers contractés.
[37] La quantification des objectifs vise à identifier clairement une hausse et une perte d’opportunité indésirables, permettant ainsi une évaluation objective des risques et une prise de décision justifiée par ces évaluations. Cette quantification corrigerait un des points faibles du programme actuel, soit le caractère vague des objectifs[21].
[38] Toute hausse additionnelle de prix et toute perte additionnelle d’opportunité seraient jugées indésirables.
[39] La stratégie d’achat de dérivés financiers aurait deux volets.
[40] Le volet systématique consisterait à mettre en place un niveau de protection systématique et indépendant des conditions de marché. Les caractéristiques proposées sont :
• objectif : un niveau de couverture de 20 % des volumes prévus;
• fréquence d’évaluation : mensuelle;
• période : les 13e à 24e mois suivant le mois en cours;
• quantité : chaque mois, des dérivés financiers seraient contractés pour couvrir 1/12e de l’objectif de la période;
• dérivés financiers autorisés : contrats d’échange à prix fixe et colliers sans frais.
[41] Le volet dynamique aurait les caractéristiques suivantes :
• objectif : réduire le risque de hausse de prix sans augmenter le risque de perte d’opportunité;
• fréquence d’évaluation : à chaque comité multisectoriel, soit huit fois par année;
• période : les 12 mois suivant le mois en cours;
• quantité : selon les évaluations de risque, jusqu’à un maximum de 70 % des volumes prévus, en incluant les transactions du volet systématique et les transactions réalisées avant la décision D-2012-158;
• dérivés financiers autorisés : contrats d’échange à prix fixe et colliers sans frais.
[42] En pratique, les approvisionnements en gaz naturel de Gaz Métro ne sont pas tous effectués au même lieu géographique. Ainsi, Gaz Métro doit déterminer quel indice utiliser pour les dérivés financiers servant à couvrir ses différents achats.
[43] Étant donné que la stratégie de couverture porte sur deux indices distincts, Gaz Métro propose d’effectuer les calculs pour l’évaluation quantitative des risques et la stratégie de couverture, séparément pour chacun de ces deux indices. Les stratégies de couverture des volets systématique et dynamique seraient alors appliquées distinctement pour chaque indice, en fonction de leurs balises et de leurs évaluations de risques respectives.
[44] L’expert Moreno recommande de conserver les transactions réalisées sous les anciens paramètres du programme. Ces transactions contribueraient à l’atteinte du premier objectif du programme, soit de réduire l’impact des flambées de prix.
[45] En réponse à une demande de renseignements[22], l’expert Moreno s’est prononcé en faveur d’une couverture de change pour les couvertures de prix du gaz naturel sur l’indice NYMEX. En audience, Gaz Métro a présenté un exemple[23] de sa proposition pour le risque de change, en conformité avec les recommandations de son expert.
[46] Dans les entrevues réalisées par l’expert Moreno avec les représentants des clients, ces derniers ont mentionné avoir de la difficulté à bien comprendre comment les dérivés financiers contractés historiquement servaient à atteindre les objectifs du programme. Ainsi, Gaz Métro propose notamment d’inclure un suivi des deux volets du programme.
4.2 Offre de plus d’un prix de fourniture
[47] Gaz Métro propose que le programme soit appliqué à tous les clients en service de fourniture.
[48] La possibilité que Gaz Métro offre à ses clients plus d’un service de fourniture a fait l’objet d’une demande de renseignements dans le cadre du dossier tarifaire 2013. La possibilité d’offrir un choix de service de fourniture en fonction du niveau de tolérance au risque du client a aussi été mentionnée au cours des entrevues menées par l’expert Moreno auprès de certains intervenants.
[49] Gaz Métro soulève les enjeux suivants :
• enjeux légaux;
• capacité des clients de faire un choix;
• main-d’œuvre supplémentaire requise;
• conditions de migration;
• détermination de l’option par défaut pour les clients qui ne feraient aucun choix;
• gestion de l’insatisfaction des clients.
[50] Gaz Métro est d’avis que cette alternative ne devrait pas être retenue.
4.3 Alternatives au programme proposé
[51] Tel que demandé par la Régie dans sa décision D-2012-158[24], Gaz Métro a évalué les différentes alternatives à un programme de dérivés financiers dans le but d’offrir une certaine stabilité des prix. Il existe en effet quelques autres moyens de répondre à cet objectif général. Toutefois, selon Gaz Métro, aucun ne remplace totalement un programme de dérivés financiers.
[52] La Régie considère que les mesures énumérées ci-dessous, qui ne sont pas strictement des outils de protection contre la volatilité du prix du gaz naturel mais plutôt des outils de court terme sur une période de 12 mois, à l’exception du programme à prix fixe, peuvent atténuer les impacts de la volatilité du prix du gaz naturel :
• la formule actuelle du calcul du prix de fourniture protège partiellement les clients en service de fourniture en calculant un prix désaisonnalisé sur la base d’une moyenne des prix à terme des 12 prochains mois et en amortissant les écarts de prix réalisés mensuellement sur les 12 mois suivants;
• le mode de paiements égaux;
• le programme de prix fixe pour les clients dont la consommation annuelle se situe entre 7 500 m³ et 1 168 000 m³;
• l’utilisation de l’entreposage par Gaz Métro pour gérer le risque de prix du gaz naturel.
[53] Le mode de paiements égaux permet d’éliminer complètement la volatilité de la facture sur une période définie et limitée.
[54] Cette option est déjà offerte aux clients en service de fourniture. Gaz Métro considère qu’elle constitue simplement un outil de gestion budgétaire pour les clients qui désirent une répartition stable de leurs paiements au cours d’une année donnée.
[55] La formule actuelle de détermination du prix de fourniture protège partiellement les clients en service de fourniture en calculant un prix désaisonnalisé, sur la base de la moyenne des prix à terme des 12 prochains mois et en amortissant les écarts de prix mensuels sur les 12 mois suivants.
[56] La formule actuelle pourrait être modifiée, par exemple, en amortissant les écarts sur 24 mois plutôt que sur 12 mois, mais une telle modification serait clairement en conflit avec le principe d’équité intergénérationnelle.
[57] Gaz Métro offre, par l’intermédiaire de courtiers, un programme de prix fixe par lequel un client s’engage à un prix donné pour une durée déterminée, soit entre un et cinq ans. Le programme de prix fixe permet au client de se prémunir complètement contre les fluctuations de prix pour la période visée par l’entente. Ce programme, approuvé par la décision D-2003-180[25], est offert aux clients dont la consommation annuelle se situe entre 7 500 m³ et 1 168 000 m³.
[58] Gaz Métro est d’avis qu’il ne devrait pas être élargi aux plus petits clients. Elle doute de la disponibilité des ressources chez les plus petits clients afin qu’ils puissent prendre des décisions éclairées sur l’offre de fourniture à prix fixe.
[59] En conclusion, Gaz Métro estime qu’il n’est pas souhaitable d’étendre ce programme aux clients ayant une consommation annuelle inférieure à 7 500 m³.
[60] Comme mentionné dans le rapport de l’expert Moreno, l’entreposage est l’outil le plus utilisé pour gérer le risque de prix.
[61] Gaz Métro utilise déjà l’entreposage dans le cadre de sa stratégie globale pour approvisionner sa clientèle. En plus de la réduction du risque de prix en hiver, l’entreposage joue un rôle essentiel au niveau opérationnel en permettant, notamment, d’équilibrer la demande et la livraison à l’intérieur d’une journée.
[62] Gaz Métro soutient que l’entreposage constitue un outil très utile dans un portefeuille optimal d’approvisionnement et que son utilisation est complémentaire au programme.
[63] Gaz Métro a également évalué d’autres alternatives, soit des contrats d’approvisionnement à prix fixe ou prépayés ainsi qu’un partenariat dans une unité de production de gaz naturel. Selon elle, ces stratégies comportent des risques importants et ne sont pas des alternatives viables.
4.4 Intervenants
[64] L’UC a présenté ses recommandations en audience. Elle recommande d’autoriser le programme de dérivés financiers, en y apportant les modifications suivantes[26] :
• augmenter, dans le volet systématique, la protection de 20 à 40 % pour les achats faits durant les mois d’hiver;
• augmenter le facteur d’importance relative de 60 à 70 %, afin de mettre plus de poids sur la prévention des flambées de prix.
[65] L’UMQ est d’avis que le rapport d’analyse et la proposition qui en découle synthétisent bien les intérêts et les besoins de la clientèle municipale. L’intervenante prend donc acte de la proposition, mais ne se prononce pas sur les nouveaux paramètres[27].
4.5 Évaluation du programme suspendu
[66] En audience[28], l’expert Moreno a indiqué que le programme suspendu a généré des pertes d’opportunité de plus de 251 M$ pendant la période 2001 à 2012 et de 450 M$ pendant la période 2009 à 2012, si on le compare à l’absence de couverture. L’expert constate que les pertes d’opportunité ont nettement dépassé les bénéfices de la réduction de la volatilité.
[67] À titre illustratif, Gaz Métro estime que, pour la période de deux ans du 1er juillet 2010 au 30 juin 2012, un client résidentiel type a payé 153,14 $ de plus pour protéger 50 % des volumes consommés de gaz naturel qu’un client qui n’avait aucune protection[29]. Cela représente une hausse de plus de 44 % pour le coût du gaz naturel et de compression et de 8 % pour sa facture totale.
[68] Gaz Métro a également estimé, pour la période de deux ans du 1er juillet 2002 au 30 juin 2004, période de volatilité élevée du prix de marché du gaz naturel, qu’un client résidentiel type a payé 48,63 $ de moins pour protéger 50 % des volumes de gaz naturel consommés par rapport à un client qui n’avait aucune protection. Cela représente une économie de 7 % pour le coût du gaz naturel et de compression et de 2 % pour sa facture totale[30].
[69] À partir du sondage réalisé par Extract, la Régie note que les clients qui consomment entre 1 095 et 3 650 m3 ont une zone d’inconfort dans un intervalle de 3 à 6 % pour la facture totale[31]. Or, les coûts d’opportunité du programme ont été, pour certaines périodes mentionnées, nettement plus élevés que la zone de confort se situant jusqu’à un peu plus de 3 %.
[70] La Régie en conclut que le programme existant, pour la période de 2001 à 2012, a généré des coûts d’opportunité qui ont largement dépassé les bénéfices du programme.
4.6 Opinion de la Régie sur le programme proposé
[71] La Régie est d’avis que l’évaluation des besoins des clients, notamment les clients petit débit, est un exercice difficile, étant donné la complexité du sujet. La solution optimale serait d’offrir au client le choix d’adhérer ou non à un éventail de programmes. Selon elle, cette solution ne peut être retenue pour les raisons citées par Gaz Métro, soit la capacité des clients de faire un choix, les enjeux légaux, de main-d’œuvre, de conditions de migration, d’option par défaut et des problèmes découlant de l’insatisfaction de la clientèle.
[72] La Régie note que certains clients peuvent choisir entre l’achat direct ou à prix fixe, alors que d’autres clients sont captifs du service de fourniture offert par Gaz Métro. C’est dans ce contexte que la Régie doit statuer sur le programme proposé de dérivés financiers.
[73] La Régie note également que d’autres composantes de la facture des clients n’ont aucune protection contre le risque de hausse. Ces risques peuvent avoir un impact supérieur au risque du prix du gaz naturel. À titre illustratif, elle constate que, pour un client résidentiel type, la composante gaz naturel et de compression représente environ 19 %[32] du total de la facture.
[74] La Régie juge que le marché et le contexte gazier ont fortement évolué depuis 2008. De façon générale, elle note une tendance à la baisse du gaz naturel liée, notamment, à l’exploitation de nouvelles sources d’approvisionnement en gaz non conventionnel aux États-Unis. Elle note également que le marché n’est pas à l’abri de hausses de prix et d’une plus grande volatilité des prix, tel que vécu cet hiver. Elle considère qu’il faut évaluer à la fois l’exposition au risque de hausse de prix et de perte d’opportunité.
[75] La Régie constate que le programme proposé offre une protection limitée à l’égard de hausses de prix sur un horizon temporel de 24 mois. Le programme proposé pourrait produire des pertes d’opportunité importantes mais moindres que le programme précédent[33].
[76] Lors de sa présentation en audience[34] et lors du contre-interrogatoire[35], l’expert Moreno a affirmé que le coût d’opportunité du programme proposé sur un horizon de 3 à 5 ans ne devrait pas dépasser 10 % du prix courant du gaz naturel. Il a aussi affirmé que l’expectative du coût d’opportunité est de 0[36].
[77] La Régie est d’avis que le prix du gaz naturel est dicté par les forces du marché et, qu’éventuellement, les clients paieront ce que le marché dictera. Selon elle, il n’est pas exclu qu’un programme de couverture génère un coût supplémentaire découlant des pertes d’opportunité.
[78] La Régie considère que le programme proposé ne constitue pas la solution la plus efficace et la moins coûteuse pour la clientèle du gaz de réseau. Elle n’est pas convaincue que le rapport entre les bénéfices et les coûts potentiels du programme proposé est en faveur de la clientèle.
[79] Pour ces motifs, la Régie met fin au programme qui avait été suspendu par la décision D‑2012‑158[37] et refuse le nouveau programme de dérivés financiers proposé.
[80] Bien que pour l’instant, la Régie juge qu’il est dans l’intérêt de la clientèle de ne pas retenir le programme proposé, elle tient à préciser que selon l’évolution du contexte, elle pourrait être disposée à se pencher à nouveau sur cette question.
[81] La Régie prend acte des suivis déposés par Gaz Métro à la suite de la décision D‑2012‑158.
5. PLAN D’APPROVISIONNEMENT
5.1 Outil de maintien de la fiabilité
[82] Dans sa décision D-2013-192, la Régie indiquait :
« [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 »[38].
[83] À la suite du dépôt, par Gaz Métro, du suivi de cette décision, la Régie rendait sa décision D-2014-036 dans laquelle elle indiquait :
« [4] Le 26 février 2014, Gaz Métro présente le suivi demandé au paragraphe 49 de la décision D-2013-192 [note de bas de page omise], soit « une évaluation du coût de maintien de la fiabilité qui reflète la structure et les coûts de son plan d’approvisionnement 2014 ».
[…]
[12] […] Dans un premier temps, elle [la Régie] constate que le suivi présenté à la page 12 de la pièce B-0380 n’est pas conforme à ses demandes formulées dans la décision D‑2013-192.
[…]
[16] Pour ces motifs,
La Régie de l’énergie :
ORDONNE au Distributeur de fournir le suivi demandé au paragraphe 49 de la décision D-2013-192 au plus tard le 17 mars 2014 à 12 h »[39].
[84] En suivi de la décision D-2014-036, Gaz Métro dépose le document « Suivi sur l’évaluation du coût de maintien de la fiabilité de l’usine LSR pour la cause tarifaire 2014 » dans lequel elle conclut :
« En fonction de la structure et des coûts d’approvisionnement de la Cause tarifaire 2014, avec la méthode de calcul d’outil de maintien de la fiabilité approuvée, il n’y a pas d’outil à contracter pour compenser l’utilisation de l’usine LSR. Par conséquent, l’évaluation du coût de maintien de la fiabilité est de 0 $ »[40].
[85] La Régie constate que cette conclusion suppose une remise en question de la capacité de 74 103 m3/jour retenue dans la décision D-2013-192 comme étant l’outil de maintien de la fiabilité pour 2013-2014. Le Distributeur explique :
« Gaz Métro indiquait que sur la base des outils d’approvisionnement que Gaz Métro aurait eus si la Régie lui avait ordonné de revendre les capacités excédentaires aux approvisionnements pour répondre à une demande de pointe et aux besoins d’hiver extrême établis selon la méthode actuelle, un outil de maintien de la fiabilité de 74 103m3/jour aurait dû être contracté pour permettre au client GNL de bénéficier de 4 382 10³m³ d’entreposage à l’usine LSR. Toutefois, Gaz Métro considère que cette quantité ne peut être utilisée pour déterminer le montant associé à un outil de maintien de la fiabilité »[41].
[86] Selon la FCEI, la seule raison pour laquelle la Régie n’a pas approuvé le coût de maintien de la fiabilité dès la décision D-2013-192 est que Gaz Métro l’avait calculé sur la base de coûts de transport ne correspondant pas à l’approvisionnement contracté pour l’activité réglementée.
[87] L’intervenante conclut que l’application de la décision D‑2013‑192 requiert que Gaz Métro recalcule le coût d’acquisition de l’outil de maintien de la fiabilité, établi à 74 103 m3/jour pour 121 jours, sur la base de la structure et des coûts du plan d’approvisionnement 2014.
[88] La FCEI précise que la décision D-2013-192, qui porte sur l’hiver 2013‑2014, tient compte des deux particularités qui étaient connues à ce moment, soit un calendrier réglementaire décalé et l’acquisition d’outils d’approvisionnement en excès de ceux découlant de l’application de la méthode approuvée.
[89] La FCEI soulève toutefois des questions qui, selon elle, pourraient justifier que la Régie revoie les principes retenus dans la décision D-2013-192 :
« Gaz Métro aurait-elle pu rencontrer ses obligations envers les clients si elle avait disposé uniquement des outils découlant de la méthode actuelle d’établissement des besoins de capacité (incluant l’outil de maintien)?
o Si la réponse est non, serait-il alors justifié pour la Régie de reconsidérer la décision D-2013-192?
Le besoin de capacité de l’hiver 2013-2014 a posteriori est-il défini par la journée de pointe ou non?
o Si la réponse est non, il paraîtrait alors justifié pour la Régie de reconsidérer la décision D-2013-192 »[42].
[90] La Régie constate que ces questions impliquent un examen a posteriori des besoins en approvisionnement pour l’hiver 2013-2014. Or, l’évaluation des besoins a posteriori contrevient au principe d’évaluation a priori établi par la Régie pour déterminer l’outil de maintien de la fiabilité[43].
[91] La Régie est d’avis qu’il n’y a pas lieu de remettre en question la capacité requise pour maintenir la fiabilité définie dans la décision D-2013-192. Cette capacité a été établie à 74 103 m3/jour.
[92] En audience, Gaz Métro indique être incapable de donner une estimation de ce qu’aurait été le coût de l’outil de maintien de la fiabilité 2013‑2014 de 74 103 m3/jour s’il avait été évalué en mode prévisionnel. Elle explique qu’historiquement, c’est un outil Short Haul (SH) pour la période des quatre mois d’hiver qui était contracté comme outil de maintien de la fiabilité. Elle précise qu’au niveau du plan d’approvisionnement 2014, pour répondre à la demande de la clientèle, c’est du transport Long Haul (LH) qui a été contracté.
[93] En l’absence d’une meilleure information, la Régie évalue le coût de l’outil de maintien de la fiabilité, sur la base du tarif LH de TransCanada PipeLines Limited (TCPL)[44], à 581 865 $[45].
[94] La Régie ordonne à Gaz Métro de déduire de ses coûts de transport pour 2014 un montant de 581 865 $ pour l’outil de maintien de la fiabilité.
5.2 Entreposage
[95] La Régie, dans sa décision D-2013-035, demandait :
« [41] […] à Gaz Métro de déposer, dans les 180 jours suivant la présente décision et dans le cadre du prochain dossier tarifaire, un rapport réalisé avec le concours de consultants externes spécialisés, permettant :
- d’identifier les diverses stratégies pour optimiser les retraits;
- d’évaluer le gain potentiel espéré associé à chacune de ces stratégies ainsi que les risques (variabilité des résultats) en regard du coût de chaque stratégie. Ces analyses doivent prendre en compte la variabilité historique quotidienne (sur une dizaine d’années ou plus, si possible) des conditions climatiques (et des besoins) et des prix;
- d’identifier les diverses stratégies pour optimiser les injections;
- d’évaluer le gain potentiel espéré associé à chacune de ces stratégies ainsi que les risques (variabilité des résultats) en regard du coût de chaque stratégie. Ces analyses doivent prendre en compte la variabilité historique quotidienne (sur une dizaine d’années ou plus, si possible) des prix »[46].
[96] Gaz Métro dépose un rapport d’expert sur l’entreposage[47] qui couvre diverses stratégies de retraits et d’injections et une quantification des gains ou des coûts en fonction de données historiques de température et de prix.
[97] Le consultant a mis de l’avant trois stratégies de retrait, soit le déplacement des retraits d’octobre sur les mois d’hiver (décembre ou février), la concentration des retraits sur les mois de décembre à février et un profil de retraits en fonction des ratios mensuels des degrés-jours.
[98] Il a aussi mis de l’avant trois stratégies d’injection, soit des injections uniformes sur la saison, des injections concentrées en début de saison et des injections concentrées en fin de saison.
[99] Selon sa stratégie actuelle, pour l’année 2014, Gaz Métro prévoit des retraits en octobre et novembre à hauteur de 39,1 % de sa capacité en espace. Au cours de ces deux mois, elle effectue 7 % de ses achats annuels à Dawn.
[100] En ce qui a trait aux volumes injectés, 11,4 % sont effectués en mai, 17,9 % en juin, 23,5 % en juillet et 17,8 % en août[48].
[101] Pour l’avenir, Gaz Métro appuie les recommandations du consultant externe, à savoir :
• concentrer les retraits sur les mois de décembre à février (stratégie 2 mentionnée au paragraphe 97 ci-dessus);
• concentrer les injections en fin de saison (stratégie 3 mentionnée au paragraphe 98 ci-dessus).
[102] Cette stratégie serait appliquée en considérant les différents paramètres contractuels du site d’entreposage d’Union Gas ainsi que les contraintes opérationnelles pour assurer la desserte de la demande de façon sécuritaire. Cette stratégie devrait être revue lorsque la structure d’approvisionnement de Gaz Métro sera déplacée à Dawn, afin de considérer le changement du contexte gazier.
[103] Quant aux stratégies de retrait, l’approche de concentrer les retraits sur les mois de décembre à février est la plus intéressante. Bien que les résultats soient très variables d’une année à l’autre, cette stratégie aurait généré des économies annuelles moyennes de 1,2 M$ au cours de la période 2003-2008. Au cours de la période 2009‑2013, le gain aurait été nul.
[104] Quant aux injections, la stratégie de concentrer les injections en fin de saison aurait généré des économies annuelles moyennes de 3,4 M$ au cours de la période 2003‑2008. Au cours de la période 2009-2013, le gain aurait été de 1,1 M$.
[105] Le Distributeur fait état de contraintes opérationnelles entraînant des retraits auprès d’Union Gas en octobre et en novembre :
« Considérant les contraintes contractuelles du site d’entreposage où les injections sont interruptibles en octobre et novembre, un retrait minimum serait requis en sus des achats à Dawn afin de pouvoir faire face à une baisse de la demande en cours de journée et ainsi moduler les outils en conséquence »[49].
[106] En réponse à une demande de la Régie, Gaz Métro précise que, selon Union Gas, il y aurait eu, au cours des 10 dernières années, 100 refus d’injection sur une possibilité de 600, soit une interruption par 6 demandes en octobre et en novembre[50].
[107] Par ailleurs, Gaz Métro fait état de contraintes lors des fins de semaine :
« De plus, les achats de fin de semaine entraîneraient également certaines contraintes quant au niveau à contracter sur les trois jours (samedi, dimanche et lundi). [….] Ainsi, des achats variables seraient requis sur ces trois jours, entraînant potentiellement une augmentation du prix d’achat. Pour éviter cette surcharge, une même quantité minimale serait contractée pour les trois jours et des retraits seraient alors effectués pour combler la demande des deux autres journées »[51].
[108] Le Distributeur précise, en réponse aux questions de la Régie, le montant de la surcharge attribuable à l’utilisation d’un service de nomination variable pour les fins de semaine pour les cinq dernières années[52]. Le coût moyen, tel que calculé par la Régie, est d’environ 65 000 $ ou 0,003 $/m3.
[109] L’utilisation de ce service aurait permis de réduire les retraits en octobre et novembre de 21 600 103 m3 en moyenne au cours des cinq dernières années, selon les données présentées par le Distributeur.
[110] Le Distributeur indique, en réponse à une question, que les injections et les retraits font l’objet, pour les fins de la comptabilisation des inventaires, d’une répartition mensuelle entre le gaz de réseau, l’achat direct avec transfert et l’achat direct sans transfert.
[111] L’ACIG est d’accord avec les modifications de stratégie.
[112] La Régie considère que les stratégies de retrait et d’injection privilégiées par le consultant externe et le Distributeur sont de nature à faire diminuer les coûts de la clientèle.
[113] La Régie ordonne que ces stratégies de retrait et d’injection soient mises en œuvre dès que possible et que le Distributeur présente, dans le cadre de son rapport annuel :
• la gestion du plan d’injection, en expliquant comment Gaz Métro s’est adaptée aux événements, dans l’intérêt économique de la clientèle;
• le plan de retrait mis à jour en cours d’année pour s’adapter aux événements, dans l’intérêt économique de la clientèle, et la gestion qui en a été faite.
[114] Par ailleurs, la Régie constate que le service de nominations variables les fins de semaine permettrait de diminuer les retraits en octobre et novembre d’environ 21 600 103 m3 en moyenne. Le Distributeur pourrait soit diminuer la quantité d’espace contracté auprès d’Union Gas ou utiliser ces retraits en décembre, janvier ou février.
[115] En considérant que le coût moyen de l’espace contracté auprès d’Union Gas est de l’ordre de 2,8 cents/m3 [53], la valeur des retraits économisés équivaut à environ neuf fois la surcharge inhérente aux nominations variables.
[116] Pour ces motifs, la Régie ordonne au Distributeur d’utiliser les nominations variables en octobre et novembre de préférence à des retraits systématiques.
[117] En ce qui a trait à l’utilisation d’un retrait minimum systématique en octobre et novembre pour pallier à la possibilité qu’Union Gas interrompe les injections qui permettraient au Distributeur de faire face à une baisse de la demande par rapport à celle prévue, la Régie considère que le Distributeur doit analyser les solutions alternatives.
[118] Par conséquent, la Régie ordonne à Gaz Métro de réévaluer sa stratégie de retrait minimum systématique en octobre et novembre en incorporant l’information que les interruptions d’injection auprès d’Union Gas ont une probabilité de 1/6 et l’utilisation du line-pack[54]. Le Distributeur devra faire des simulations annuelles pour la période 2008-2012 pour établir l’intérêt économique de modifier la stratégie de retrait minimum pour compter sur les injections interruptibles, le line-pack et ultimement, dans les cas résiduels, payer les frais d’équilibrage auprès de TCPL. Les retraits ainsi économisés devront être valorisés au coût moyen de l’espace contracté auprès d’Union Gas.
[119] La Régie prend acte des réponses données par le Distributeur quant aux modalités de comptabilisation du coût du gaz injecté. En vue de mieux comprendre, entre autres, les relations entre la comptabilisation des coûts du gaz injecté et ceux des retraits imputés au gaz de réseau, la Régie demande au Distributeur d’organiser une séance de travail sur ce sujet à l’intention des intervenants représentant les groupes de consommateurs intéressés et du personnel de la Régie, dans le cadre du dossier tarifaire 2015.
6. Développement des ventes
6.1 Programme de flexibilité tarifaire
[120] Gaz Métro demande à la Régie de reconduire, jusqu’au 30 septembre 2015, le programme de flexibilité tarifaire pour le mazout et la biénergie pour les clients des tarifs D1 et D3, déjà reconduit jusqu’au 30 septembre 2014 par la décision D-2013-106[55].
[121] Ce programme vise à prévenir des pertes de volumes et de revenus de transport et de distribution. Gaz Métro a démontré que le programme et sa gestion sont à l’avantage des clients en prévenant, notamment, des hausses tarifaires pour ces derniers.
[122] La Régie reconduit, jusqu’au 30 septembre 2015, le programme de flexibilité tarifaire mazout et biénergie pour les clients des tarifs D1 et D3.
6.2 Plan de développement
[123] Gaz Métro présente la rentabilité du plan de développement 2013‑2014 et demande à la Régie d’en prendre acte.
[124] En suivi de la décision D-2013-106[56], le Distributeur présente, de façon distincte, la rentabilité du marché résidentiel unifamilial en utilisant un coût d’opération marginal de 157 $, tel que demandé dans cette décision. Il constate qu’en utilisant un tel coût marginal, la rentabilité de ce secteur de marché passe de 7,94 % à 5,48 %, ce qui est inférieur au coût en capital prospectif (CCP) de 5,63 %[57] autorisé par la décision D‑2013‑106.
[125] Le Distributeur indique avoir procédé à une analyse de sensibilité sur la rentabilité des projets en unifamilial de 2013 qui montre qu’un coût marginal d’opération de long terme de 151,25 $[58] aurait permis d’obtenir une rentabilité égale au CCP pour le sous‑marché résidentiel unifamilial. Il précise que le faible écart entre le montant de 157 $ et le montant nécessaire pour atteindre la rentabilité recherchée (151,25 $) milite en faveur d’une autorisation du plan de développement 2013-2014 par la Régie, en attendant que les résultats d’une étude à venir soient présentés dans le prochain dossier tarifaire, pour déterminer plus précisément les coûts marginaux d’opération.
[126] La Régie prend acte de la rentabilité du plan de développement 2013‑2014 de Gaz Métro. Elle lui demande de maintenir l’utilisation d’un coût marginal de long terme de 157 $ dans ses analyses de rentabilité dans l’attente des résultats de l’étude à venir.
6.3 Suivi sur les clients perdus
[127] Dans sa décision D-2013-106[59], la Régie demandait à Gaz Métro de présenter, dans le dossier tarifaire 2014, les caractéristiques des clients perdus en 2012‑2013 et de procéder à l’analyse des données historiques disponibles pour dresser un portrait des clients perdus avant 2012.
[128] Le Distributeur présente les caractéristiques des clients perdus entre le 1er octobre 2012 et le 31 août 2013. Il mentionne ne pas avoir été en mesure de retracer les informations pour les années financières antérieures à 2013 et précise qu’il est peu probable qu’il réussisse à présenter un historique, dans les prochains dossiers tarifaires, étant donné le manque de données.
[129] En audience, Gaz Métro indique que la méthodologie pour analyser les pertes de clients est actuellement en développement. Elle précise que ce développement implique, en plus de travaux informatiques, une réflexion sur la méthode de traitement de l’information disponible pour établir la définition d’une perte de clients. Elle n’est pas en mesure de fournir un échéancier de mise en place d’une méthodologie pour analyser les pertes de clients.
[130] La Régie prend acte des caractéristiques des clients perdus entre le 1er octobre 2012 et le 31 août 2013.
[131] Compte tenu de l’absence de données historiques valables, la Régie constate qu’il n’y a pas lieu de poursuivre les efforts pour retracer les informations sur les clients perdus pour les années antérieures à 2013. Elle est toutefois d’avis qu’il est important de mettre en place un suivi systématique permettant de connaître le nombre et les caractéristiques des clients perdus à chaque année.
[132] La Régie demande à Gaz Métro de déposer, dans le prochain dossier tarifaire, un suivi et un échéancier pour mettre en place une méthodologie permettant l’analyse des pertes de clients en 2014 et pour les années subséquentes.
6.4 Révision du programme de rabais à la consommation et du programme de rétention par voie de rabais à la consommation et analyse des surcoûts des équipements au gaz naturel
[133] Gaz Métro dépose une analyse détaillée des surcoûts des équipements au gaz naturel et des grilles de subventions du programme de rabais à la consommation (PRC) et du programme de rétention par voie de rabais à la consommation (PRRC) en suivi des décisions D-2011-182[60] et D-2013-106[61].
[134] La Régie prend acte de l’analyse des surcoûts des équipements au gaz naturel et des grilles de subventions.
[135] Gaz Métro dépose également des modifications aux textes des programmes PRC et PRRC pour approbation par la Régie.
[136] Le Distributeur propose certaines modifications à la mécanique d’attribution des aides financières pour les demandes provenant de clients sur réseau et de clients consommant moins de 75 000 m3/an. Ces demandes sont traitées selon une approche dite de masse selon laquelle les montants accordés au client sont établis à l’aide de grilles d’aides financières standardisées.
[137] Le Distributeur propose une révision des grilles d’aides financières sur la base d’une combinaison de facteurs économiques et perceptuels. De plus, il propose d’augmenter le nombre de segments de marché, afin de mieux refléter la réalité de plusieurs types de clients, et définit 13 cas-types représentant les clients qui, historiquement, ont participé en grand nombre au PRC et auxquels les différentes grilles standardisées vont s’appliquer.
[138] Gaz Métro indique que les composantes permettant de calculer l’aide financière et contenues dans les grilles actuelles ne tiennent pas compte de tous les éléments décisionnels pris en compte par le client lors de son choix énergétique. Elle mentionne qu’un client devant faire le choix d’une forme d’énergie considérera plusieurs facteurs dans son processus décisionnel, incluant ses perceptions quant à la complexité associée au gaz naturel et ses connaissances générales du produit. Elle est d’avis qu’il serait avantageux de reconnaître, dans l’approche de masse, ces facteurs supplémentaires qui permettent de mieux refléter la réalité des clients.
[139] Ainsi, Gaz Métro établit les grilles d’aides financières à partir du modèle suivant :
Aide financière PRC = PRC maximum X (coefficient d’influence économique + coefficient d’influence perceptuel)[62].
[140] Le Distributeur détermine les valeurs des paramètres PRC maximum, coefficient d’influence économique et coefficient d’influence perceptuel selon le segment de marché visé pour chacun des 13 cas-types pour différents volumes de consommation.
[141] Le Distributeur propose également que tous les clients consommant moins de 75 000 m3/an, dont les demandes sont traitées selon une approche de masse, ne soient plus assujettis à une obligation minimum annuelle (OMA) pour pouvoir bénéficier d’une subvention PRC. Actuellement, seuls les clients résidentiels, les clients en nouvelle construction et les promoteurs-constructeurs sont exemptés de payer une OMA.
[142] Gaz Métro indique qu’il est difficile de réclamer l’OMA – programme commercial à ces clients, étant donné que l’estimation de leurs volumes de consommation n’a pas le même niveau de précision que l’approche au cas par cas. En effet, dans l’approche de masse, le volume de consommation d’un client est établi à partir d’une grille standard qui reflète la moyenne de consommation annuelle de l’ensemble de la clientèle pour un volume d’air à chauffer.
[143] SÉ/AQLPA recommande de demander à Gaz Métro de tenir compte, dans les subventions des programmes PRC et PRRC, de la rentabilité du point de vue du client et de ne pas subventionner un client dont le passage au gaz naturel permet une récupération de son investissement en moins d’une année. L’intervenant craint que le fait d’octroyer une subvention à des clients pour lesquels la solution gaz naturel est très rentable encourage une forme d’opportunisme et diminue les subventions disponibles à d’autres clients actuels et futurs.
[144] En audience, Gaz Métro explique :
« […] c’est Gaz Métro qui est allé chercher l’information pour voir, effectivement, pour certains appareils, il n’y a pas de surcoût. Par contre, les clients n’ont pas cette information-là. Ils ont des perceptions très fortes puis même, je vous donne l’exemple de la position concurrentielle, nos sondages nous démontrent que nos clients actuellement, trente-huit pour cent (38 %) de nos clients ne savent pas que nous avons un prix qui est avantageux et cinquante et un pour cent (51 %) des potentiels croient que le gaz est égal ou plus cher que son concurrent. Donc on fait face à des perceptions qui sont très fortes, on ne pouvait pas passer à côté de ça dans notre modèle.
Donc, malgré que pour certains appareils spécifiques il y a des surcoûts qui sont négatifs, le client n’a pas cette information-là. Donc, c’est pour cette raison-là que malgré que certains équipements ont des surcoûts négatifs, les perceptions sont tellement fortes que dans notre modèle, on leur donne un petit montant d’argent »[63].
[145] En réponse à des questions de la Régie, le Distributeur indique que l’évaluation du programme PRC, déposée dans le cadre du dossier tarifaire 2012[64], a montré que le taux d’opportunisme du programme se situe à environ 19 %. Il précise qu’il n’y a pas lieu de croire que ce taux serait plus élevé aujourd’hui.
[146] La Régie constate que le modèle proposé par Gaz Métro amène implicitement à accorder une subvention PRC à tous les projets, peu importe leur rentabilité pour le client. Même les cas-types présentant des surcoûts négatifs, c’est-à-dire pour lesquels l’investissement du client est moins élevé lorsqu’il choisit le gaz naturel par rapport à une forme d’énergie concurrente, reçoivent systématiquement une aide financière.
[147] La Régie note, par ailleurs, que le texte du programme PRC[65] prévoit, à l’article 2.3.1, que l’aide financière versée en vertu du PRC est établie de manière à offrir au bénéficiaire de rentabiliser, de façon juste et raisonnable, l’implantation de nouveaux équipements utilisant le gaz naturel.
[148] La Régie considère que le modèle proposé par Gaz Métro ne permet pas de rencontrer cette exigence du PRC.
[149] La Régie estime que le taux d’opportunisme de 19 %, mesuré dans l’évaluation du PRC, réfère à l’ensemble des participants au programme. Elle considère qu’en ne retenant que les projets associés à des cas-types pour lesquels le surcoût est négatif, ce taux serait vraisemblablement plus élevé.
[150] La Régie considère qu’il y a lieu de placer les efforts et les budgets dans les secteurs où il est possible d’aller chercher un maximum de projets qui ne se seraient pas réalisés sans aide financière. Subventionner des projets très rentables, qui comprennent vraisemblablement une grande proportion d’opportunistes, n’apparaît pas comme une solution optimale.
[151] La Régie approuve les modifications aux textes des programmes PRC et PRRC et accepte le retrait de l’exigence de paiement d’une OMA pour les nouveaux clients consommant moins de 75 000 m3/an, dont les demandes sont traitées selon l’approche de masse.
[152] La Régie refuse toutefois la proposition de Gaz Métro d’établir les grilles de subventions PRC sur la base d’un modèle incluant des facteurs perceptuels. Elle demande au Distributeur de présenter, dans le prochain dossier tarifaire, des grilles d’aides financières révisées sur la base d’un critère de rentabilité pour les clients et lui demande de maintenir, d’ici là, les grilles de subventions actuelles.
7. REVENU REQUIS
[153] Pendant la période 2000 à 2012, les dossiers tarifaires de Gaz Métro ont été traités sur la base d’un mécanisme incitatif. Le revenu requis projeté soumis à la Régie à chaque année découlait d’une entente négociée par le groupe de travail dont faisaient partie Gaz Métro et les intervenants signataires de cette entente.
[154] L’année tarifaire 2013 a marqué un retour à la détermination des tarifs sur la base d’un coût de service, conformément à la décision D-2012-076[66]. L’année tarifaire 2014 est la deuxième année où les tarifs sont déterminés sur la base d’un coût de service.
[155] Le revenu requis demandé par Gaz Métro pour 2014 s’élève à 1 006 533 000 $. En audience, Gaz Métro présente une réduction de sa demande liée aux charges d’exploitation de 7,8 M$[67]. En conséquence, le revenu requis demandé pour 2014 est révisé à 998 733 000 $.
Tableau 1
Évolution du revenu requis – période 2012-2014
Tableau établi à partir des pièces B-0123 et B-0404 du dossier R-3837-2013; de la pièce B-0039 du dossier R-3871-2013 et de la décision D‑2013-106 (dossier R-3809-2012 Phase 2), p. 17. Il peut y avoir des écarts en raison de la présence d’arrondis.
[156] Comparativement au revenu requis autorisé 2013, le revenu requis révisé pour 2014 présente une hausse de 16,0 M$ ou de 1,6 %. Au cours de la période 2012‑2014, le revenu requis avant trop-perçu (manque à gagner) présente une hausse annuelle moyenne de 29,6 M$.
[157] Le revenu requis de Gaz Métro est réparti entre les services de distribution, d’ajustement d’inventaire de fourniture, de compression, de transport et d’équilibrage. Le tableau suivant présente l’évolution du revenu requis par service pour la période 2012‑2014.
Tableau 2
Évolution du revenu requis par service - période 2012-2014
Tableau établi à partir des pièces B-0123 et B-0404 du dossier R-3837-2013; de la pièce B-0039 du dossier R-3871-2013 et de la décision D‑2013-106 (dossier R-3809-2012 Phase 2), p. 18. L’utilisation d’arrondis peut occasionner des écarts au niveau des montants totaux.
[158] La Régie demande au Distributeur de mettre à jour et de déposer, pour approbation, les données relatives au revenu requis 2014, en tenant compte des dispositions de la présente décision, au plus tard le 22 mai 2014.
7.1 Revenu requis du service de distribution
[159] Pour l’année témoin 2014, le revenu requis révisé du service de distribution s’élève à 594,1 M$, soit une croissance de 51,8 M$ comparativement au revenu requis autorisé 2013 de 542,3 M$. Pour la période 2012‑2014, le revenu requis présente une hausse de 90 M$.
[160] L’ajustement tarifaire révisé s’élève à 68,1 M$ en 2014, soit une augmentation de 12,9 %, compte tenu de la baisse des revenus générés, malgré la hausse des volumes de consommation.
Tableau 3
Évolution du revenu requis 2014 pour le service de distribution
Tableau établi à partir des pièces B-0089, B-0123, B-0178 et B-0404 du dossier R-3837-2013; de la pièce B-0039 du dossier R‑3871‑2013 et de la pièce B-0280 du dossier R-3809-2012.
[161] Selon Gaz Métro, 91,2 % de la hausse de 68,1 M$ représente des éléments qui ne sont pas remis en question et qui font consensus ou presque. Elle précise que certains éléments des charges d’exploitation font moins consensus, soit la campagne de positionnement et les nouveaux postes à la direction des technologies de l’information (TI) de même qu’au secteur de l’exploitation.
[162] L’UMQ est d’avis que le dépôt tardif du dossier tarifaire 2013 a contribué au retard et à l’importance du compte d’écart – décision tardive. Selon l’intervenante, un retard abusif entraîne un impact sur la budgétisation des factures de gaz naturel faite par les clients.
[163] L’UMQ recommande à la Régie de statuer sur ce que serait un dépôt tardif d’une demande tarifaire, ce qui pourrait, dans les faits, se traduire par la détermination d’une date limite de dépôt dans le cadre d’un Guide de dépôt adapté au contexte d’une analyse en coût de service[68].
[164] Afin d’appliquer une forme de lissage tarifaire, l’UMQ recommande à la Régie d’ordonner au Distributeur de récupérer la valeur du compte d’écart - décision tardive sur deux exercices financiers[69].
[165] Gaz Métro rappelle que l’amortissement du solde du compte d’écart - décision tardive est contrebalancé par l’amortissement des sommes comptabilisées dans le compte d’écart - décision tardive du transport. Elle est d’avis que le principe de lissage mis de l’avant par l’UMQ est ainsi respecté[70].
[166] En ce qui a trait à la recommandation de l’UMQ reliée à la date limite de dépôt d’un dossier tarifaire, la Régie est d’avis que la directive générale incluse dans le Guide de dépôt en vigueur pour Gaz Métro[71], soit la version du 25 octobre 2010, peut s’appliquer également dans le contexte actuel de réglementation basée sur le coût de service. Dans un tel contexte, l’ensemble des questions à l’étude est un sujet d’audience.
[167] La Régie ne retient pas la recommandation de l’UMQ d’amortir le compte d’écart - décision tardive sur deux ans, considérant que l’effet sur les tarifs en 2014 est contrebalancé par l’amortissement des sommes comptabilisées dans le compte d’écart ‑ décision tardive du transport.
8. FRAIS DE TRANSPORT, D’ÉQUILIBRAGE ET DE DISTRIBUTION
[168] Les frais de transport, d’équilibrage et de distribution s’élèvent à 400,6 M$ pour 2014, après prise en compte des coûts reliés à la vente de gaz naturel liquéfié (GNL)[72].
8.1 Coûts liés à la vente de gaz naturel liquéfié
[169] Gaz Métro établit la prévision des ventes de GNL pour les activités non réglementées (ANR) à 14 623 103 m3 pour l’année 2013-2014[73]. À partir de ce volume, elle calcule les coûts liés à la production de GNL pour l’ANR qui doivent être soustraits de son revenu requis.
[170] Gaz Métro indique que les coûts des services de fourniture et de compression sont directement pris en charge par l’ANR associée au GNL et ne sont pas considérés dans l’évaluation du revenu requis. Elle précise que le coût des services de transport, d’équilibrage et du Fonds vert est établi en fonction des tarifs du présent dossier et que le coût de la distribution est établi en fonction du coût moyen évalué à l’étude d’allocation du coût de service pour un client interruptible au volet A. Pour 2014, le coût de l’ensemble de ces services s’élève à 1 072 000 $[74].
[171] Le Distributeur établit à 1 328 000 $[75] le coût d’utilisation de l’usine de liquéfaction, stockage et regazéification (LSR), selon les méthodes d’allocation définies dans les décisions passées de la Régie[76].
[172] Dans sa décision D-2014-032[77], la Régie a approuvé des ajustements à la méthode de répartition des coûts de l’usine LSR entre l’ANR et la distribution au Québec (daQ).
[173] La Régie demande à Gaz Métro de mettre à jour son évaluation des coûts d’utilisation de l’usine LSR, en intégrant les modifications aux méthodes d’allocation approuvées dans la décision D-2014-032.
[174] La Régie demande également à Gaz Métro de mettre à jour les coûts projetés de transport, d’équilibrage et de distribution associés à la vente de GNL, qui doivent être soustraits de son revenu requis, en fonction de la présente décision.
9. DÉPENSES NÉCESSAIRES À LA PRESTATION DU SERVICE DE DISTRIBUTION
[175] Au cours de la période 2012-2014, les dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution passent de 372,2 M$ en 2012 à 433,2 M$ en 2014, soit une hausse moyenne annuelle de 30,5 M$ ou 8 %. Comparativement au montant autorisé de 415,4 M$ pour 2013, la hausse en 2014 est de 17,8 M$ ou 4 %.
[176] Le tableau suivant présente l’évolution de ces dépenses pour la période 2012‑2014.
Tableau 4
Évolution des dépenses nécessaires à la prestation du service de distribution pour la période 2012 à 2014
Tableau établi à partir des pièces B-0123 et B-0404 du dossier R-3837-2013; de la pièce B-0039 du dossier R-3871-2013 et de la décision D‑2013-106 (dossier R-3809-2012 Phase 2), p. 29. Il peut y avoir des écarts en raison de la présence d’arrondis.
9.1 Charges d’exploitation
[177] Les charges d’exploitation 2014, demandées initialement par Gaz Métro, s’élèvent à 196,5 M$. En audience, Gaz Métro présente une baisse de 7,8 M$ reliée au coût de retraite et aux honoraires professionnels. Elle révise, en conséquence, sa demande liée aux charges d’exploitation à 188,7 M$.
[178] Au cours de la période 2012-2014, les charges d’exploitation du service de distribution passent de 161,2 M$ en 2012 à 188,7 M$ en 2014, soit une hausse annuelle moyenne de 13,8 M$ ou 11 %. Cette augmentation porte principalement sur les salaires et avantages sociaux. Comparativement au montant autorisé de 182,7 M$ pour 2013, la hausse est de 6,0 M$ ou 3 %.
[179] En excluant l’effet du coût de retraite, qui est considéré comme un exogène tant par Gaz Métro que par les intervenants[78], la hausse annuelle moyenne des charges d’exploitation s’élève à 10,3 M$ ou 7 % pour la période 2012-2014. Comparativement au montant autorisé de 153,5 M$ pour 2013, la hausse demandée en 2014 s’élève à 12,8 M$, soit 8 %. Cette hausse est principalement attribuable à la croissance des coûts de la masse salariale et des services professionnels et externes.
Tableau 5
Évolution des charges d’exploitation du service de distribution
pour la période 2012 à 2014
Tableau établi à partir des pièces A-0090, B-0404 et B-0342 du dossier R-3837-2013 et de la décision D‑2013-106 (dossier R-3809-2012 Phase 2), p. 30.
Note 1 : La Régie pose l’hypothèse que le coût de retraite net de l’année historique 2013 correspond au coût de retraite net de l’année autorisée 2013.
[180] Pour 2013, malgré les efforts déployés, Gaz Métro indique n’avoir été en mesure de réaliser que 50 % de la réduction appliquée par la Régie aux fins des tarifs 2013, compte tenu du court délai de deux mois.
[181] Pour 2014, Gaz Métro indique avoir fait un exercice détaillé d’identification des besoins de chaque secteur. La direction s’est assurée que les besoins qui lui ont été présentés correspondaient à l’esprit de la décision D‑2013‑106 rendue dans le dossier tarifaire 2013.
[182] L’ACIG préfère s’abstenir de mener une étude détaillée des charges d’exploitation afin de laisser au Distributeur une certaine marge de manœuvre dans la gestion de ses affaires, quitte à imposer une réduction générale si nécessaire, qu’elle estime à 6,6 M$ pour 2014.
[183] Selon la FCEI, le contexte réglementaire actuel incite Gaz Métro à prévoir et encourir des dépenses élevées, tout en présentant un léger excédent (ou déficit) de rendement. Selon l’intervenante, un maximum de mesures d’efficience sera ainsi disponible lorsque le prochain mécanisme incitatif entrera en vigueur.
[184] La FCEI garde à l’esprit ce contexte réglementaire aux fins de son analyse des charges d’exploitation. L’intervenante utilise comme point de départ les charges réelles 2013, excluant le coût de retraite, et recommande un budget totalisant 183,8 M$. Il s’agit d’une réduction de 4,9 M$ comparativement au montant projeté de 188,7 M$ pour l’année témoin révisée[79].
[185] L’UMQ effectue un examen des charges d’exploitation, excluant les avantages sociaux, sous l’angle des questions qui la préoccupe, soit :
• le Distributeur a-t-il fait preuve de retenue dans les demandes de hausse des charges d’exploitation?
• le Distributeur a-t-il amélioré la couverture de ses activités par des balisages et comparaisons avec d’autres entreprises comparables?
[186] L’intervenante considère que Gaz Métro n’a pas fait tous les efforts nécessaires pour restreindre la croissance des charges d’exploitation sous son contrôle, estimée à 12,0 M$ par l’UMQ[80]. La preuve au dossier ne démontre pas que la hausse des charges d’exploitation ne peut être absorbée, en tout ou en partie, par des budgets limités aux coûts réels encourus.
[187] Selon l’UMQ, l’information additionnelle déposée consiste en détails qui ne correspondent pas aux informations de nature stratégique recherchée dans un processus réglementaire. L’intervenante soutient que les balisages recherchés devraient permettre de mesurer, qualifier, quantifier et comparer la performance et le coût des processus d’importance de l’organisation. Elle fait état de deux exercices de balisage qui pourraient apporter des informations du niveau qu’elle recherche. Il s’agit d’un balisage portant sur les pratiques des activités de la direction « Service à la clientèle », lequel a été reporté, et celui sur le positionnement de la fonction TI, dont le rapport demeure confidentiel.
[188] L’intervenante établit que les charges d’exploitation réelles 2013, excluant les avantages sociaux et le budget non prévu associé à la campagne de positionnement, représentent une variation de 0,27 % par rapport aux charges réelles 2012, alors que le budget de l’année témoin 2013 prévoyait une hausse de 5,88 %.
[189] L’UMQ souligne, de plus, que la variation des charges d’exploitation réelles entre 2012 et 2013 (excluant les avantages sociaux et les coûts de la campagne de positionnement) est inférieure aux prévisions de l’indice des prix à la consommation (IPC) que faisait à l’époque la Banque du Canada, alors que la demande budgétaire prévoyait une croissance trois fois supérieure à celle prévue de l’IPC. L’intervenante en conclut que l’IPC pourrait constituer un indicateur de la borne supérieure de la hausse des charges d’exploitation. Pour 2014, l’UMQ constate que l’augmentation proposée des charges d’exploitation, comparativement aux données réelles de 2013, s’élève à plus de 2,5 fois l’inflation prévue.
[190] L’UMQ recommande à la Régie d’accorder un budget pour les charges d’exploitation égal aux coûts enregistrés en 2012-2013, augmenté de l’IPC, soit un montant total de 117,7 M$[81], excluant les avantages sociaux. En considérant les avantages sociaux, les charges d’exploitation recommandées par l’UMQ s’élèvent à 181,0 M$, soit une réduction de 7,7 M$ comparativement au budget demandé par le Distributeur pour 2014.
[191] En ce qui a trait aux recommandations de l’ACIG et de l’UMQ, Gaz Métro considère que ces intervenantes ont rassemblé bon nombre de chiffres et ont conclu à l’exagération, sans s’attarder aux nombreuses explications et en faisant abstraction du contexte.
[192] Quant à la FCEI, Gaz Métro fait valoir que l’intervenante n’a pas fait un examen détaillé de l’ensemble des charges d’exploitation pour 2014. L’intervenante s’est basée sur les coûts réels 2013, auxquels elle a ajouté l’inflation et un certain nombre de coûts prévus en 2013, qui sont reportés ou décalés en 2014.
[193] Plus spécifiquement pour l’UMQ, Gaz Métro considère que l’intervenante se démarque une fois de plus par le caractère déraisonnable de sa proposition. Alors que même la FCEI reconnaît la nécessité d’ajouter une somme pour tenir compte des besoins additionnels tels que des changements réglementaires, l’UMQ n’en voit pas l’utilité. De plus, l’intervenante fait abstraction du fait que les salaires augmentent à un rythme plus élevé que l’inflation, ce qui a pour effet d’accorder moins que l’inflation pour les charges autres que les salaires.
9.1.1 Salaires
[194] Au cours de la période
2012-2014, les salaires passent de 110,0 M$ en 2012 à 122,2 M$ en
2014, soit une hausse annuelle moyenne de 6,1 M$ ou 6 %. Eu égard au
montant de 114,9 M$ autorisé pour l’année 2013, la hausse de 7,3 M$
demandée en 2014 est ventilée comme suit :
• 3,1 M$ pour l’inflation des salaires (2,7 %);
• 3,9 M$ pour l’ajout de nouveaux postes, net de la réduction liée au délai de comblement;
• 1,1 M$ pour le projet de signalisation du ministère des Transports du Québec;
• 0,9 M$ pour le programme de sceaux;
• (0,4) M$ pour le projet Côte-Nord et autres;
• 0,9 M$ pour l’écart entre le montant de l’année autorisée et le montant réel[82].
[195] Gaz Métro indique que l’inflation des salaires tient compte d’un panier de produits qui ont tous des facteurs de progression distincts, tels que des taux conventionnés pour le personnel syndiqué et des enquêtes salariales sur les tendances du marché pour le personnel-cadre.
[196] Pour 2014, Gaz Métro indique avoir tenu compte des commentaires formulés par la Régie dans sa décision D-2013-106 et a appliqué une réduction corporative de 2,2 M$ (3,5 M$ incluant les avantages sociaux) liée au délai de comblement des postes vacants en cours d’exercice. De plus, le Distributeur souligne que le montant projeté relié au temps supplémentaire reflète également la tendance des dernières années.
[197] Le Distributeur mentionne que la progression de la masse salariale en 2014 est partiellement compensée par une capitalisation additionnelle de la main-d’œuvre de 1,8 M$ à celle réalisée pour 2013.
[198] Le plan de main-d’œuvre (PMO) projeté pour l’année témoin 2014 tient compte de 1 383 postes en équivalent temps plein (ÉTP) comparativement à 1 348 pour l’année historique 2013. Il s’agit d’une progression de 3 % ou de 35 ÉTP, nette de la réduction corporative estimée à 31 ÉTP.
[199] Selon Gaz Métro, l’embauche prévue d’effectifs additionnels, principalement reliée aux TI, permettra de positionner ses équipes TI au même niveau de ressources que ses pairs de l’industrie. Selon elle, le rapport de la firme KPMG « Évaluation de l’évolution de la fonction TI de Gaz Métro » démontre clairement qu’elle ne bénéficie pas du même nombre de ressources TI que ses pairs pour faire face aux mêmes défis.
[200] Gaz Métro fait valoir que les analyses effectuées, les indicateurs et les conclusions du balisage externe de la fonction TI pointent en direction d’un ajout de ressources afin de rétablir l’équilibre entre une saine gestion des ressources TI et un sous-investissement chronique au fil des années. Les indicateurs principaux sont la croissance du portefeuille de projets, l’adéquation du niveau de service et l’adéquation du niveau des coûts. Gaz Métro considère être arrivée à un point de rupture et elle se doit d’agir afin de valoriser à leur juste valeur les investissements importants consentis au fil des dernières années et éviter de transférer un fardeau financier aux générations futures.
[201] Pour le secteur « Exploitation », la croissance prévue du PMO représente 31 ÉTP ou 5 %, dont 22 nouveaux postes en lien avec la signalisation des travaux en bordure de routes, de meilleures pratiques en matière de détection de fuites et la norme SS‑06 de Mesures Canada.
[202] De plus, Gaz Métro allègue une augmentation importante de certaines activités liées au maintien et à la sécurité du réseau, dont 65 % de plus pour le nombre de localisations et 71 % pour les activités d’entretien correctif. Elle soutient n’avoir aucune marge de manœuvre pour absorber de nouvelles activités.
[203] La FCEI indique ne pas être en mesure de ventiler l’impact de sa recommandation globale de coupure de 4,9 M$ mentionnée plus haut selon la nature des charges, l’information requise pour identifier la composante non capitalisable n’étant pas disponible[83]. Elle justifie la coupure globale par certains postes qui lui apparaissent non essentiels.
[204] L’UMQ est d’avis que le balisage portant sur les TI ne peut être utilisé, puisqu’il a été déposé sous pli confidentiel. Conséquemment, l’intervenante considère que la seule information au dossier disponible pour appuyer le besoin de redressement, soit une liste de projets informatiques à réaliser, ne permet pas de conclure au besoin de rattrapage de façon convaincante.
[205] L’UMQ maintient sa recommandation à la Régie d’ordonner au Distributeur, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, de rendre public le rapport de balisage sur les TI déposé de façon confidentielle sous la cote B‑0137, malgré qu’elle considère que le contenu des documents confidentiels ne modifie ni son analyse ni ses conclusions.
[206] L’UMQ recommande également à la Régie d’ordonner au Distributeur qu’il produise une mise à jour de l’analyse économique du projet Héritage en intégrant les nouveaux coûts de rattrapage qu’il impute en partie aux impacts de ce projet.
[207] En ce qui a trait au rapport sur les TI, la Régie a déjà jugé l’ensemble des motifs valables et suffisants pour accueillir la demande de traitement confidentiel du Distributeur[84].
[208] La Régie ne retient pas la recommandation de l’UMQ visant à mettre à jour l’analyse économique du projet Héritage, autorisé par la décision D-2010-076[85]. Elle ne considère pas cette information utile aux fins de l’examen des charges d’exploitation prévues pour 2014.
[209] De plus, la Régie constate que la réduction corporative de 31 ÉTP représente un taux prévu de postes vacants de 2,2 % pour 2014, ce qui est inférieur au taux moyen de 2,5 % observé pour la période 2010‑2013. Elle estime qu’en appliquant ce taux moyen sur le PMO prévu selon les secteurs, la réduction serait de 36 ÉTP, soit une réduction additionnelle de 0,6 M$. Ce montant est pris en compte dans l’évaluation finale des charges d’exploitation prévues pour 2014.
9.1.2 Avantages sociaux
[210] Pour 2014, les avantages sociaux, révisés lors de l’audience, incluant le coût de retraite, totalisent 63,3 M$ en 2014, en baisse de 5,6 M$ comparativement au montant autorisé de 68,9 M$ en 2013. En 2014, le taux global des avantages sociaux correspond à 52 % des salaires, comparativement à 60 % pour 2013 et 45 % pour 2012.
[211] Le coût de retraite net révisé pour 2014, après prise en compte de l’effet de la capitalisation et de la recharge aux ANR, s’élève à 22,4 M$, soit une baisse de 6,5 M$ comparativement au coût de retraite net initialement prévu de 28,9 M$[86].
[212] En audience, Gaz Métro explique que les excellents rendements réalisés en 2013 sur les actifs de retraite ainsi que la révision de certaines hypothèses actuarielles, dont la table de mortalité, permettent de réduire, dès 2014, le budget relié au coût de retraite. De plus, considérant les nouvelles mesures d’allègement réglementaire reliées au déficit de solvabilité, qui permet la consolidation des déficits actuariels de solvabilité et leur amortissement sur 10 ans, le Distributeur entrevoit une réduction récurrente pour l’ensemble des cotisations aux régimes de retraite pour les trois prochaines années.
[213] En suivi de la décision D-2013-106, Gaz Métro présente les efforts poursuivis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite.
[214] Depuis l’audience du dossier tarifaire R-3809-2012, Gaz Métro indique que des rencontres ont permis d’établir l’urgence de trouver des solutions à l’augmentation significative des coûts reliés aux régimes de retraite. Elle mentionne avoir proposé que des négociations se tiennent à une table centrale avant même l’expiration des différentes conventions collectives.
[215] La Régie prend acte de la réponse de Gaz Métro en suivi de la décision D‑2013‑106 portant sur les efforts poursuivis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite. La Régie maintient ce suivi pour les prochains dossiers tarifaires.
9.1.3 Autres charges d’exploitation
[216] Les charges d’exploitation, autres que salaires et avantages sociaux, s’élèvent à 57,9 M$ en 2014, en hausse de 3,2 M$ ou 6 % comparativement au montant prévu de 54,7 M$ pour 2013. Au cours de la période 2012‑2014, elles connaissent une croissance annuelle moyenne de 5,4 M$ ou 11 %.
[217] Les charges les plus importantes sont les services professionnels et externes, les matériaux, le loyer et les assurances ainsi que les frais de déplacement et de représentation. À elles seules, ces charges représentent plus de 75 % du montant total projeté, tant pour 2013 que pour 2014.
[218] En audience, Gaz Métro informe la Régie et les participants que les honoraires professionnels de 1,3 M$ initialement prévus pour le dossier relié au taux de rendement 2015 ne seront pas engagés en 2014. Conséquemment, le Distributeur révise à la baisse ses projections budgétaires pour les services professionnels. Les montants prévus en 2014 pour les services professionnels et les services externes totalisent 30,0 M$, en hausse de 3,0 M$ comparativement à l’année autorisée 2013.
[219] Selon le Distributeur, plusieurs dossiers expliquent cette hausse budgétaire, dont la campagne de positionnement, au montant prévu de 2,9 M$ pour 2014, ainsi que les dossiers reliés aux enjeux d’approvisionnement auprès de TCPL, aux enjeux de saturation du réseau et aux activités liées aux projets de l’exploitation.
Campagne de positionnement
[220] Pour 2014, Gaz Métro prévoit un budget de 2,9 M$ relié à la campagne de positionnement. Elle explique avoir remanié les budgets annuels de communication en réduisant momentanément les efforts de campagnes commerciales, limitant ainsi l’impact financier marginal de cette campagne à 1,3 M$. Selon elle, cette campagne sera nécessaire pendant un minimum de deux autres années[87].
[221] Gaz Métro fait valoir l’urgence d’agir dès 2013, sans plus attendre, considérant les résultats d’un sondage CROP et surtout le contexte politique et social. Selon elle, plusieurs politiques du nouveau gouvernement touchaient de près l’entreprise, telles une politique industrielle, un plan d’action sur les changements climatiques et surtout une stratégie énergétique.
[222] Le Distributeur mentionne que les objectifs de la campagne sont de prédisposer la population québécoise envers le gaz naturel et Gaz Métro, ainsi que de mettre de l’avant les valeurs et les attributs de l’entreprise et du produit. Il s’agit aussi de s’assurer d’augmenter à la fois la compréhension et l’appréciation de la population au bénéfice de l’ensemble de l’industrie du gaz naturel.
[223] Pour ce qui est du contexte social et politique, Gaz Métro indique que la mobilisation de plusieurs alliés au gaz naturel et le dépôt à la Commission sur les enjeux énergétiques du Québec de 40 mémoires en faveur du gaz naturel ont permis de rectifier le tir quant à la place que devrait occuper le gaz naturel dans le portefeuille énergétique du Québec.
[224] Gaz Métro considère que la création d’un environnement social réceptif au gaz naturel favorise l’intérêt de développer le réseau gazier et les investissements produisant des baisses de tarifs pour l’ensemble de la clientèle. En contrepartie, ne rien faire dans un contexte négatif pourrait non seulement freiner le développement, mais aussi mener à l’effritement de la clientèle actuelle à moyen et long terme. Selon elle, il est indéniable que la campagne de positionnement bénéficie entièrement à la daQ.
[225] L’ACIG est d’avis que les honoraires professionnels liés à la campagne de positionnement semblent excessifs.
[226] La FCEI
souligne que les charges réelles 2013 reliées à la campagne de positionnement
dépassent de 1,6 M$ la prévision budgétaire (1,4 M$ pour les
honoraires professionnels et 0,2 M$ pour les dons et commandites[88]). L’intervenante
estime que ces
charges ne devraient pas être reconduites en 2014, en l’absence de
démonstration que la campagne de positionnement procure des bénéfices à la
clientèle. Selon la FCEI, le lien entre la notoriété et les pertes de clients
n’est pas démontré, pas plus que ne l’est le lien entre la compagne télévisée
et la croissance des ventes.
[227] L’UC est d’avis que la Régie doit s’assurer, par un suivi lors de la prochaine demande tarifaire, que les montants utilisés pour la campagne de positionnement ont été investis de façon judicieuse sur la base d’objectifs et de résultats quantifiables.
[228] L’UMQ recommande à la Régie de porter une attention particulière à la juste imputation des coûts de la campagne de positionnement entre les activités réglementées et non réglementées du Distributeur.
[229] La Régie est d’avis que cette campagne vise à positionner le gaz naturel tant auprès de la population en général que dans le portefeuille énergétique du Québec. Elle retient donc la proposition de Gaz Métro.
[230] De plus, la Régie rappelle que les règles d’allocation des charges entre les activités réglementées et les activités non réglementées seront étudiées dans le dossier tarifaire 2015.
Autres revenus d’exploitation
[231] Pour 2014, Gaz Métro prévoit un montant de (2,4) M$ pour les « Autres revenus d’exploitation », soit une diminution de 0,6 M$ comparativement au montant réel 2013 de (3,0) M$. Le tableau suivant présente la progression du poste « Autres revenus d’exploitation » pour la période 2010-2014.
Tableau 6
Progression des « Autres revenus d’exploitation »
pour la période 2010 à 2014
Tableau établi à partir de la pièce B-0325, annexe C.
[232] Pour 2014, la FCEI recommande de maintenir le niveau de revenus réels constaté en 2013.
[233] La Régie constate que pour les années 2010 à 2013, les autres revenus d’exploitation ont été sous‑évalués de 33 % en moyenne annuellement, soit un montant qu’elle estime à 0,6 M$.
[234] Le montant prévu de 2,4 M$ pour 2014 représente une décroissance de 20 %, comparativement au montant réel de 2013. Depuis 2009, les données réelles présentent plutôt une croissance annuelle moyenne de 19 %.
[235] La Régie estime que le montant prévu de 2,4 M$ est sous‑évalué de 0,8 M$, en considérant une sous-évaluation moyenne de 33 % ou de 1,2 M$ et en prenant en compte une croissance de 19 %, comparativement au montant réel de 2013. Ces montants sont pris en compte dans l’évaluation finale des charges d’exploitation prévues pour 2014.
Secteur Énergies nouvelles - biométhane
[236] Dans sa décision D-2013-106, la Régie se prononçait ainsi :
« [192] La Régie est aussi préoccupée par le fait que les coûts encourus par le secteur Énergies nouvelles soient considérés par Gaz Métro comme étant des activités réglementées. A priori, la Régie voit mal en quoi les énergies nouvelles, telles que le biométhane en l’occurrence, puissent être associées aux activités réglementées. Avant de prendre en compte ces charges, il appartient au distributeur de faire la démonstration que ce champ de compétence fait partie des activités de distribution de gaz naturel au Québec.
[193] Ainsi, pour les prochains dossiers tarifaires et dossiers d’examen du rapport annuel, la Régie ordonne à Gaz Métro qu’elle démontre en quoi les charges d’exploitation reliées aux énergies nouvelles, incluant les salaires et avantages sociaux, ont trait aux activités réglementées »[89].
[237] Au présent dossier, Gaz Métro présente le budget du centre de coût 14087, historiquement appelé « Énergies Nouvelles ».
Tableau 7
Évolution du budget pour le centre de coût 14087 (Énergies nouvelles)
pour la période 2010-2014
Tableau établi à partir de la pièce B-0135, p. 7 et de la pièce B-0322, annexe 5.
Note 1 : Les coûts relatifs au Centre de technologie du gaz naturel ont été retirés du budget en 2011 pour fins de comparabilité avec les autres années. Il peut y avoir des écarts en raison de la présence d’arrondis.
[238] Gaz Métro indique que la portion des charges attribuées à la daQ à ce chapitre a été estimée en fonction des projets prévus pour l’exercice financier 2013-2014. Cette évaluation sera revue en cours d’exercice et au rapport annuel. Le Distributeur précise qu’étant donné la décision D‑2013‑041[90], certains projets avec des municipalités ont été retardés considérablement. Ces projets ne sont pas en cours d’analyse, mais au stade de discussions et d’échanges d’information.
[239] Gaz Métro mentionne que le centre de coût 14087 regroupe l’ensemble des activités liées au service des clients actuels et potentiels du tarif de réception ainsi qu’à l’évaluation de nouvelles sources d’approvisionnement en gaz naturel et à la vigie liée aux nouvelles technologies et applications concurrentes ou complémentaires à la distribution du gaz naturel par canalisation.
[240] Les responsabilités sont multiples et touchent principalement les éléments suivants :
• assurer l’expertise nécessaire afin de permettre l’injection sécuritaire de sources alternatives de gaz naturel (ex. gaz de shale) et de gaz naturel renouvelable dans le réseau;
• analyse de localisation réseau, connexion, types de raccordement;
• tracé de la conduite d’injection, appareils de contrôle de la qualité du gaz;
• assurer la représentation auprès des partenaires commerciaux (villes, sites d’enfouissement, etc.);
• assurer la représentation sur des comités (norme BNQ, CGA, etc.);
• assurer une vigie des nouvelles technologies pour comprendre le marché et pour déceler les clients futurs du tarif de réception, les nouvelles sources d’approvisionnement et les nouvelles technologies concurrentes ou complémentaires.
[241] La Régie constate que le montant imputé aux ANR devient significatif à partir de 2013. Elle constate également que la hausse budgétaire 2014 de ce centre de coût est attribuée en totalité aux activités réglementées.
[242] La Régie juge nécessaire de suivre l’évolution de la répartition des charges reliées au centre de coût 14087 entre les activités réglementées et non réglementées. Dans le cadre du prochain dossier tarifaire, la Régie demande au Distributeur de mettre à jour les informations du tableau 7 et de justifier toute hausse attribuée aux activités réglementées.
9.1.4 Frais capitalisés aux immobilisations
[243] Les frais capitalisés aux immobilisations représentent des coûts d’exploitation qui ne sont pas constatés dans les charges dans l’année où ils sont encourus, mais qui sont capitalisés dans le coût des immobilisations ou autres actifs.
[244] Dans sa décision D-2013-106[91], la Régie estimait que les frais capitalisés étaient sous-évalués de 8,4 % en moyenne annuellement, au cours de la période 2009‑2012, ou de 6,9 %, en excluant l’année 2012. Selon Gaz Métro, les montants de l’année 2012 n’étaient pas représentatifs de l’historique de l’entreprise.
[245] Le tableau suivant présente l’évolution des frais capitalisés pour la période 2010‑2014.
Tableau 8
Progression des frais capitalisés pour la période 2010 à 2014
Tableau établi à partir de la décision D-2013-106 (dossier R-3809-2012 Phase 2), p. 49 et de la pièce A-0090, p. 1.
[246] En prenant en compte la période 2010-2013, la Régie estime une sous‑évaluation des frais capitalisés de 6,5 % ou de 4,7 % en excluant l’année 2012, en moyenne annuellement. Il s’agit donc d’une amélioration comparativement à la période antérieure.
[247] En fonction de l’historique, la Régie juge que le montant prévu en 2014 pour les coûts capitalisés peut être augmenté de 1,5 M$ à 2,3 M$, en considérant une sous‑évaluation minimale de 3 % (année 2010) ou de 4,7 % en considérant la moyenne annuelle. Ce montant est pris en compte dans l’évaluation finale des charges d’exploitation prévues pour 2014.
9.1.5 Recharge aux activités non réglementées
[248] Les recharges aux ANR se composent de salaires et avantages sociaux établis en pourcentage des salaires, selon la proportion du temps consacré aux ANR ou par l’imputation des heures travaillées aux ANR. Gaz Métro précise que les charges encourues exclusivement pour les ANR, autres que la masse salariale et l’utilisation des services de soutien, sont imputées directement et ne font pas l’objet d’une recharge.
[249] En suivi de la décision D-2013-106, Gaz Métro a révisé le coût unitaire pour l’utilisation des services de soutien par employé, qui est passé de 15 000 $/employé en 2013 à 16 700 $/employé pour 2014.
[250] Gaz Métro mentionne qu’elle déposera une étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre activités réglementées et non réglementées dans le cadre du dossier tarifaire 2015, tel que demandé par la Régie.
9.1.6 Formule paramétrique
[251] Dans sa décision D-2013-106, la Régie a demandé à Gaz Métro de présenter un exercice de validation du revenu requis, afin d’appuyer ses prochaines demandes tarifaires, en complémentarité avec l’examen détaillé des charges d’exploitation[92].
[252] En suivi de cette demande, Gaz Métro présente une formule du même type que celle utilisée par Hydro-Québec dans ses activités de transport d’électricité (le Transporteur) et qui repose sur les paramètres suivants :
• les charges d’exploitation excluant le coût de retraite;
• point de départ de la formule long terme : 2009, soit cinq années;
• point de départ de la formule court terme : 2013, soit une année;
• facteur de productivité : 0,3 %;
• facteur de croissance : nombre de clients;
• taux d’inflation pondéré : entre 2,3 % et 2,7 %.
Tableau 9
Charges d’exploitation selon la formule paramétrique long terme
pour la période 2009-2014
Tableau établi à partir de la pièce B-0342, p. 7 et de la pièce B-0404.
[253] En considérant l’année 2009 comme point de départ de la formule, Gaz Métro estime les charges d’exploitation 2014 à 165,9 M$, soit un écart de (0,4 M$) comparativement au montant révisé de 166,3 M$.
[254] Au cours de la période 2009-2014, Gaz Métro présente une perte de productivité en 2010, suivie de gains de productivité de 2011 à 2013 et une perte de productivité en 2014. Selon elle, la clientèle a ainsi profité de gains de productivité cumulés de 15,3 M$, dont un facteur de productivité de 0,3 % qui totalise 2,2 M$ sur cinq années.
[255] En considérant une approche court terme et l’année 2013 comme point de départ, Gaz Métro estime les charges d’exploitation 2014 à 158,9 M$, soit un écart de (7,4 M$) comparativement au montant révisé de 166,3 M$. Elle fait valoir les coûts additionnels auxquels elle fait face en 2014, en raison de la croissance de la clientèle, de l’importance de positionner le gaz naturel dans la stratégie énergétique du Québec, des enjeux d’approvisionnement gazier et du rehaussement des obligations découlant du resserrement des normes.
[256] Gaz Métro indique qu’il est normal que le développement mène à certaines hausses de coûts à court terme qui auront toutefois des effets positifs sur les tarifs dans le futur, en recréant des potentiels d’économies d’échelle. Selon elle, l’analyse de la formule paramétrique long terme permet de démontrer que cette situation est normale.
[257] Gaz Métro utilise certains paramètres du dernier mécanisme incitatif proposé, soit un facteur de croissance basé sur le nombre de clients, considérant la forte corrélation avec l’évolution des coûts, et le facteur X de 0,3 % comme facteur de productivité. Sur ce dernier paramètre, elle indique être consciente que ce taux n’est pas adapté à l’application de la formule paramétrique, mais l’utilise, faute de temps pour le raffiner.
[258] Afin de tenir compte des recommandations de l’expert déposées dans le cadre de l’examen du dernier mécanisme incitatif proposé, et en réponse à une demande de renseignements de la Régie, Gaz Métro présente le résultat de la formule paramétrique basé sur d’autres paramètres, soit :
• une croissance des volumes combinée à un facteur X de 0,3 %;
• une croissance des clients combinée à un facteur de productivité moyen de 1,39 % (facteur X) et un dividende client moyen de 0,35 % (facteur S)[93].
[259] Le tableau suivant présente une comparaison des résultats de l’application de la formule paramétrique long terme, selon les différents paramètres utilisés.
Tableau 10
Comparaison des charges d’exploitation selon les formules paramétriques pour la période 2010-2014
Tableau établi à partir de la pièce B-0325, p. 17, de la pièce B-0342, p. 7, de la pièce B-0387, p. 3 et 4 et de la pièce B-0404.
[260] Les différents scénarios calculés par Gaz Métro permettent d’évaluer les charges d’exploitation 2014 en considérant l’inflation, la croissance des activités et une certaine productivité ou efficience. En fonction des paramètres utilisés, les charges d’exploitation estimées varient de 154,6 M$ à 165,9 M$, soit un écart de (0,4 M$) à (11,8 M$) comparativement aux charges d’exploitation projetées de 166,3 M$.
[261] Gaz Métro fait valoir certaines différences entre le dernier mécanisme proposé et la formule paramétrique proposée au présent dossier. Selon elle, les prévisions déposées dans la dernière proposition de mécanisme incitatif prenaient en compte de potentielles pertes de valeur sur les dépenses d’exploitation ainsi que d’autres indicateurs ciblés de création de valeur, ce qui n’est pas le cas avec la formule paramétrique.
[262] Gaz Métro est d’avis qu’une formule paramétrique comme celle présentée au présent dossier peut être utile à l’appréciation du revenu requis, mais qu’il est important de ne pas limiter l’analyse et l’appréciation du revenu requis à une telle formule.
[263] De plus, Gaz Métro est d’avis que sa proposition de formule court et long terme permet une évaluation plus complète de la situation. Le fait d’isoler l’effet des régimes de retraite rend l’exercice plus précis sur les aspects davantage sous son contrôle.
[264] L’ACIG considère que le recours à une formule paramétrique paraît essentiel dans un contexte où les tarifs seront déterminés sur la base d’un coût de service pour les prochaines années. Selon l’intervenante, le Distributeur peut succomber à la tentation d’être conservateur dans ses prévisions de dépenses, de ventes et de revenus. De plus, il n’existe pas d’incitatif à minimiser ses dépenses puisque le Distributeur ne bénéficie que très peu d’un éventuel trop-perçu.
[265] Dans ce contexte, l’ACIG soutient que la formule paramétrique devrait être contraignante et agir comme plafond, considérant que les tarifs et les coûts des prochaines années serviront de base au prochain mécanisme incitatif. Ceci implique donc de bien calibrer la formule dès le départ.
[266] L’ACIG considère la proposition du Distributeur trop peu contraignante à sa face même. Selon l’intervenante, cela découle du choix de la cible minimale d’efficience (ou facteur X) établie à 0,3 %, sans ajustement pour tenir compte des économies d’échelles potentielles.
[267] À défaut d’une analyse plus poussée de la question, l’intervenante soutient que le facteur d’efficience de 1 %, approuvé par la Régie pendant plusieurs années pour Hydro-Québec, tant dans ses activités de distribution (HQD) que ses activités de transport (HQT), semble mieux adapté. En audience, l’intervenante souligne que, dans sa décision D‑2014‑037, la Régie a haussé la cible minimale d’efficience de 1,0 % à 1,5 % pour 2014[94] à l’égard d’HQD.
[268] L’ACIG compare le facteur de croissance utilisé dans la formule paramétrique d’HQD à celui proposé par Gaz Métro, les deux facteurs portant sur le nombre de clients. Selon l’intervenante, le facteur de croissance d’HQD est toutefois moins généreux, étant donné qu’il est diminué de 25 % afin de tenir compte des frais fixes et des économies d’échelle. Ainsi, une croissance de 2 % du nombre de clients aura un impact de 1,5 % sur le plafond d’HQD et de 2 % selon la formule proposée par Gaz Métro.
[269] L’ACIG considère que cette caractéristique vient renforcer sa recommandation d’utiliser un taux équivalent au facteur X d’HQD, qui était de 1 % jusqu’à tout récemment.
[270] Par ailleurs, l’ACIG ne s’oppose pas au choix de l’année 2009 comme point de départ, dans la mesure où la Régie utilise un taux d’inflation de 1,0 % pour 2013 et 1,5 % pour 2014, afin de tenir compte des données disponibles publiquement.
[271] Selon l’intervenante, l’application des paramètres ajustés impliquerait un plafond de près de 159,7 M$ pour les charges d’exploitation 2014[95]. Conséquemment, l’ACIG recommande une réduction de 6,6 M$ dans les charges d’exploitation.
[272] La FCEI considère que la question reliée au taux de productivité approprié est complexe et que la possibilité d’erreur est grande. Selon l’intervenante, la formule proposée par Gaz Métro est peu informative, en plus de mal performer, notamment en 2012 où l’intervenante relève un écart de 8,0 M$.
[273] La FCEI estime qu’une formule du type de celle d’HQD serait plus appropriée à la situation de Gaz Métro. Cette approche alternative considère l’utilisation d’une formule pour les activités de base, en fonction de l’impact marginal de l’ajout de clients sur les charges d’exploitation, ainsi que des variations pour tenir compte d’éléments spécifiques. En considérant un coût d’opération marginal moyen de 157 $, retenu par la Régie aux fins d’analyse de rentabilité et l’année 2009 comme point de départ, l’intervenante estime les charges d’exploitation 2014 à 156,7 M$ pour les activités de base, soit 9,6 M$ de moins que le budget demandé.
[274] Selon la FCEI, cette méthode permet d’assurer la cohérence au niveau de la productivité implicite prise en compte tant dans les analyses de rentabilité que dans l’établissement du revenu requis.
[275] Gaz Métro est d’avis que le facteur de productivité proposé par l’ACIG n’est pas approprié. Elle fait valoir qu’elle se trouve dans une zone complètement différente de celle d’HQD, considérant ses 12 années de réglementation incitative. Elle soulève également le fait qu’au cours de la période 2009-2012, elle a réalisé des trop-perçus nettement inférieurs à ceux d’HQD, notamment en 2010 où elle présentait un trop-perçu de 110 points de base comparativement à 494 points de base pour HQD.
[276] Gaz Métro ajoute également que l’ACIG ne peut affirmer de façon sérieuse que la formule qu’elle a proposée est trop peu contraignante ou que le résultat est trop élevé, considérant que l’intervenante n’a pas fait d’examen des charges d’exploitation.
[277] Selon le Distributeur, à défaut d’établir correctement les paramètres de la formule après une preuve exhaustive sur la question à l’aide d’experts, le recours à la formule paramétrique pour établir les charges d’exploitation est hasardeux. Il est d’avis que le risque d’établir des tarifs qui ne sont pas équitables est grand.
[278] En ce qui a trait à la proposition alternative de la FCEI, Gaz Métro considère que des besoins additionnels totalisant 9,7 M$ depuis 2009 permettrait de concilier le résultat de la formule paramétrique avec ce qu’elle propose. À cet effet, elle présente plusieurs éléments de 2013 et 2014 qui génèrent des besoins additionnels.
[279] Au sujet de la formule paramétrique du Transporteur, la Régie rappelle qu’elle a retenu l’IPC comme mesure de l’inflation, applicable à l’ensemble des charges, à l’exception du coût de retraite, et non le taux d’inflation pondéré qui était proposé par le Transporteur :
« Étant donné l’objectif premier défini ci-haut, la Régie retient l’IPC comme mesure de l’inflation. Dans le cadre de l’application de l’approche globale de type paramétrique, ce paramètre doit être applicable à l’ensemble des charges, à l’exception des charges de retraite »[96].
[280] En audience, Gaz Métro indique avoir tenté de faire la même chose que le Transporteur. Dans le cas contraire, il s’agit d’une erreur[97].
[281] En considérant l’IPC comme mesure de l’inflation au lieu d’un taux d’inflation pondéré, la Régie estime que les charges d’exploitation 2014, établies à l’aide de la formule paramétrique long terme, seraient inférieures d’environ 4 M$ à celles estimées par Gaz Métro. Conséquemment, l’écart entre les charges estimées selon la formule paramétrique et les charges d’exploitation projetées varieraient de -4,4 M$ à -15,4 M$ comparativement aux charges d’exploitation de 166,3 M$.
[282] Afin de déterminer les paramètres qui apparaissent les plus appropriés pour l’exercice de validation du revenu requis, la Régie considère les éléments suivants :
• cet exercice de validation du revenu requis sera utilisé temporairement, en attente d’un prochain mécanisme incitatif;
• la période et les paramètres retenus doivent être logiques et adaptés à l’exercice;
• l’approche doit être simple et facile d’application.
[283] En ce qui a trait au facteur de productivité, la Régie retient le taux proposé par Gaz Métro de 0,3 %. Elle est d’avis qu’il est équitable de retenir un taux de productivité inférieur à celui retenu pour HQD, considérant le contexte de réglementation incitative dans lequel a évolué Gaz Métro depuis la dernière décennie.
[284] Pour ce qui est de la croissance des activités, les deux paramètres envisagés sont pertinents, soit la croissance des clients ou la croissance des volumes. La Régie retient le paramètre proposé par Gaz Métro, soit la croissance des clients. Ce paramètre est également utilisé par HQD.
[285] Dans un souci de cohérence réglementaire, la Régie retient l’utilisation d’un taux général, tel l’IPC, comme mesure de l’inflation. De façon spécifique et unique à 2014, la Régie retient également le taux d’inflation pondéré proposé par Gaz Métro, afin d’assurer un traitement équitable du Distributeur. Selon la preuve au dossier, la Régie constate que certains budgets spécifiques auraient pu être présentés comme tels par le Distributeur, s’il avait opté pour un taux d’inflation général.
[286] Sur la base de ces paramètres et considérant une période de cinq années, la Régie estime les charges d’exploitation 2014 à 161,8 M$, en utilisant un taux d’inflation général, soit une diminution de 4,5 M$ par rapport au montant projeté pour 2014 de 166,3 M$. Lorsqu’estimé à 165,9 M$ sur la base d’un taux d’inflation pondéré, l’écart est de 0,4 M$.
[287] Dans le cadre du dossier tarifaire 2015, la Régie ordonne à Gaz Métro de déposer le résultat de l’application de la formule paramétrique retenue par la Régie pour la période 2009-2015.
[288] La Régie réitère sa position exprimée dans sa décision D‑2013-106[98], selon laquelle l’exercice de validation constitue un exercice complémentaire à l’examen des charges d’exploitation. Elle ne retient pas la recommandation de l’ACIG d’utiliser le résultat de la formule paramétrique comme plafond aux charges d’exploitation.
9.1.7 Conclusion sur les charges d’exploitation
[289] Aux fins de l’évaluation des charges d’exploitation, la Régie considère les éléments suivants :
• La réduction corporative de 31 ÉTP représente un taux prévu de postes vacants de 2,2 % pour 2014, ce qui est inférieur au taux moyen de 2,5 % observé pour la période 2010-2013. En appliquant le taux moyen de 2,5 %, la réduction serait de 36 ÉTP, soit une baisse additionnelle de 0,6 M$.
Bien que la réduction corporative de 3,5 M$ soit présentée comme étant conséquente à sa décision D‑2013-106, la Régie souligne qu’une réduction appliquée en amont, avant le dépôt d’un dossier tarifaire, ne constitue pas une nouveauté en 2014. Pour 2013, Gaz Métro avait également réduit ses prévisions liées aux charges d’exploitation d’un montant de 3,0 M$, après une révision de ses besoins, afin d’atténuer la hausse des coûts du régime de retraite[99].
• Les autres revenus d’exploitation sont sous-évalués depuis 2009. La Régie juge que le montant prévu en 2014 est également sous-évalué d’un montant allant de 0,8 M$ à 1,2 M$.
• Basé sur les tendances historiques, la Régie estime que le montant projeté en 2014 pour les coûts capitalisés peut être augmenté de 1,5 M$ à 2,3 M$, en considérant une sous-évaluation de 3 % et de 4,7 %.
[290] Selon l’examen analytique des dépenses d’exploitation, la fourchette de réduction des charges d’exploitation varie de 2,9 M$ à 4,1 M$. La fourchette de réduction recommandée par les intervenants varie de 2,2 M$ à 7,7 M$. En fonction des paramètres retenus par la Régie pour la formule paramétrique, la fourchette de réduction varie de 4,5 M$ à 0,4 M$.
[291] Considérant ce qui précède, la Régie retient une réduction de 3,0 M$ pour les charges d’exploitation et autorise un montant de 185,7 M$ pour l’année 2014.
9.1.8 Balisage
[292] Dans sa décision D-2013-106[100], la Régie a demandé à Gaz Métro de déposer un suivi sur les exercices de balisage effectués, sur les pistes d’amélioration identifiées, le cas échéant, et sur les différents projets qui permettront des gains de productivité.
[293] En suivi de cette demande, Gaz Métro présente un document qui recense les balisages effectués, les objectifs visés et fait état des initiatives qui en découlent. Elle fait valoir que ces balisages n’ont pas tous comme premier objectif de générer des économies. Certains visent la sécurité du réseau et son exploitation et le positionnement de Gaz Métro dans le marché. Gaz Métro présente également une mise à jour des projets d’amélioration continue ou de conformité en cours.
[294] Selon l’UMQ, le rapport de suivi sur les exercices de balisage et projets d’amélioration ou de conformité présente des projets dont les gains sont relativement mineurs et qui ne peuvent être représentés comme des efforts réels pour éponger une croissance des autres dépenses d’exploitation, que l’intervenante établit à 5,6 %.
[295] De plus, l’UMQ indique que la preuve du Distributeur donne l’impression que toute nouvelle activité doit obligatoirement s’ajouter aux activités en place. Selon l’intervenante, il est pourtant normal que des tâches soient suspendues, terminées ou remplacées, sans nécessairement entraîner une augmentation des dépenses.
[296] Par ailleurs, sur la base des informations déposées de façon non confidentielle, l’UMQ indique ne pas être en mesure de porter un jugement sur la performance du Distributeur et encore moins de relativiser celle-ci par rapport à d’autres entreprises comparables.
[297] L’UMQ recommande à la Régie d’ordonner au Distributeur, dans le cadre du prochain dossier tarifaire :
• de compléter sa preuve par un ensemble de balisages sectoriels de ses dépenses d’exploitation et, à cet effet, qu’il dépose un plan de balisage accompagné d’un calendrier de réalisation;
• d’amorcer et de compléter en 2014 l’exercice de balisage sur les pratiques des activités de services à la clientèle décrites dans le document portant la cote B‑0152.
[298] Selon l’UMQ, les processus d’affaires et opérationnels qui devraient être examinés par Gaz Métro à des fins d’optimisation sont le service à la clientèle, la gestion du réseau et les fonctions de soutien.
[299] Gaz Métro indique effectuer un balisage annuel sur 50 % de ses charges d’exploitation, soit les salaires et avantages sociaux. Elle rappelle également le grand balisage effectué à la direction des TI ainsi que celui annoncé pour 2015 sur le service à la clientèle.
[300] Questionnée en audience sur la faisabilité de réaliser un balisage global des charges d’exploitation, Gaz Métro fait valoir la problématique reliée à son contexte particulier, qu’elle qualifie d’exceptionnel. Elle indique que les constats effectués dans le cadre des derniers dossiers portant sur le mécanisme incitatif sont à l’effet qu’il n’y a pas d’autres distributeurs au Canada ni aux États-Unis avec un aussi grand territoire, une base de tarification aussi importante et aussi peu de clients. Selon elle, il faudrait des comparables plus près de sa réalité pour que le résultat permette de tirer des conclusions utiles.
[301] La Régie est d’avis que les rapports de balisage déposés, mis à part celui portant sur les TI, ont peu de valeur ajoutée et ne peuvent servir à justifier le niveau actuel des charges. Comme l’affirme l’UMQ, la Régie doit se prononcer sur le niveau des charges sur la base des explications fournies et de la formule paramétrique présentée pour l’année 2014.
[302] Dans un contexte de hausse importante constatée au cours de la période 2012‑2014, la Régie est d’avis qu’il serait utile qu’un exercice ponctuel de balisage des charges d’exploitation soit mis en place. La Régie ordonne à Gaz Métro qu’un exercice de balisage des charges d’exploitation soit mis en place et de déposer, dans le cadre du prochain dossier tarifaire, un plan de balisage ainsi qu’un calendrier de réalisation.
9.2 Amortissement
[303] Pour l’année témoin 2014, l’amortissement des immobilisations et des contributions du service de distribution totalise 94,8 M$, en hausse de 0,8 M$ comparativement au montant prévu de 94,0 M$ en 2013. Au cours de la période 2012‑2014, la charge d’amortissement augmente en moyenne de 3,2 M$ par année. Cette hausse est en lien avec la croissance prévue de la base de tarification.
[304] L’amortissement du développement des systèmes informatiques et brevets ainsi que celui des coûts non amortis totalisent 49,8 M$ en 2014, comparativement au montant prévu de 28,5 M$ en 2013. La variation principale découle d’un montant créditeur comptabilisé en 2013 en lien avec le trop-perçu réalisé au cours de l’année 2011.
9.3 Fonds vert
[305] Certains clients de Gaz Métro sont assujettis, depuis le 1er janvier 2013, au Règlement concernant le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre (RSPEDE). Le texte des Conditions de service et Tarif prévoit que les volumes de gaz naturel distribué à ces clients sont dorénavant exemptés de la redevance annuelle au Fonds vert (Fonds vert). Gaz Métro a remboursé les clients visés à partir de cette date.
[306] L’introduction du RSPEDE au cours de l’exercice 2013 a amené Gaz Métro à revoir le traitement de l’ensemble des comptes de frais reportés (CFR) liés au Fonds vert.
CFR des années 2008 à 2012 et CFR application tardive
[307] Dans un premier temps, la demande de Gaz Métro porte sur le CFR lié à l’écart de revenu du Fonds vert – application tardive de la grille en 2013. Elle porte aussi sur les CFR Fonds vert annuels (compte de nivellement des écarts de revenus et de dépenses du Fonds vert) pour chacun des exercices 2008 à 2012, lesquels sont amortis sur cinq ans.
[308] Jusqu’au 1er janvier 2013, environ 95 % des volumes consommés par les clients de Gaz Métro étaient assujettis au Fonds vert. Les soldes non amortis de ces CFR sont remis aux clients ou récupérés des clients via la dépense d’amortissement qui entre dans le calcul du taux annuel du Fonds vert.
[309] À compter de 2014, les clients assujettis au RSPEDE seront exemptés du paiement du Fonds vert. Par souci d’équité, Gaz Métro veut isoler la portion de ces CFR attribuable aux clients RSPEDE pour s’assurer qu’elle soit remise ou récupérée, selon le cas, par la bonne catégorie de clients. Pour ce faire, Gaz Métro a réparti les soldes des CFR liés au Fonds vert entre deux groupes de clients, soit les clients visés par le RSPEDE et ceux demeurant assujettis au Fonds vert. La répartition a été effectuée au prorata des volumes projetés au dossier tarifaire 2014, soit 58 % attribuée aux clients Fonds vert et 42 % attribuée aux clients RSPEDE.
CFR 2013
[310] Gaz Métro propose également que les soldes 2013 attribués aux clients RSPEDE soient conservés dans un CFR hors base de tarification portant intérêt, puisqu’ils n’entrent pas dans le coût de service du Fonds vert 2014.
[311] Ces soldes auraient dû être déterminés dans le cadre du rapport annuel 2013, mais certains éléments en suspens[101] ont été réglés en janvier 2014. Gaz Métro propose donc de les déterminer dans le présent dossier.
[312] Gaz Métro demande de répartir les soldes 2013 selon les principes présentés ci‑dessus pour les soldes des CFR des années antérieures, mais en tenant compte de la particularité de l’année 2013, soit le fait que les clients RSPEDE ont cessé de contribuer au Fonds vert au 31 décembre 2012.
Disposition des CFR
[313] Les CFR portant sur le Fonds vert totalisent environ 5,7 M$.
[314] En ce qui a trait aux clients RSPEDE, Gaz Métro propose de régler le solde de leur portion des CFR en appliquant une note de crédit aux clients visés, calculée selon le prorata des volumes assujettis au Fonds vert remboursés à ces mêmes clients en janvier 2014. Le coût de financement sera aussi calculé pour la période entre le 1er octobre 2013 et la date à laquelle Gaz Métro créditera ces clients et servira à majorer le montant total à leur remettre, qui s’élève à 3,2 M$[102].
[315] Gaz Métro propose que, pour l’exercice 2014, la portion des CFR attribuée aux clients qui demeurent assujettis au Fonds vert continue d’y être intégrée, comme par le passé.
[316] Gaz Métro présentera une proposition, dans le cadre de la phase 1 du dossier tarifaire 2015, à l’égard des soldes attribués à ceux qui demeurent assujettis au Fonds vert et totalisant un solde à leur remettre de 2,5 M$.
[317] Gaz Métro demande à la Régie d’autoriser la méthode de répartition du solde du CFR du nivellement du Fonds vert de l’exercice 2013 entre les clients demeurant assujettis au Fonds vert et les clients RSPEDE. Elle demande également à la Régie d’approuver le remboursement des soldes de CFR liés au Fonds vert attribués à la catégorie de clients RSPEDE par le biais d’une note de crédit qui sera appliquée au compte des clients visés.
[318] La Régie accepte la proposition de Gaz Métro, puisqu’elle respecte la causalité des coûts.
9.4 Compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes
[319] Gaz Métro propose de reconduire le compte d’aide à la substitution d’énergies plus polluantes (CASEP) en 2013-2014 et d’inclure un montant de 1 000 000 $ à son coût de service de 2014.
[320] Le Distributeur indique qu’il maintiendra les mêmes règles d’attribution du CASEP que par le passé et que le programme continuera de viser :
• la densification du réseau par l’ajout de clients résidentiels. L’énergie déplacée sera principalement du mazout no 2;
• la densification du réseau par l’ajout de clients CII (commerciaux, institutionnels et petits industriels) sur les extensions récentes de réseau. L’énergie déplacée sera principalement du mazout no 2;
• la réalisation de mini-extensions de réseau. L’énergie déplacée sera principalement du mazout no 2.
[321] Gaz Métro prévoit que les nouveaux projets subventionnés par le CASEP toucheront 304 clients, pour un volume de 1 214 860 m³ (équivalent à 1 460 144 litres de mazout no 2), permettant de déplacer 1 683 tonnes équivalentes CO2[103].
[322] La Régie autorise la reconduction du CASEP en 2013-2014 et l’inclusion d’un montant de 1 M$ au coût de service 2014 de Gaz Métro.
9.5 Compte d’aide au soutien social
[323] Dans le cadre du renouvellement du Mécanisme incitatif présenté au dossier R‑3693-2009, Gaz Métro demandait à la Régie l’autorisation de créer un programme spécifique visant le soutien des ménages à faible revenu (MFR) en difficulté de paiement.
[324] En date du 28 juin 2012, la Régie rendait sa décision sur la phase 2 du Mécanisme incitatif où elle reconnaissait « le bien-fondé d’un outil permettant à Gaz Métro d’alléger les frais de recouvrement des ménages à faible revenu » et invitait le Distributeur « à présenter, dans le cadre d’un prochain dossier tarifaire une proposition semblable au CASS, dont les modalités seraient clairement définies »[104].
[325] Gaz Métro présente un programme, le compte d’aide au soutien social (CASS), qui vise à améliorer l’offre de service aux MFR en difficulté de paiement.
[326] Ce programme est basé sur deux principes :
• la considération de la part de Gaz Métro de la capacité de paiement du client MFR en difficulté pour une situation ponctuelle et exceptionnelle;
• le respect, par le client, de l’entente de paiement convenue à la suite de sa qualification au programme, lui permettant ainsi de développer de saines habitudes de paiement.
[327] Il comprend deux composantes :
• un volet offrant une formation spécifique aux agents en recouvrement et percepteurs pour mieux les sensibiliser à la réalité des MFR;
• un volet d’allègement du fardeau des MFR en difficulté de paiement s’il est démontré que le ménage se qualifie pour participer au programme.
[328] Gaz Métro constate qu’il est difficile de définir et d’identifier les besoins de cette clientèle et observe l’hétérogénéité des mesures offertes aux MFR par d’autres distributeurs d’énergie. En conséquence, elle considère opportun de mettre en place, en premier lieu, un programme-pilote dans le but de vérifier si les mesures proposées répondent aux besoins effectifs de sa clientèle MFR. Ce projet-pilote aurait une durée de deux ans et serait en vigueur pour les années tarifaires 2015 et 2016.
[329] Dans le cadre du programme-pilote, les MFR clients de Gaz Métro auraient la possibilité de participer une seule fois, s’ils satisfont aux critères établis, c’est-à-dire se qualifier et être en difficulté de paiement. La définition retenue pour les MFR est celle utilisée par la Commission de l’énergie de l’Ontario et approuvée par la décision D‑2012‑116[105], c’est-à-dire tout ménage dont le revenu avant impôt est inférieur aux seuils de faible revenu de Statistique Canada, majoré de 15 %, en tenant compte de la taille du ménage.
[330] Pour la durée du programme-pilote, Gaz Métro propose de confier la confirmation de la qualification des MFR à OC.
[331] Gaz Métro définit plus en détail dans sa preuve les composantes du programme[106].
[332] Elle estime que 312 clients MFR par année pourraient potentiellement laisser un solde impayé. La valeur estimée des pertes radiées annuellement associées à cette clientèle serait de 120 744 $.
[333] Le budget du programme-pilote de 315 000 $ par année se répartit comme suit :
• 120 000 $ de pertes radiées;
• 80 000 $ pour les exemptions des frais de remise en service;
• environ 99 000 $ pour la qualification d’admissibilité soumise par OC;
• 13 000 $ pour les coûts de formation spécifiques aux agents de recouvrement.
[334] Gaz Métro ne prévoit pas interrompre systématiquement le service aux MFR connaissant des difficultés de paiement[107].
[335] Questionnée en audience sur la possibilité d’utiliser un budget annuel de 250 000 $, Gaz Métro fait valoir que ce montant pourrait permettre d’expérimenter sur le terrain les bénéfices et les coûts du programme. Elle admet que le montant global du budget est difficile à évaluer, compte tenu de l’ensemble des hypothèses qui doivent être faites[108].
[336] L’UC considère élevés les coûts de qualification des MFR lorsqu’elle les compare à la rémunération actuellement exigée pour la qualification de la clientèle MFR dans la gestion du programme d’efficacité énergétique dédié à cette clientèle.
[337] Elle serait en accord avec un budget de 250 000 $, en autant que la diminution du budget ne se fasse pas au détriment de l’aide allouée directement aux MFR.
[338] L’UC demande un suivi pour ce projet qui devra préciser les sommes :
• versées pour la qualification des MFR;
• versées à titre d’aide;
• nécessaires pour l’administration et la qualification.
[339] La Régie réitère qu’elle reconnaît le bien-fondé d’un outil permettant à Gaz Métro d’alléger les frais de recouvrement des MFR. Elle considère que le programme de Gaz Métro comporte des modalités clairement définies.
[340] Cependant, la Régie considère que certaines hypothèses comportent une part élevée d’incertitude comme, par exemple, la difficulté de définir les besoins d’une clientèle MFR ou le montant des frais d’exemption de remise en service.
[341] Elle juge également élevé le budget demandé de 315 000 $, considérant les radiations anticipées de l’ordre de 120 000 $.
[342] Toutefois, la Régie partage l’avis de Gaz Métro à l’effet que les coûts et les bénéfices d’un tel programme doivent être évalués sur le terrain.
[343] En conséquence, la Régie accepte la mise en place du programme-pilote pour les années 2015 et 2016. Elle y octroie cependant un budget annuel de 250 000 $.
[344] Enfin, la Régie demande à Gaz Métro de lui fournir, dans le cadre des rapports annuels, un bilan détaillé du programme-pilote. Ce bilan devra fournir, notamment, les montants versés pour la qualification des MFR, pour les pertes radiées et pour les exemptions de frais.
9.6 Gaz perdu
[345] Gaz Métro propose à la Régie d’établir le taux de gaz perdu annuellement à partir d’une moyenne historique des taux observés au cours des trois derniers exercices. Pour l’année 2014, elle demande à la Régie de fixer le taux de gaz perdu à inclure dans les tarifs à 0,6 %.
[346] Le Distributeur indique que le taux de 0,4 % utilisé actuellement à chaque année est difficilement atteignable. Il précise que différents sondages effectués par des associations auprès des compagnies gazières membres montrent des taux de gaz perdu se situant entre 1 et 5 %.
[347] Selon la proposition de Gaz Métro, le taux de gaz perdu intégré dans les tarifs devrait davantage se rapprocher du taux réel de gaz perdu constaté en fin d’exercice. Cette proposition aura pour effet de réduire le montant annuel comptabilisé au compte de frais reportés ainsi que les intérêts capitalisés.
[348] En audience, Gaz Métro indique être disposée à fixer un plafond au taux de gaz perdu intégré dans les tarifs, dans la mesure où elle aura toujours la possibilité d’utiliser le compte de nivellement pour inclure le différentiel entre le gaz perdu réel et le pourcentage qui aura été prévu aux tarifs.
[349] La Régie accepte la proposition de Gaz Métro de fixer, à chaque année, le taux de gaz perdu à inclure dans les tarifs à la moyenne du taux de gaz perdu réel observé lors des trois derniers exercices. Elle lui demande toutefois de plafonner à 0,8 % le taux de gaz perdu à inclure dans les tarifs.
10. INVESTISSEMENTS
[350] Pour 2014, Gaz Métro demande à la Régie d’approuver les additions à la base de tarification au montant total de 131,6 M$ pour les projets d’investissements dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
[351] Au niveau des immobilisations corporelles, les additions prévues totalisent 141,8 M$, dont un montant de 105,0 M$ est soumis pour approbation.
Tableau 11
Évolution des additions en immobilisations corporelles de 2012 à 2014
Tableau établi à partir de la pièce B-0104 du dossier R-3837-2013 et de la pièce B-0022 du dossier R-3831-2012.
[352] Les investissements prévus en développement de réseau permettent le raccordement de la nouvelle clientèle et sont réalisés en fonction de leur rentabilité[109]. Les investissements requis pour renforcer le réseau découlent d’une densification accrue du réseau existant.
[353] Les additions à la base de tarification tiennent compte d’une partie des investissements prévus au plan de développement 2013 mais réalisés en 2014, soit 24,6 M$, et ceux prévus au plan 2014, soit 26,5 M$. Après prise en compte des contributions clients de 9,2 M$, les additions nettes en développement et renforcement de réseau s’élèvent à 41,9 M$.
[354] Les investissements prévus en amélioration du réseau et transmission servent à assurer la fiabilité du service de distribution du gaz naturel et la sécurité du réseau. Ils comprennent, notamment, des projets totalisant 50,4 M$ identifiés dans le cadre de la Stratégie de gestion des actifs ainsi que les coûts de 18,6 M$ reliés aux activités de mesurage, aux frais fixes des entrepreneurs et aux projets Pétromont, Soprema et poste de détente 178.
[355] Les installations générales comprennent le siège social et les bureaux d’affaires, les améliorations locatives ainsi que le mobilier et les équipements. Gaz Métro indique que des investissements annuels sont nécessaires au niveau de l’outillage et des équipements de travail, des équipements de communication et d’informatique ainsi que des équipements de transport et de la machinerie lourde.
[356] Pour ce qui est du développement des systèmes informatiques, Gaz Métro prévoit des investissements totalisant 8,3 M$, soit un montant de 6,1 M$ pour des projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$ et un montant de 2,2 M$ pour la migration à Windows 7 et Office 2013.
[357] Pour les programmes commerciaux, Gaz Métro prévoit des additions de 20,5 M$, dont la totalité a trait à des projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
[358] Pour les projets d’investissement en 2014 dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$, la Régie autorise les montants de 105,0 M$ pour les immobilisations corporelles, de 6,1 M$ pour le développement des systèmes informatiques et de 20,5 M$ pour les programmes commerciaux.
11. BASE DE TARIFICATION
[359] Pour l’année 2014, le Distributeur prévoit une base de tarification de 1 903,4 M$, établie selon la moyenne des 13 soldes. Il s’agit d’une croissance de 67,2 M$ ou 4 % par rapport à celle prévue au dossier tarifaire 2013. Comparée aux données réelles 2012, la hausse s’élève à 84,0 M$ ou 5 %.
Tableau 12
Évolution de la base de tarification pour la période 2012 à 2014
Tableau établi à partir des pièces B-0243 et B-0322. L’utilisation d’arrondis peut occasionner des écarts au niveau des montants totaux.
[360] Bien que des données réelles soient disponibles pour l’année 2013[110], la Régie utilise les données révisées en fonction de 5 mois réels et 7 mois prévus (5/7), les écarts étant expliqués par Gaz Métro en fonction du 5/7.
11.1 Comptes de frais reportés et de crédits reportés
[361] Les CFR représentent des sommes déboursées que le Distributeur prévoit recouvrer de sa clientèle au cours d’exercices financiers futurs, par l’intermédiaire du processus d’établissement des tarifs. Ces frais reportés sont des actifs réglementaires car, sans le rôle du régulateur, ces montants seraient comptabilisés dans les charges au moment où ils sont encourus et ne seraient pas capitalisés.
[362] Les CFR les plus importants sont reliés à la stabilisation de la température et au coût du gaz. Ces comptes de nivellement incluent principalement l’impact des variations de la température et du vent sur les revenus ainsi que l’impact sur les résultats des écarts d’inventaire du gaz naturel enregistrés en cours d’exercice financier. Les variations annuelles incluses au dossier tarifaire ont été autorisées dans les dossiers portant sur le rapport annuel de Gaz Métro.
[363] Pour 2014, les CFR reliés à la stabilisation de la température et au coût du gaz s’élèvent à 54,1 M$ et 29,4 M$, comparativement aux montants de 33,8 M$ et 48,6 M$ pour 2013.
[364] Certains CFR ne sont pas inclus dans la base de tarification. Le CFR incluant tous les coûts liés aux études et travaux préparatoires visant à établir la faisabilité d’un projet d’extension de réseau vers la Côte-Nord est un CFR hors-base s’élevant à 17,4 M$. La Régie prend acte du suivi portant sur ce CFR.
[365] Les crédits reportés représentent des sommes encaissées que le Distributeur prévoit remettre à la clientèle, par l’intermédiaire du processus d’établissement des tarifs. Ces crédits reportés sont des passifs réglementaires.
[366] Pour 2014, les crédits reportés ont trait principalement au Fonds vert et au trop‑perçu réalisé en 2012.
[367] Dans ses décisions D-2013-063[111] et D-2013-106[112], la Régie a demandé à Gaz Métro de déposer, dans le cadre du dossier tarifaire 2014, une nouvelle proposition quant au maintien ou à l’abolition de chacun des CFR.
[368] Toutefois, considérant le manque d’informations au présent dossier et l’ampleur du travail requis pour étudier cette question, la Régie a reporté l’étude de cet enjeu au dossier tarifaire 2015[113].
[369] Dans cette nouvelle proposition, Gaz Métro devra prendre en compte l’hypothèse de départ de la Régie, soit que les charges, établies sur une base d’exercice, devraient généralement être incluses dans les tarifs de l’année où elles sont encourues.
11.2 Encaisse réglementaire
[370] Pour 2014, le montant de l’encaisse réglementaire est de 19,9 M$, en hausse de 3,6 M$ comparativement à l’année autorisée 2013. Cette hausse s’explique principalement par le lead-lag relié aux taxes à la consommation.
[371] Au dossier tarifaire 2013, Gaz Métro s’était engagée à revoir la méthode d’établissement du lead-lag des taxes à la consommation perçues sur les revenus et de l’intégrer au dossier tarifaire 2014.
[372] Au présent dossier, Gaz Métro fait valoir que des efforts de programmation informatique réalisés en 2013 ont permis d’obtenir les informations requises afin d’établir le lead-lag des taxes à la consommation et de maintenir la méthode utilisée par le passé. Selon elle, la révision de la méthode n’est donc plus nécessaire.
[373] De plus, Gaz Métro considère l’introduction de la taxe de vente harmonisée (TVH) de 13 % en Ontario, depuis le 1er juillet 2010, dans le calcul des taxes à recevoir provenant des achats. Dans les dossiers tarifaires antérieurs, seule la taxe sur les produits et services (TPS) de 5 % était considérée pour tous les achats de gaz naturel et d’outils d’approvisionnement.
[374] Selon Gaz Métro, l’intégration de la TVH sur le lead-lag des taxes à recevoir a un impact à la hausse de 2,6 M$ sur l’encaisse réglementaire[114].
[375] La Régie prend acte du fait que la révision de la méthode d’établissement du lead‑lag à l’égard des taxes à la consommation n’est plus nécessaire et que la TVH de 13 % est prise en compte pour les achats de gaz naturel et d’outils d’approvisionnement effectués en Ontario.
11.3 Conclusion
[376] Gaz Métro demande à la Régie d’établir la base de tarification à 1 903,4 M$ aux fins de l’établissement des tarifs. La base de tarification 2014 comprend les projets d’investissements au montant total de 131,6 M$, dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$.
[377] La Régie approuve, aux fins de la détermination du revenu requis de Gaz Métro, la base de tarification au montant projeté de 1 903,4 M$.
[378] Pour les prochains dossiers tarifaires, la Régie demande à Gaz Métro de présenter la base de tarification de l’année historique, de l’année de base et de l’année témoin, en fonction de la nature des composantes présentées au tableau 12, particulièrement pour la section des coûts non amortis.
12. STRATÉGIE DE GESTION DES ACTIFS
[379] Les objectifs de la Stratégie de gestion des actifs sont d’établir les priorités et la réalisation des projets qui permettent de mitiger les risques excédant le seuil de tolérance. La Stratégie comprend cinq processus : l’identification des menaces, la gestion des risques, la planification des solutions et l’optimisation et la réalisation du portfolio des projets[115].
[380] Les projets d’investissements prévus dans le cadre de la Stratégie de gestion des actifs totalisent 50,4 M$ pour l’année 2014.
Tableau 13
Coûts prévus des projets d’investissements - Stratégie de gestion des actifs pour la période 2013-2018
Tableau établi à partir de la pièce B-0100 du dossier R-3837-2013 et de la pièce B-0133 du dossier R-3809-2012.
[381] La catégorie « Risques » regroupe des projets requis à la suite de situations représentant des risques qui se situent au-delà du seuil de tolérance par rapport aux valeurs d’affaires de Gaz Métro. Cette catégorie comprend notamment les projets reliés aux conduites de gaz traversant un égout.
[382] La catégorie « Respect des exigences » regroupe des projets requis afin de respecter les normes internes de Gaz Métro, ses engagements auprès de tiers et pour se conformer à la réglementation ou à des changements de normes externes. Gaz Métro prévoit, notamment, des projets reliés à la réfection de l’autoroute 40 et au pont Bisson, dont les montants respectifs s’élèvent à 8,3 M$ et 7,4 M$ pour 2014.
[383] La catégorie « Enjeux clients – capacité hydraulique » regroupe les projets requis pour maintenir la pression minimale dans le réseau, afin d’assurer la desserte de la clientèle existante de Gaz Métro.
[384] La catégorie « Amélioration des actifs » regroupe les projets requis pour assurer la pérennité des infrastructures ou pour permettre l’implantation de nouvelles technologies. Ces projets sont issus principalement des correctifs identifiés lors d’entretiens préventifs ainsi que des réparations urgentes à la suite de fuites.
[385] Dans sa décision D-2013-106, la Régie a demandé l’ajout d’une description des projets à partir du dossier tarifaire 2014[116]. Les explications des projets fournies par Gaz Métro sont satisfaisantes.
[386] Au présent dossier, la Régie constate que seuls l’échéancier, les coûts anticipés et l’explication des projets sont présentés. Les objectifs visés par la Stratégie de gestion des actifs, ainsi que son fonctionnement, ne sont plus présentés. Pour avoir une vue d’ensemble, il faut se référer aux dossiers et décisions antérieurs.
[387] Considérant que les coûts annuels d’investissements anticipés dans le cadre de la Stratégie sont importants, la Régie juge nécessaire d’assurer une pérennité de la connaissance. Dans le cadre des prochains dossiers tarifaires, la Régie demande à Gaz Métro de présenter les assises de la Stratégie, telles que les objectifs visés, une description sommaire de son fonctionnement et autres éléments importants, ainsi que les coûts anticipés, l’échéancier et l’explication des projets.
Problématique reliée aux conduites de gaz traversant un égout
[388] Selon Gaz Métro, les techniques d’installation des conduites de gaz naturel sans tranchée sont utilisées depuis plus de 40 ans. Bien que ces techniques permettent de réduire les dommages et inconvénients occasionnés aux propriétés, il est possible que la conduite de gaz naturel traverse une conduite d’égout.
[389] Gaz Métro présente le projet « Cross bore » et les trois niveaux d’action qui visent à mitiger le risque lié à la présence de conduites de gaz naturel dans les conduites d’égout, soit :
• modifier les méthodes actuelles d’installation de conduites;
• mettre les éléments en place pour répondre rapidement à un appel d’égout bloqué et, le cas échéant, apporter les correctifs requis;
• sensibiliser les différents intervenants à la problématique.
[390] Pour les nouveaux actifs, Gaz Métro favorise l’installation des conduites des branchements d’immeubles en tranchée ouverte, dans la mesure du possible. Dans le cas contraire, des mesures de mitigation seront graduellement implantées et évaluées, telles que la localisation des infrastructures existantes, l’inspection des égouts par caméra et l’exécution d’excavations de vérification.
[391] Pour les installations existantes, Gaz Métro présente le processus d’intervention lors d’un appel pour égout bloqué ainsi que les processus de détection des croisements d’égout sur le réseau. À cette fin, deux approches sont en cours, soit un projet-pilote dans deux secteurs gaziers spécifiques où des croisements d’égouts ont été répertoriés ainsi que le développement d’une approche de partage d’information avec les municipalités, dans le cadre de leur programme d’inspection d’égout.
[392] Considérant le contexte actuel (tragédie du Lac Mégantic et inversion du flux du pipeline Enbridge)[117], l’UMQ fait valoir que les municipalités sont très inquiètes des risques relatifs à la présence, en milieu urbain, d’infrastructures de transport ou de distribution d’énergie, quelle que soit leur forme. L’intervenante croit qu’il est de la responsabilité de la Régie d’aborder les questions de sécurité d’approvisionnement dans un sens large, qui inclut la sécurité de la conception des réseaux de distribution.
[393] L’UMQ recommande à la Régie d’obliger le Distributeur à mettre en place un plan proactif de détection et de correction des croisements d’égouts et de faire état de son avancement lors de chaque dossier tarifaire. Selon l’intervenante, il conviendrait que la Régie accorde au Distributeur les moyens de régler la problématique reliée au projet « Cross bore » en accroissant le revenu requis du montant nécessaire pour mener à bien ce programme.
[394] En audience, l’UMQ explique avoir fait le choix de présenter à la Régie une preuve davantage documentée que celle du dossier tarifaire 2013 pour expliquer à nouveau la problématique. Selon l’intervenante, l’option de mettre davantage l’emphase auprès de ses membres n’a pas été privilégiée, en attente de ce qui sera décidé par la Régie.
[395] Au dossier tarifaire 2013, la Régie n’a pas retenu les recommandations de l’UMQ relatives au suivi spécifique sur l’avancement du projet « Cross bore » à chaque dossier tarifaire et le dépôt des modifications au processus de forage sans tranchée.
[396] Au présent dossier, la preuve démontre de façon satisfaisante les actions et les efforts de Gaz Métro en lien avec la problématique des croisements d’égouts ainsi que la réponse de certains acteurs visés, tels que les municipalités[118]. La Régie réitère son opinion émise dans sa décision D-2013-106[119] et juge qu’un suivi spécifique sur cette question à chaque dossier tarifaire n’est pas nécessaire.
[397] Quant au plan proactif de prévention et de correction des croisements d’égouts, la Régie considère que cette question relève de la gestion interne de Gaz Métro, qui se doit de respecter la réglementation concernée, notamment celle de la Régie du bâtiment.
[398] En conséquence, la Régie ne retient pas les recommandations de l’UMQ.
13. STRATÉGIE FINANCIÈRE
13.1 Structure de capital
[399] La structure de capital présumée de Gaz Métro a été approuvée précédemment par la Régie dans sa décision D-2011-182[120], soit 38,5 % d’avoir propre, 7,5 % d’actions privilégiées et 54 % de dette. La Régie maintient la structure de capital.
13.2 Coût en capital moyen
[400] À la suite de la décision D-2013-085[121] dans laquelle la Régie prolonge la suspension de l’application de la formule d’ajustement automatique (FAA) jusqu’au 1er octobre 2014 et maintient le taux de rendement sur l’avoir de l’actionnaire à 8,90 %, Gaz Métro présente, en phase 3, un coût en capital moyen de 7,18 %[122].
[401] La Régie autorise un coût en capital moyen de 7,18 % sur la base de tarification.
13.3 Coût en capital prospectif
[402] À la suite de la décision D-2013-085, Gaz Métro présente un coût en capital prospectif de 5,75 %[123].
[403] La Régie autorise, aux fins de l’évaluation des projets d’investissement prévus par Gaz Métro pour l’exercice financier 2014, un coût en capital prospectif de 5,75 %.
14. Plan global en efficacité énergétique
14.1 Objectifs d’économie d’énergie et budget 2014
[404] Le Plan global en efficacité énergétique (PGEÉ) 2014 de Gaz Métro prévoit des économies volumétriques totales de 34,1 millions de mètre cube (Mm³). Pour mettre en œuvre ce programme, Gaz Métro demande à la Régie d’approuver un budget totalisant 18,3 M$, dont 15,0 M$ en aide financière directe aux participants et 3,2 M$ en charges d’exploitation[124].
[405] La Régie approuve les programmes et les budgets du PGEÉ 2014 de Gaz Métro, sous réserve des modifications apportées dans la présente décision.
[406] Le GRAME recommande de mettre à jour la cible d’économies d’énergie donnant droit à la bonification de 1 M$, de sorte que l’atteinte de cette cible assure que l’objectif de la Stratégie énergétique sera lui aussi atteint.
[407] En audience, l’intervenant précise :
« […] on recommande que la cible de trente-deux millions de mètres cubes (32 Mm3) de réduction soit modifiée pour l’année deux mille quinze (2015) afin que Gaz Métro atteigne sa part de la cible de la stratégie fixée à trois cent trente-neuf point cinq millions de mètres cubes (339,5 Mm3) avant de bénéficier de la bonification de un million (1 M) »[125].
[408] En argumentation, Gaz Métro indique avoir confiance que la cible d’économie prévue à la Stratégie énergétique sera atteinte et qu’il n’y a pas lieu de retenir la recommandation du GRAME. Le Distributeur explique que l’année financière du gouvernement se terminant quelques mois après la fermeture de sa propre année financière au 30 septembre 2015, une partie des résultats du PGEÉ 2016 permettra de combler l’écart entre la cible de la Stratégie énergétique à l’horizon 2015 et les résultats du PGEÉ.
[409] La Régie constate qu’en pratique, à cause des fins d’années financières différentes, il est difficile de mettre en place la recommandation du GRAME. Par ailleurs, elle note qu’il est fort possible que Gaz Métro atteigne la cible de la Stratégie énergétique au 31 mars 2016.
[410] La Régie est donc d’avis qu’il n’y a pas lieu de retenir la recommandation du GRAME.
[411] La Régie constate toutefois que, dans la situation actuelle, le Distributeur se voit accorder une bonification pour atteindre un objectif de 32 Mm3 d’économies alors qu’il prévoit en obtenir plus de 34 Mm3.
[412] La Régie considère que, dans le contexte où la bonification est un incitatif à la performance, avoir un seuil de bonification inférieur aux prévisions n’est pas adéquat.
[413] Conséquemment, la Régie demande à Gaz Métro de présenter, dans le prochain dossier tarifaire, une proposition pour la mise en place d’un seuil de bonification, variable annuellement, qui soit en lien avec les prévisions du PGEÉ.
14.2 Modifications proposées aux programmes du Plan global en efficacité énergétique
[414] Gaz Métro propose le retrait du programme « PE200 Chauffe-eau à efficacité intermédiaire » au 30 septembre 2014, donnant suite à une recommandation contenue dans le rapport d’évaluation déposé à la Régie à l’automne 2012.
[415] Gaz Métro propose également de combiner les programmes PE215 et PE217 qui visent tous deux les technologies infrarouges mais qui s’adressent à deux marchés différents, commercial, institutionnel et industriel (CII) et ventes grandes entreprises (VGE). Selon Gaz Métro, ce regroupement, recommandé dans le rapport d’évaluation déposé à la Régie à l’automne 2012, permettra de simplifier l’offre de programmes.
[416] Gaz Métro propose de modifier les modalités d’application des programmes « PE126 Bonification résidentielle » et « PE236 Bonification CII ». Ces programmes visent, notamment, à accorder une aide financière supplémentaire aux propriétaires d’immeubles multi locatifs, dont un ou plusieurs logements sont occupés par des MFR.
[417] Dans sa décision D-2012-116, la Régie avait retenu l’approche proposée par Gaz Métro de permettre à des propriétaires non MFR de participer à ces programmes, à condition qu’ils s’engagent à respecter le taux d’augmentation des loyers publié par la Régie du logement[126].
[418] À la suite de la démarche de consultation externe effectuée en 2012‑2013 auprès d’organismes intervenant auprès des MFR et d’associations représentant des propriétaires d’immeubles, Gaz Métro a constaté que l’approche retenue présente plusieurs obstacles importants. Elle propose donc une approche plus simple qui consiste à verser une partie de l’aide financière bonifiée aux propriétaires et à verser l’autre partie directement aux locataires MFR, en un seul versement.
[419] La Régie approuve les modifications proposées aux programmes existants du PGEÉ de Gaz Métro.
14.3 Rentabilité des programmes
[420] Le PGEÉ 2014 affiche un test du coût total en ressources (TCTR) de 33 561 709 $. La Régie note toutefois que la rentabilité des programmes du secteur résidentiel est négative (- 128 986 $). En fait, au secteur résidentiel, à l’exception des programmes « PE103 Thermostat programmable » et « PE113 Chauffe-eau sans réservoir », tous les programmes présentent une rentabilité négative.
[421] SÉ/AQLPA constate que le Distributeur utilise le coût évité en chauffage dans l’analyse de rentabilité de programmes visant des charges de base. L’intervenant recommande de demander à Gaz Métro de rétablir, pour les programmes affectant la demande de base, des coûts évités différents de ceux de la demande de chauffage.
[422] En audience, Gaz Métro indique que le traitement des coûts évités dans le cadre des tests de rentabilité représente un enjeu qui mérite d’être analysé plus en profondeur par un expert reconnu en la matière. Elle précise qu’une mise à jour de ses coûts évités sera déposée dans le cadre du dossier tarifaire 2015 et propose que cette question soit soumise à l’expert chargé de cette mise à jour.
[423] La Régie prend acte de la proposition de Gaz Métro de reporter au dossier tarifaire 2015 l’analyse de l’utilisation des coûts évités en base ou en chauffage pour les différents programmes du PGEÉ.
[424] En audience, le Distributeur indique que le surcoût utilisé dans le calcul du TCTR des programmes « PE207 Étude de faisabilité CII » et « PE211 Étude de faisabilité VGE » ne comprend que le coût des études elles-mêmes et exclut le coût des mesures d’efficacité énergétique qui sont implantées par la suite.
[425] La Régie note que, dans ces deux programmes, des économies d’énergie sont reconnues pour des mesures implantées par le participant à la suite de la réalisation de l’étude.
[426] La Régie est d’avis que le TCTR, comme son nom l’indique, doit prendre en compte l’ensemble des coûts encourus pour obtenir les économies d’énergie. Dans le cas des programmes PE207 et PE211, à partir du moment où l’on reconnaît des économies d’énergie associées à des études, il est nécessaire de considérer, dans le calcul de la rentabilité, non seulement le coût des études mais aussi celui de la mise en place des mesures ayant permis d’obtenir ces économies.
[427] La Régie demande à Gaz Métro d’inclure dans le calcul du TCTR des programmes PE207 et PE211 l’ensemble des coûts associés aux économies d’énergie obtenues dans ces programmes.
14.4 Suivi de décisions antérieures ou de rapports de la Régie
Suivis de la décision D-2013-106
[428] Gaz Métro dépose un suivi des engagements associés au Fonds en efficacité énergétique (FEÉ)[127]. Elle indique que tous les dossiers du FEÉ ont été soit payés ou annulés et que, conséquemment, il n’y a plus lieu de maintenir ce suivi dans les prochains dossiers réglementaires.
[429] Gaz Métro présente, pour chacun des programmes du PGEÉ, le détail des montants engagés dans les années précédentes qui seront payés dans l’année tarifaire en cours, les montants engagés et payés dans l’année et les montants engagés dans l’année qui seront payés dans les années futures. En réponse à une demande de la Régie, le Distributeur présente également les montants engagés avant le 1er octobre 2013 non inclus dans les déboursés prévus en 2013-2014.
[430] Gaz Métro présente le TCTR de chacun des programmes du PGEÉ, en incluant, dans le calcul, l’ensemble des coûts associés aux bénévoles. Elle présente également les résultats du calcul des TCTR sous forme de ratios bénéfices/coûts.
[431] Le Distributeur présente une analyse de la performance du programme « PE103 Thermostat programmable » à partir des résultats de la dernière évaluation et du potentiel technico-économique du programme. Il conclut que, même si le programme couvre déjà près des 2/3 du potentiel commercial réalisable, il reste deux segments de marché qui offrent encore un potentiel intéressant, soit la clientèle existante qui n’est pas en situation de changement (changement d’appareil de chauffage, conversion ou nouvelle construction) et le marché multi locatif.
[432] Gaz Métro indique qu’elle soumettra ces informations sur le marché aux experts externes chargés de l’évaluation du programme, en 2013-2014, afin qu’ils puissent émettre des recommandations permettant de mieux cibler les clientèles n’ayant pas encore profité du programme. Elle précise que le rapport d’évaluation sera déposé à la Régie à l’automne 2014.
[433] La Régie prend acte des suivis déposés par Gaz Métro et l’autorise à mettre un terme aux suivis des engagements du FEÉ. Elle demande au Distributeur d’inclure dans ses prochains suivis des montants engagés par le PGEÉ, que ce soit dans le cadre du rapport annuel ou du dossier tarifaire, les montants engagés dans chacun des programmes, avant l’année tarifaire en cours, et qui seront payés après l’année tarifaire en cours.
[434] Gaz Métro dépose les rapports d’évaluation des programmes « PE234 Préchauffage Solaire » et « PE235 Nouvelle Construction » et demande la levée de la suspension de ces programmes ordonnée dans la décision D-2013-106[128]. Dans le cas du programme PE234, le Distributeur demande le maintien du statut de projet-pilote pour ce programme.
[435] L’évaluateur du programme PE235 conclut qu’il fonctionne bien et que les participants s’en disent très satisfaits. Il recommande d’intégrer de nouveaux paramètres de programme, selon les résultats de l’évaluation. Il recommande, entre autres, un rehaussement du niveau de performance requis et un ajustement à la baisse de la durée de vie utile des projets considérée dans les analyses de rentabilité[129].
[436] La Régie constate qu’en utilisant les nouveaux paramètres obtenus en évaluation dans le calcul du TCTR, le programme PE235 est rentable[130].
[437] Dans le cas du programme PE234, l’évaluateur conclut, entre autres, que les technologies des murs solaires sont perçues de manière généralement positive par les participants, bien que certains d’entre eux expriment des réserves à l’égard de l’ampleur des économies d’énergie réalisées. Il conclut aussi que les projets réalisés dans des bâtiments neufs comportent, selon les intervenants consultés, des avantages énergétiques comparativement aux projets réalisés dans des bâtiments existants.
[438] L’évaluateur recommande d’intégrer les résultats de l’évaluation aux paramètres du programme. Il recommande également que le programme vise à augmenter la proportion de projets réalisés dans des bâtiments neufs et qu’une attention particulière soit apportée aux bâtiments industriels où le collecteur solaire peut être opéré en continu.
[439] La Régie constate qu’en utilisant les nouveaux paramètres obtenus en évaluation dans le calcul du TCTR, le programme PE234 n’est pas rentable.
[440] Le Distributeur indique qu’afin d’améliorer la rentabilité et la performance du programme, il adoptera une nouvelle stratégie de mise en marché plus ciblée, pour augmenter la proportion de projets dans le secteur de la nouvelle construction et des bâtiments à vocation industrielle. En audience, il précise vouloir continuer d’offrir un programme de masse s’adressant à l’ensemble de la clientèle, en concentrant toutefois ses efforts vers les projets qui génèrent davantage de rentabilité.
[441] Dans sa décision D-2013-106, la Régie s’est dite préoccupée par la situation du programme PE234[131] :
« [455] La Régie est préoccupée par la situation des programmes PC410 et PC440 […]. Le PC440 est un programme converti en projet-pilote pour permettre de tester différentes approches de mise en marché et offrir plus de flexibilité pour adapter l’offre aux besoins du marché, afin d’améliorer sa rentabilité »[132].
[442] Ces préoccupations avaient amené la Régie à suspendre le programme, en attendant le résultat d’une évaluation.
[443] En réponse aux préoccupations de la Régie et aux conclusions de l’évaluation, le Distributeur propose uniquement de modifier certains paramètres, sans rendre le programme rentable.
[444] De plus, le Distributeur propose le maintien du statut de projet-pilote et l’adoption d’une nouvelle stratégie de mise en marché, sans définir cette dernière. En fait, ces propositions ne font que maintenir la situation qui existait au moment où la Régie a ordonné la suspension du programme.
[445] La Régie est d’avis que l’évaluation d’un programme ayant le statut de projet-pilote devrait permettre de mettre fin à ce statut, soit en abandonnant le programme ou en y apportant des modifications permettant d’en assurer la rentabilité. Le maintien du statut de projet-pilote n’est pas une option.
[446] La Régie considère que le rapport d’évaluation du programme PE234 démontre que les technologies visées par le programme génèrent des économies d’énergie intéressantes et méritent d’être promues dans le cadre du PGEÉ. La Régie est toutefois d’avis que les propositions Gaz Métro ne permettent pas de mettre fin à la suspension du programme PE234. Si Gaz Métro souhaite offrir de l’aide financière pour des technologies solaires, elle devra soumettre une proposition à la Régie permettant de résoudre l’enjeu de la rentabilité.
[447] La Régie refuse la proposition de Gaz Métro de maintenir le programme PE234 dans sa forme actuelle comme projet-pilote et maintient la suspension du programme.
[448] Le ROEÉ constate que le rapport d’évaluation du programme de préchauffage solaire de l’air (PE234) montre que les économies d’énergie réelles associées à certains projets réalisés dans le cadre du programme, au cours de la période évaluée, sont plus faibles que les économies prévues. Il note que ceci est dû au fait que, dans ces projets, les effets du vent n’ont pas été pris en compte correctement.
[449] L’intervenant indique que les gestionnaires du FEÉ et de Gaz Métro se sont basés sur une simple prétention du fabricant des capteurs solaires qui suggérait de ne pas prendre en compte l’impact du facteur vent sur les économies d’énergie, sans faire plus de vérifications. Il plaide qu’en ne procédant pas à de simples vérifications de base des prétentions du fabricant, Gaz Métro a manqué à son devoir de prudence et de diligence en tant que fiduciaire du FEÉ et d’administrateur du PGEÉ.
[450] Le ROEÉ recommande donc à la Régie d’ordonner à Gaz Métro de rembourser, à même ses bénéfices, les sommes qui ont été et seront dépensées pour des économies fictives relatives aux projets engagés par le FEÉ dans le cadre du programme PC440 (PE234) entre le 1er octobre 2009 et le 30 septembre 2012.
[451] Le ROEÉ recommande également à la Régie d’ordonner à Gaz Métro de rembourser, à même ses bénéfices, les sommes qui ont été et seront dépensées pour des économies fictives relatives aux projets engagés par Gaz Métro dans le cadre du programme PE234 pour la période 2012-2013.
[452] En plaidoirie, Gaz Métro indique :
« Ce que le ROEÉ demande tout simplement, Monsieur le président, c’est ni plus ni moins qu’une désallocation de coûts. […] Une mesure musclée qui requerrait de la part du ROEÉ qu’il rencontre un fardeau de preuve tout aussi musclé, nous vous le soumettons.
Or, le fardeau... le fardeau du ROEÉ, c’est notre prétention, n’a pas été rencontré afin de permettre de réclamer une telle désallocation de coûts »[133].
[453] La Régie constate que selon le rapport d’évaluation du programme préparé par SOM, la majorité (63 %) des projets réalisés dans le cadre du programme ont été initiés par des intervenants de marché (fabricant, distributeur ou firme de génie-conseil) et que ces derniers représentent une des principales sources d’information sur les murs solaires pour les participants au programme[134].
[454] La Régie note également que, selon le Distributeur, le manufacturier et les firmes de génie-conseil ne reconnaissaient pas l’impact du vent :
« Lorsque le collecteur à vitrage perforé Lubi est arrivé sur le marché, le fabricant recommandait que la vitesse du vent ne soit pas considérée et que la conception du capteur permettait d’annuler l’effet de la vitesse du vent. Effectivement, des firmes de génie-conseil se sont alignées sur cette perception dans leur simulation RETScreen et c’est sur cette base que les dossiers ont été évalués par le FEÉ »[135].
[455] La Régie en conclut que, comme la majorité des projets ont été déposés par des intervenants de marché qui peuvent être qualifiés de « compétents », le FEÉ ou Gaz Métro n’avait pas de raison de douter des économies prévues.
[456] En conséquence, la Régie rejette les recommandations du ROEÉ d’ordonner à Gaz Métro de rembourser les sommes dépensées pour des projets ayant procuré moins d’économies d’énergie que celles prévues dans le cadre du programme PE234.
[457] La Régie ne retient pas la recommandation du ROEÉ d’ordonner à Gaz Métro de réajuster ses divers bilans énergétiques afin d’y corriger la surévaluation des économies d’énergie. Selon le processus en vigueur actuellement, les résultats des évaluations de programmes sont toujours appliqués sur une base prospective.
[458] Le ROEÉ recommande à la Régie d’ordonner à Gaz Métro d’informer les participants aux programmes PC440 et PE234 visés que les aides financières ont été surévaluées et que les économies d’énergie seront plus faibles que celles qui ont été calculées pour leur projet.
[459] En argumentation, SÉ/AQLPA indique appuyer cette dernière recommandation du ROEÉ.
[460] La Régie constate que le rapport d’évaluation du programme PE234 mentionne que la décision d’installer un mur solaire (ou des capteurs) est largement influencée par la réduction espérée des coûts de chauffage et les économies d’énergie potentielles. Le rapport mentionne également qu’une minorité d’entreprises (19 %) avait des craintes à l’égard des économies d’énergie possibles[136].
[461] Dans ce contexte, la Régie considère que le Distributeur, ou la firme ayant réalisé l’évaluation du programme, devrait prendre contact avec les clients ayant réalisé des projets dans le cadre du programme PE234 (ou PC440), pour lesquels les économies d’énergie prévues ont été surestimées significativement, pour valider les résultats obtenus et le niveau de satisfaction de ces clients.
Autres suivis
[462] La Régie prend acte du fait que le coût du capital prospectif qu’elle a autorisé dans sa décision D-2013-106 a été utilisé par Gaz Métro comme taux d’actualisation aux fins du calcul du TCTR au présent dossier, tel qu’elle l’a demandé dans sa décision D‑2011‑182[137].
[463] La Régie prend acte de l’analyse de la firme Econoler[138] déposée en suivi du rapport sur le suivi 2013 des évaluations des programmes du PGEÉ et expliquant comment le nouveau gain unitaire pour les programmes PE215 et PE217 est conciliable avec des économies d’énergie de 23 %.
[464] La Régie prend acte des calendriers des évaluations 2014 des programmes du PGEÉ[139].
15. INCITATIF À LA PERFORMANCE ET INDICES DE QUALITÉ DE SERVICE
15.1 Incitatif à la performance
[465] Gaz Métro demande à la Régie de reconduire, pour les années 2014 et 2015, l’incitatif à la performance relié à l’optimisation des outils d’approvisionnement, en y apportant certaines modifications[140], incluant des informations confidentielles[141].
[466] Le Distributeur fait valoir, à l’appui de sa proposition d’approuver l’incitatif pour une période de deux ans, que la structure d’approvisionnement 2015 ne changera pas par rapport à celle de 2014.
[467] L’incitatif retenu lors du dernier dossier tarifaire comprend deux volets :
• une bonification égale à 10 % des revenus de transactions financières;
• une bonification égale à 10 % des économies réalisées par des transactions spéciales d’achat identifiées par la Régie. Cette bonification est conditionnelle à ce qu’il n’y ait pas de revente de Firm Transportation Long Haul (FTLH) inutilisé.
15.1.1 Transactions financières
[468] Gaz Métro ne propose aucune modification au traitement de ces transactions.
[469] En réponse à une question de la Régie, le Distributeur affirme que l’inclusion des transactions d’une durée supérieure à 12 mois ou s’étendant au-delà du 30 septembre doit être maintenue au-delà du 30 septembre 2014 et qu’il est juste et raisonnable qu’un incitatif de 10 % lui soit attribué.
[470] Gaz Métro indique qu’elle est prête à s’abstenir de faire d’autres transactions de prêt d’espace tant que la Régie n’aura pas approuvé une nouvelle approche découlant d’une proposition du Distributeur sur la question. Gaz Métro ajoute que la mise en œuvre de la nouvelle stratégie de gestion de l’entreposage présentée à la section 5.2 enlèverait les opportunités de transactions.
15.1.2 Transactions spéciales d’achat
[471] Le Distributeur propose d’ajouter une nouvelle transaction spéciale d’achat et d’éliminer la condition à l’effet qu’il n’y ait pas de revente de transport FTLH inutilisé.
[472] Cette transaction additionnelle est une transaction d’échange Dawn/GMi‑EDA ou Parkway.
[473] Gaz Métro indique qu’aux termes de sa proposition, les économies associées à cette transaction d’achat sont évaluées en soustrayant du coût du transport Empress‑GMi‑EDA, selon le tarif de TCPL, le coût du transport de la transaction.
[474] Le Distributeur confirme que son mode d’évaluation ne fait pas intervenir le coût du gaz naturel à Empress et à Dawn.
[475] Gaz Métro n’a pas indiqué clairement qu’elle était prête, le cas échéant, à participer aux pertes que pourrait entraîner cette transaction.
[476] L’ACIG considère que la bonification doit être refusée, car les dates de conclusion des transactions sont antérieures à la date de la décision de la Régie quant au mode de bonification.
[477] Gaz Métro fait valoir, en réponse à l’argument de l’ACIG, que la Régie était bien au fait de cette situation lorsqu’elle a accepté la bonification de transactions spéciales pour l’année tarifaire 2013.
15.1.3 Opinion de la Régie
15.1.3.1 Transactions financières
[478] La Régie accepte la proposition de Gaz Métro à l’égard des transactions financières, sous réserve des deux modifications énoncées aux paragraphes suivants.
[479] Par définition, les transactions financières doivent laisser inchangées les opérations du Distributeur :
« Dans sa planification annuelle, Gaz Métro vise à garder une certaine flexibilité dans ses outils en limitant, par exemple, les achats de gaz naturel contractés d’avance à Dawn à la période de l’hiver. Malgré cette approche, Gaz Métro pourrait tout de même se retrouver en position d’excédents et devoir libérer certains approvisionnements et, à tout le moins, obtenir un revenu d’un tiers qui viendra réduire les coûts encourus à être supportés par les clients »[142].
[480] Dans le cas des transactions de plus de 12 mois ou s’étendant au-delà du 30 septembre d’une année donnée, ces conditions peuvent ne pas être satisfaites puisque le Distributeur met à jour l’ensemble de son plan d’approvisionnement et que des outils qui n’étaient pas requis jusqu’alors peuvent le devenir.
[481] La Régie juge qu’il serait fastidieux et potentiellement coûteux d’analyser chacune de ces transactions a posteriori.
[482] Par conséquent, la Régie considère que les transactions de plus de 12 mois ou s’étendant au-delà du 30 septembre d’une année donnée ne peuvent être considérées comme des transactions financières d’optimisation.
[483] Les transactions de prêt d’espace ont soulevé plusieurs questions : justification, impact sur les opérations du Distributeur, etc.
[484] La Régie constate que Gaz Métro est prête à s’abstenir de faire d’autres transactions de prêt d’espace tant que la Régie n’aura pas approuvé une nouvelle approche découlant d’une éventuelle proposition du Distributeur sur la question.
[485] Par conséquent, la Régie exclut, jusqu’à l’approbation de cette éventuelle approche, les transactions de prêt d’espace des transactions financières.
15.1.3.2 Transactions spéciales d’achat
[486] La Régie proposait, lors du dossier tarifaire 2013, l’instauration d’une bonification pour les transactions d’achat qui permettent aux consommateurs d’économiser lorsque de telles transactions se réalisent à un tarif inférieur au tarif correspondant de TCPL. La Régie, dans cet esprit, a établi une liste de telles transactions et une méthodologie de calcul des économies. Elle avait alors tenu compte des commentaires de l’ACIG mentionnant que Gaz Métro avait réalisé des transactions qui permettaient des économies pour les clients.
[487] Même si ces transactions étaient déjà réalisées et que les clients auraient profité, de toute façon, des économies réalisées, la Régie a jugé bon de récompenser les transactions intéressantes pour les clients afin d’énoncer un principe fondamental et de l’illustrer par un exemple concret : la bonification doit être un pourcentage des économies effectivement réalisées par les clients.
[488] La transaction que Gaz Métro propose d’ajouter aux transactions spéciales implique deux points de réception différents : Dawn et Empress.
[489] La formule d’évaluation soumise par Gaz Métro ne permet pas d’évaluer correctement les économies (ou les pertes) réalisées par les clients, car les coûts de fourniture du gaz naturel à ces deux points ne sont pas pris en considération.
[490] La Régie ne peut accepter d’accorder une bonification à une ou à des transactions sur une base autre qu’un pourcentage des économies effectivement réalisées par les clients du Distributeur.
[491] De plus, la transaction additionnelle proposée par Gaz Métro peut conduire à des pertes pour les clients lorsqu’elle ne prend pas en considération les coûts de fourniture et le Distributeur n’a pas indiqué clairement qu’il était prêt à participer aux pertes, le cas échéant.
[492] Pour ces motifs, la Régie ne retient pas, pour cette année, le volet de bonification des transactions spéciales d’achat.
15.1.3.3 Années d’application de l’incitatif
[493] La Régie considère que les plans d’approvisionnement annuels permettent au Distributeur d’ajuster ses stratégies en fonction des besoins et des changements de contexte du marché gazier.
[494] Compte tenu des incertitudes particulièrement importantes qui touchent actuellement le marché gazier, la Régie ne retient pas l’argument du Distributeur à l’effet que la structure d’approvisionnement demeurerait inchangée.
[495] Compte tenu des incertitudes particulièrement importantes qui touchent actuellement le marché gazier, la Régie juge préférable d’approuver l’incitatif pour l’année 2014 seulement.
15.2 Indices de qualité de service
[496] Dans sa décision D-2013-106, la Régie ordonnait :
« [389] Pour l’année 2013, la Régie juge qu’il n’est pas approprié que la remise de la portion du trop-perçu à Gaz Métro soit soumise à l’atteinte d’indices de maintien de la qualité de service. L’année en cours est particulièrement avancée pour que cette demande soit pertinente. Gaz Métro devra toutefois présenter de tels indices dans le cadre du dossier d’examen du rapport annuel 2013 de la même façon qu’en 2012.
[390] Pour les années suivantes, la Régie demande à Gaz Métro de présenter, dans les dossiers tarifaires, les indices utilisés dans le cadre du mécanisme incitatif précédent. La remise des trop-perçus sera assujettie aux mêmes modalités que celles établies dans le mécanisme incitatif terminé en 2012 »[143].
[497] Selon cette même décision, Gaz Métro peut conserver 50 % des 50 premiers points de base dégagés à titre de trop-perçu. Tout point de base additionnel est au bénéfice des clients. Gaz Métro présente les conditions d’accès au trop-perçu dans le cadre du mécanisme incitatif en vigueur jusqu’au 30 septembre 2012 et applicables au partage du trop-perçu à partir de l’exercice 2014 :
• un seuil minimal de pourcentage global de réalisation de 85 % sera requis pour donner droit à 85 % du trop-perçu réel (part de Gaz Métro);
• entre 85 % et 100 % de pourcentage global de réalisation, le pourcentage de la bonification et du trop-perçu réel conservé par Gaz Métro correspondra au pourcentage global de réalisation;
• en bas du seuil minimal de 85 % de pourcentage global de réalisation, Gaz Métro n’aura droit à aucune part du trop-perçu.
[498] Gaz Métro expose à la pièce B‑0159[144] les indices, les paramètres utilisés et leur pondération dans le cadre du mécanisme incitatif en vigueur jusqu’au 30 septembre 2012. Le tableau ci-dessous les résume :
[499]
Le Distributeur
présente en détail la procédure de recouvrement et d’interruption de service. Il
souhaite faire l’ajout suivant aux divers critères à considérer dans l’établissement
de cet indice. Dans le cas où, d’une part, un manquement à la procédure n’aurait
pas causé de préjudice au client et, d’autre part, que Gaz Métro détecte l’erreur
et
rétablisse l’alimentation en gaz naturel à l’intérieur des 48 heures
suivant l’interruption, le cas échéant, cette situation ne serait pas
comptabilisée comme un manquement de la part de Gaz Métro. L’interruption
serait présumée « sans préjudice » si le client n’a pas déposé de
plainte ou de commentaire au Bureau du coordonnateur aux plaintes de Gaz Métro
et s’il n’a pas déposé de réclamation auprès du service des Réclamations de Gaz
Métro découlant de cet événement.
[500] Cette dernière modalité n’était pas définie dans les critères établis dans le dernier mécanisme incitatif en vigueur. Gaz Métro propose de l’ajouter afin de tenir compte d’une situation dont il a été question dans le cadre du rapport annuel au 30 septembre 2011[145]. Elle avait alors informé la Régie qu’une interruption de service avait été autorisée par erreur. Cet incident avait été analysé en fonction des faits survenus, de la clause du mécanisme incitatif en vigueur et de l’esprit de l’entente dans lequel la procédure de recouvrement et d’interruption de service avait été négociée et libellée au mécanisme incitatif. Gaz Métro avait conclu que cette interruption ne constituait pas un manquement à la procédure et n’avait pas réduit le pourcentage de réalisation de l’indice. La décision D‑2012‑071[146] n’a pas remis en question le calcul de cet indice. C’est pourquoi Gaz Métro demande de formaliser cette modalité.
[501] La Régie ne juge pas opportun de déterminer à l’avance une exception découlant d’un manquement à l’atteinte d’un indice de qualité de service. Toutefois, considérant l’historique du traitement accordé lorsqu’un tel événement s’est produit, elle invite Gaz Métro à demander, le cas échéant, une telle exception dans le cadre d’un rapport annuel.
[502] En conséquence, la Régie reconnaît que la remise des trop‑perçus sera assujettie aux indices de qualité de service présentés à la pièce B‑0159.
16. PRÉVISIONS
16.1 Suivi relatif aux prévisions des consommations et du nombre de clients par palier et sous-palier tarifaire et explication des écarts
[503] Dans sa décision D-2013-106, la Régie ordonnait à Gaz Métro de :
« [539] […] déposer, lors du dossier tarifaire 2014, les explications détaillées de la prévision des consommations et du nombre de clients par palier et sous-palier tarifaire. Le distributeur devra également justifier les écarts de prévisions par rapport aux dossiers tarifaires 2012 et 2013 pour chacun des paliers et sous-paliers tarifaires.
[540] La Régie ordonne également au distributeur de mettre en place, le plus rapidement possible, les outils informatiques requis pour être en mesure d’identifier les données réelles de base, à savoir le nombre de clients, les volumes de vente et les revenus par palier et sous-palier tarifaire. Le distributeur devra faire état de sa réflexion à cet égard dans le rapport annuel 2013.
[541] Lorsque ces données seront disponibles, le distributeur devra présenter dans ses dossiers tarifaires l’évolution des données prévisionnelles et réelles des cinq années précédant le dépôt du dossier tarifaire »[147].
[504] En suivi de cette décision, Gaz Métro expose les différentes méthodes utilisées pour établir la prévision de la demande selon les types de clients. Elle fournit aussi les explications à l’égard des prévisions de consommation et du nombre de clients pour l’exercice 2014 et justifie, lorsque possible, les écarts de prévisions par rapport aux exercices 2012 et 2013.
[505] Gaz Métro explique qu’elle utilise une méthode de prévision distincte pour élaborer les projections du marché des grandes entreprises (GE) et du marché des petit et moyen débits (PMD). Le marché des GE regroupe les tarifs D4 et D5 tandis que celui des PMD regroupe les tarifs D1 et D3.
[506] La prévision de volumes pour le marché des GE est basée sur les consommations annuelles prévues pour chacun des clients des tarifs D4 et D5. Le nombre moins élevé de clients et l’importance des volumes qui leur sont associés justifient une telle méthodologie.
[507] Pour le marché PMD, le nombre élevé de clients ne permet pas la réalisation de prévisions par client. Les prévisions de volumes du marché PMD sont donc déterminées de façon globale par tarif (D1 et D3) pour ensuite être réparties par palier et sous‑palier au prorata des volumes historiques, afin de générer la projection des revenus. La prévision de la demande correspond donc aux volumes de l’année financière précédente ajustés des facteurs pouvant influencer la demande.
[508] Le volume annuel pour chacun de ces deux tarifs est subdivisé par mois, proportionnellement au volume normalisé historique.
[509] Gaz Métro mentionne qu’étant donné que les volumes prévus du tarif D1 sont présentés dans le dossier tarifaire en fonction de tranches de volume annuel consommé par les clients (ex. 0 à 1 095 m3), une étape supplémentaire est nécessaire. Elle ajoute qu’il n’y a malheureusement pas d’adéquation directe possible entre les m³/jour facturés et les volumes annuels consommés.
[510] Cependant, elle précise que certaines améliorations très récentes à ses outils informatisés, à la suite du transfert de la facturation cyclique au système SAP, ont permis d’obtenir une image de la consommation facturée en m³/jour par tranche de volume annuel consommé, lui permettant d’établir le nombre de clients ainsi que le volume annuel total facturé pour ces derniers.
[511] En ce qui a trait à l’établissement de la prévision du nombre de clients PMD par tarif, palier et sous-palier, Gaz Métro projette un nombre global de clients pour les tarifs D1 et D3. Elle utilise le nombre total de clients de la dernière année complétée, auquel est ajoutée une variation nette des gains et pertes de clients projetés, qui est fonction des facteurs pris en compte lors de la prévision des consommations.
[512] Pour justifier l’écart important du nombre de clients prévus au tarif D1 entre les dossiers tarifaires 2012 et 2013, Gaz Métro explique que dans le dossier 2013, elle a utilisé des informations provenant d’une source alternative, ce qui a amené une surestimation des données associées au premier sous‑palier du tarif D1 (de 0 à 1 095 m³/an) et une sous-estimation des autres paliers et sous‑paliers. Cette source alternative a été utilisée seulement en 2013.
[513] Gaz Métro mentionne que les prévisions globales de volumes aux PMD, selon la méthode décrite précédemment, s’avèrent fiables lorsque comparées aux consommations réelles. Cependant, la ventilation des volumes par groupe de clients s’effectue en utilisant des méthodes purement mathématiques.
[514] Elle indique que les améliorations à ses outils informatisés devraient permettre, à l’avenir, une meilleure répartition des prévisions globales par palier et sous‑palier de consommation annuelle.
[515] La Régie prend acte du suivi déposé par Gaz Métro à l’égard de la prévision des consommations, de la prévision du nombre de clients et de l’explication des écarts de prévision, et s’en déclare satisfaite.
[516] Elle demande au Distributeur de poursuivre le développement d’outils informatiques qui permettront d’établir des bases de données historiques de consommation et de facturation. L’analyse de ces données lui permettra de dégager des tendances sur l’évolution réelle de la consommation des clients.
17. STRATÉGIE TARIFAIRE
[517] Dans la mesure où les travaux sur la vision tarifaire sont toujours en cours, Gaz Métro propose de maintenir la même approche pour l’établissement des tarifs 2014 que celle approuvée par la Régie dans sa décision D‑2013‑106.
[518] Pour le tarif D1, Gaz Métro propose de maintenir les deux conditions suivantes :
• application d’une variation uniforme des revenus générés à l’ensemble des paliers du tarif D1, équivalant à la variation globale du tarif D1 déterminée dans la répartition tarifaire;
• maintien du ratio actuel entre les composantes fixes et variables du tarif de distribution D1.
[519] La répartition tarifaire présente une variation globale au tarif D1 de 15,5 %. Cette hausse est donc celle visée à tous les paliers du tarif D1. Pour y arriver, les frais de base et les taux unitaires aux volumes retirés sont modifiés de façon à conserver le ratio fixes‑variables obtenu à l’aide des tarifs actuels. Ainsi, les frais de base proposés sont obtenus en augmentant uniformément les frais de base actuels de 15,5 %.
[520] L’abolition du tarif DM et le transfert subséquent de plusieurs clients de ce tarif vers le tarif D1 ont nécessité l’implantation de dispositions transitoires pour diminuer l’impact tarifaire du changement chez les clients. Le rabais transitoire est calculé pour chaque client en déduisant 5,17 % du pourcentage du rabais transitoire établi pour l’année 2012‑2013. Afin de chercher à maintenir la génération des revenus présumés et tel qu’approuvé par la Régie dans sa décision D‑2010‑144[148], l’octroi de ce rabais doit être compensé par un ajustement de la grille au volume retiré du tarif D1, à compter du palier 36 500 m³.
[521] Gaz Métro propose de maintenir la même approche pour l’établissement des tarifs D3 et D4 que celle approuvée par la Régie dans sa décision D‑2013‑106. Ainsi, le taux au volume retiré est maintenu à 0,350 ¢/m³ et la variation tarifaire est appliquée en totalité sur la grille de taux de l’obligation minimale quotidienne (OMQ).
[522] Le résultat de la répartition tarifaire présente des variations de 15,0 % au tarif D3 et de 14,1 % au tarif D4. Lors du dossier tarifaire 2013, afin de ne pas détériorer les points de croisement entre les tarifs D3 et D1 et de maintenir sensiblement semblables les ratios entre les paliers, une variation légèrement plus élevée avait été visée au tarif D3. Cette approche avait été retenue dans un contexte où l’écart entre la hausse visée au tarif D3 et celle visée au tarif D4 était plus important. Étant donné que cet écart est moins grand pour le dossier tarifaire 2014, la variation obtenue selon la répartition tarifaire a été maintenue.
[523] Le résultat de la répartition tarifaire présente une variation uniforme au tarif D5 de 14,1 %. Pour l’établissement de la grille de taux, une variation uniforme de 14,1 % est appliquée à tous les paliers du tarif.
[524] Aucun intervenant n’a commenté la stratégie tarifaire proposée par le Distributeur.
[525] La Régie partage l’avis du Distributeur et considère également que tant que les travaux sur la vision tarifaire sont en cours, il y a lieu de maintenir la stratégie tarifaire pour l’établissement des tarifs 2014 qu’elle a approuvée dans sa décision D‑2013‑106. En conséquence, la Régie accepte la stratégie tarifaire proposée par le Distributeur.
18. CONDITIONS DE SERVICE ET TARIF
[526] Gaz Métro propose des modifications au texte des Conditions de service et Tarif. Parmi celles proposées, la Régie se penche spécifiquement sur les modifications suivantes :
• article 2.1.1 – Accessibilité;
• article 5.5, 4e alinéa – Défectuosité de l’appareil de mesurage;
• article 7.2.3;
• article 8.1.2.2 – Dépôt.
Article 2.1.1 Accessibilité
[527] Le Distributeur propose une modification à l’article 2.1.1 afin qu’il se lise ainsi :
« 2.1.1 ACCESSIBILITÉ
Le client doit rendre accessible le réseau de distribution au distributeur en tout temps et doit maintenir les lieux de façon à permettre l’exploitation du réseau de distribution par le distributeur conformément à la législation applicable.
Lorsque le client refuse l’accès au réseau de distribution du distributeur, le distributeur envoie un avis écrit au client de son intention de procéder à une interruption. Le préavis doit être d’au moins dix jours ouvrables. À l’échéance de ce préavis, le distributeur peut interrompre le service de gaz naturel. ».
[528] Gaz Métro indique que cette demande de modification découle de sa volonté d’avoir la possibilité d’agir lorsqu’un client lui refuse l’accès à ses installations. Elle ajoute que des conditions similaires sont déjà prévues au texte des Conditions de service d’Hydro-Québec, à l’article 12.3 qui prévoit que :
« Hydro-Québec peut […] refuser de fournir ou de livrer de l’électricité ou en interrompre le service ou la livraison dans les cas suivants :
[…]
4º les représentants d’Hydro-Québec n’ont pas les accès prévus à l’article 13.1 ».
[529] Gaz Métro soulève qu’actuellement, elle est confrontée à des problèmes d’accès à certains appareils de mesurage et que ce problème risque de s’amplifier dans les prochaines années.
Opinion de la Régie
[530] La Régie accueille la proposition de modification, telle que proposée par Gaz Métro, pour les motifs invoqués par cette dernière.
Article 5.5, 4e alinéa – Défectuosité de l’appareil de mesurage
[531] Gaz Métro indique vouloir apporter une précision au 4e alinéa de l’article 5.5 « Défectuosité de l’appareil de mesurage » se lisant actuellement ainsi :
« Lorsque le client initie une demande de vérification de l’appareil de mesurage, alors que le distributeur ne doute pas de son exactitude, ce dernier en informe le client et est autorisé à lui facturer les frais prévus (…) ».
[532] Gaz Métro soutient que le libellé de cette phrase provient du dossier R‑3523‑2003 alors que la Régie lui demandait d’ajouter un texte précisant que « le distributeur devra informer le client, avant que ce dernier ne poursuive ses démarches, des raisons qui l’amènent à ne pas douter de l’exactitude de l’appareil de mesurage en question et des frais qui pourraient être applicables (…) » en ajoutant les mots « en informe le client » avant l’autorisation de facturer les frais prévus[149].
[533] Gaz Métro est d’avis que le libellé actuel de la disposition n’intègre pas la préoccupation initiale de la Régie et propose de modifier le texte comme suit[150] :
« Lorsque le client initie une demande de vérification de l’appareil de mesurage, le distributeur informe le client des raisons qui l’amènent à ne pas douter de l’exactitude de cet appareil, le cas échéant. Si le client maintient sa demande de vérification et que cette démarche confirme l’exactitude de l’appareil de mesurage dans les limites permises, le distributeur est alors autorisé à facturer au client les frais prévus à l’article 17.1.1.4. ».
Opinion de la Régie
[534] La Régie est d’avis que la proposition de Gaz Métro relative au 4e alinéa de l’article 5.5 du texte des Conditions de service et Tarif répond à sa préoccupation que les clients soient informés, d’une part, des raisons qui poussent le Distributeur à croire que l’appareil fonctionne correctement et, d’autre part, qu’en cas du rejet de la contestation, des frais pourraient lui être facturés. La Régie accueille donc la proposition du Distributeur à cet égard.
Article 7.2.3
[535] Le Distributeur propose de maintenir le libellé actuel de l’article 7.2.3 relativement au mode de paiements égaux, puisque les clients du tarif D3 n’ont jamais eu accès à ce mode de paiements et donc aucun avantage ne leur a été retiré. Il demande à la Régie de prendre acte de ce suivi à cet égard.
[536] La Régie accueille la demande du Distributeur à cet égard et prend acte du suivi de la décision D-2013-106.
Article 8.1.2.2 – Dépôt
[537] Gaz Métro demande à la Régie d’approuver l’ajout d’un 5e alinéa à l’article 8.1.2.2 du texte des Conditions de service et Tarif. Ce faisant, l’article 8.1.2.2 se lirait ainsi :
« 8.1.2.2 En cours de contrat
Le distributeur peut exiger un dépôt dans les cas suivants :
1° le client a fait défaut de payer une facture de gaz naturel à sa date d’échéance, au cours des 12 derniers mois ;
2° le client a déjà manipulé les tuyaux, conduits, appareils de mesurage ou autres appareils du distributeur, ou utilisé le gaz naturel du distributeur sans son consentement ;
3° le client, à un moment quelconque au cours des 24 derniers mois, s’est prévalu ou a été sous l’effet de l’application des dispositions de la Loi sur la faillite et l’insolvabilité (L.R.C. 1985, ch. B-3), de la Loi sur les arrangements avec les créanciers des compagnies (L.R.C. 1985, ch. C-36), ou de la Loi sur la médiation en matière d’endettement agricole (L.C. 1997, ch. 21) ;
4° le client désire se prévaloir du service de fourniture du distributeur ;
5° lorsque le client fait une demande de modification à ses installations ayant pour effet que sa consommation soit augmentée à l’équivalent du double de celle des 12 derniers mois. ».
[538] Gaz Métro indique que l’exigence d’un dépôt est directement liée à l’importance du risque de crédit d’un client. Elle souligne que c’est la raison pour laquelle elle procède à une analyse de crédit lors de l’abonnement d’un nouveau client et que c’est sur cette base qu’elle détermine si elle doit exiger ou non un dépôt. Selon elle, cette demande de modification fait suite à la réévaluation du risque d’un client qui doublerait sa consommation.
[539] En audience, la FCEI a demandé au Distributeur ce qui le motivait à modifier le texte des Conditions de service et Tarif actuel en ce qui a trait à la possibilité d’exiger un dépôt lorsqu’un client double sa consommation, ce à quoi le Distributeur a répondu :
« Bien au niveau de l’objectif en soi, je vous dirais que c’est... à la base c’est quand on a effectivement une hausse de volume que nous, ici, on propose d’être le double. Donc une hausse de consommation qui représente le double, une augmentation du double des volumes. Il y a un potentiel effectivement d’augmentation du risque au niveau du dépôt qu’on pourrait avoir pour le client qui ne voudrait pas... qui ne serait plus nécessairement en ligne avec sa consommation, en lien avec sa consommation. Ou dans d’autres cas, c’est qu’on n’a aucun dépôt, effectivement. Donc, on veut effectivement être en mesure de pouvoir réévaluer le risque.
Ici il faut bien comprendre que c’est pas parce que le client double sa consommation qu’on va automatiquement demander un nouveau dépôt. Ici c’est qu’on veut avoir la possibilité de refaire une évaluation du risque pour s’assurer effectivement qu’on a, si on a besoin d’avoir des... un dépôt qui soit effectivement en lien avec la consommation en fonction du risque du client.
Donc, l’objectif ici c’est de venir réduire les mauvaises créances et pour réduire l’impact tarifaire de l’ensemble de la clientèle.
[...] notre prétention, là, ce qu’on dit c’est : on veut pouvoir réévaluer le risque, puis à ce moment-là faire un lien avec... Comme la fourniture, un client qui revient au service de fourniture, on a le droit, au quatrième alinéa, de réévaluer le risque, mais c’est dans la même mesure faite... faire cette réévaluation-là »[151]. [nous soulignons]
[540] En réponse à une demande de renseignements de l’ACIG, Gaz Métro modifie sa proposition afin que le 5e alinéa se lise plutôt comme suit :
« 5° à la suite d’une évaluation du crédit du client, lorsque le client fait une demande de modification à ses installations ayant pour effet que sa consommation soit augmentée à l’équivalent du double de celle des 12 derniers mois. ».
Position des intervenants
[541] Selon l’ACIG, la demande du Distributeur n’est pas assez motivée. Elle indique d’ailleurs que si un client double sa consommation, ses affaires vont bien et il est peu probable qu’il soit en défaut de paiement. Selon elle, si un client ne se trouve pas dans l’une des situations décrites à l’article 8.1.2.2 actuel, on doit présumer qu’il ne représente pas un risque significatif pour le Distributeur. L’intervenante ajoute qu’en réponse à une demande de renseignements, le Distributeur a indiqué que la demande de modification ne s’inscrit pas dans un contexte de défaut de paiement de la part de clients qui augmentent substantiellement leur consommation.
[542] La FCEI recommande de rejeter cette demande du Distributeur. Selon elle, la demande n’est pas suffisamment justifiée et, qui plus est, pourrait avoir des conséquences négatives pour les clients qui pourraient voir un dépôt retenu plus longtemps que les trois années prévues actuellement.
[543] L’UMQ recommande d’approuver la demande du Distributeur qui, selon elle, ne fait que diminuer son risque d’affaires. Elle soutient qu’en réponse à une demande de renseignements, le Distributeur a reconnu que les municipalités sont exclues de l’exigence d’un dépôt.
Opinion de la Régie
[544] La Régie accueille la demande de Gaz Métro, telle qu’amendée. En effet, elle est d’avis qu’il est souhaitable de prémunir la clientèle contre les risques potentiels associés à un client qui double sa consommation, dans le cas où une enquête de crédit ferait ressortir qu’en effet, ledit client représente un risque financier.
[545] La Régie est également d’avis que la modification proposée par Gaz Métro est cohérente avec le 4e alinéa de l’article 8.1.2.2 du texte des Conditions de service et Tarif en ce qui a trait aux clients qui désirent se prévaloir du service de fourniture.
Articles 11.1.2.3 - Préavis de migration au service de fourniture et 11.1.3.3 - Préavis de sortie
[546] Dans sa décision D-2012-175[152], la Régie ordonnait au Distributeur de déposer, dès le prochain dossier tarifaire, de nouvelles modalités d’entrée et de sortie du gaz de réseau protégeant plus adéquatement les clients captifs de ce service.
Position de Gaz Métro
[547] Gaz Métro propose que des frais de migration soient exigibles à l’entrée et à la sortie du service de gaz de réseau lorsque le client migrant n’est pas en mesure de respecter le préavis de six mois exigible dans les deux cas. Le prix de migration serait déterminé selon l’effet prévu de tous les dérivés financiers et l’écart de coût. La valeur absolue de ce prix serait applicable sur le volume annuel normalisé de consommation projeté du client migrant.
[548] Afin d’éviter l’opportunisme et d’atténuer les mouvements massifs qui pourraient suivre une fluctuation des prix du marché, la valeur du prix de migration ne pourrait être négative. Ainsi, aucun crédit ne serait associé à la migration entre services.
[549] Le Distributeur propose, en conséquence, des modifications aux articles 11.1.2.3 « Préavis de migration au service de fourniture » et 11.1.3.3 « Préavis de sortie » des Conditions de service et Tarif.
Position des intervenants
[550] L’ACIG est d’accord avec le libellé des modifications aux Conditions de service et Tarif proposé par le Distributeur.
Opinion de la Régie
[551] La Régie considère que la proposition de Gaz Métro répond adéquatement à la demande énoncée dans sa décision D-2012-175[153].
[552] La Régie approuve la nouvelle méthodologie de calcul des frais de migration ainsi que les modifications aux articles 11.1.2.3 et 11.2.3.3 des Conditions de service et Tarif.
[553] La Régie constate que les versions française et anglaise révisées des Conditions de Service et Tarif datées du 6 mars 2014[154] constituent les dernières versions au dossier.
[554] Elle rappelle à Gaz Métro que l’ensemble des dispositions modifiées dans le cadre des décisions précédentes du présent dossier et non encore soumises à la Régie doivent être incluses dans les pièces modifiées.
[555] Plus particulièrement, les dispositions suivantes devraient être incluses :
• l’utilisation des revenus de revente mis à jour à la pièce B-0079 pour la détermination des tarifs, tel que mentionné au paragraphe 30 de la décision D‑2013‑192;
• la reconnaissance des journées réelles excédentaires d’interruption dans le calcul du prix d’équilibrage, tel que mentionné à la page 27 de la décision D‑2013‑192;
• le libellé des articles 18.2.7 et 18.2.8 portant sur le service de compression et les frais de livraison à Empress à intégrer à la section « Dispositions transitoires », tel que mentionné aux paragraphes 139 et 183 de la décision D-2014-064.
[556] Pour l’ensemble de ces motifs,
ACCUEILLE partiellement la demande du Distributeur, telle qu’amendée le 26 février 2014 et amendée verbalement lors de l’audience du 20 mars 2014, quant au montant des charges d’exploitation;
RECONDUIT jusqu’au 30 septembre 2014 le programme de flexibilité tarifaire mazout et biénergie pour les clients aux tarifs D1 et D3;
AUTORISE des charges d’exploitation au montant de 185,7 M$ pour 2014;
AUTORISE un montant total de 131,6 M$ en 2014 pour les projets d’investissement dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$;
APPROUVE, aux fins de la détermination du revenu requis de Gaz Métro, la base de tarification au montant projeté de 1 903,4 M$;
AUTORISE, aux fins de l’évaluation des projets d’investissement prévus par Gaz Métro pour l’exercice financier 2013, un coût en capital prospectif de 5,75 %;
APPROUVE une structure en capital présumée constituée de 38,5 % d’avoir ordinaire, 7,5 % d’avoir privilégié et 54 % de dette;
APPROUVE un coût en capital moyen de 7,18 %;
APPROUVE les programmes, incluant les modifications et les retraits à certains d’entre eux, et les budgets du PGEÉ 2014 de Gaz Métro;
DEMANDE à Gaz Métro de déposer, pour approbation, les pièces révisées, la grille tarifaire et les versions française et anglaise du texte des Conditions de service et Tarif pour tenir compte de la présente décision, au plus tard le 22 mai 2014 à 12 h et RÉSERVE sa décision à ces égards;
ACCUEILLE la demande de Gaz Métro de traiter de façon confidentielle les pièces suivantes :
• les informations caviardées contenues dans la réponse à la question 45.3 de la DDR no 11 de la Régie incluse à la pièce Gaz Métro-19, document 2 (B-0322),
• les annexes 5, 6, 12 et 15 de la pièce Gaz Métro-19, document 4 (B-0327),
• l’annexe 1 (copie papier et fichier Excel sur CD-ROM) de la pièce Gaz Métro-19, document 9 (B-0334),
• l’annexe 3 de la pièce Gaz Métro-19, document 10 (B-0336);
INTERDIT la divulgation, la publication et la diffusion des pièces mentionnées ci-dessus et des renseignements qu’elles contiennent;
ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à l’ensemble des conclusions, demandes et éléments décisionnels énoncés dans 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 et Me Delphine Pittet;
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 et Me Pascale Boucher Meunier;
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 Jean-Philippe Guay.
ANNEXE 1
Suivis
découlant de la présente décision
|
Liste des suivis requis
par la présente décision
A. LA RÉGIE DEMANDE QUE LES ÉLÉMENTS SUIVANTS SOIENT DÉPOSÉS LORS DU PROCHAIN DOSSIER TARIFAIRE
1. Déposer un suivi et un échéancier pour mettre en place une méthodologie permettant l’analyse des pertes de clients en 2014 et pour les années subséquentes.
2. Présenter des grilles d’aides financières du programme PRC révisées sur la base d’un critère de rentabilité pour les clients.
3. Maintenir le suivi portant sur les efforts poursuivis afin de contrôler l’évolution des coûts associés aux régimes de retraite.
4. Mettre à jour les informations sur l’évolution de la répartition des charges reliées au centre de coût 14087 entre les activités réglementées et non réglementées et justifier toute hausse attribuée aux activités réglementées.
5. Déposer le résultat de l’application de la formule paramétrique retenue pour la période 2009-2015.
6. Mettre en place un exercice de balisage des charges d’exploitation et déposer un plan de balisage ainsi qu’un calendrier de réalisation.
7. Présenter la base de tarification de l’année historique, de l’année de base et de l’année témoin en fonction de la nature des composantes, particulièrement pour la section des coûts non amortis.
8. Présenter les assises de la Stratégie de gestion des actifs, telles que les objectifs visés, une description sommaire de son fonctionnement et autres éléments importants, ainsi que les coûts anticipés, l’échéancier et l’explication des projets.
9. Présenter une proposition pour la mise en place d’un seuil de bonification, variable annuellement, qui soit en lien avec les prévisions du PGEÉ.
10. Inclure dans ses prochains suivis des montants engagés par le PGEÉ les montants engagés dans chacun des programmes, avant l’année tarifaire en cours, et qui seront payés après l’année tarifaire en cours.
B. LA RÉGIE DEMANDE QUE LES ÉLÉMENTS SUIVANTS SOIENT DÉPOSÉS LORS DES RAPPORTS ANNUELS
1. Présenter, dans le cadre des stratégies de retrait et d’injection :
• la gestion du plan d’injection en expliquant comment Gaz Métro s’est adaptée aux événements, dans l’intérêt économique de la clientèle;
• le plan de retrait mis à jour en cours d’année pour s’adapter aux événements, dans l’intérêt économique de la clientèle et la gestion qui en a été faite.
2. Inclure dans ses prochains suivis des montants engagés par le PGEÉ les montants engagés dans chacun des programmes, avant l’année tarifaire en cours, et qui seront payés après l’année tarifaire en cours.
[1] Pièce B-0378.
[2] Pièce A-0139, p. 64 et 65.
[3] Pièce B-0322.
[4] Pièce B-0327.
[5] Pièce B-0327.
[6] Pièce B-0327.
[7] Pièce B-0334.
[8] Pièce B-0336.
[9] RLRQ, c. R-6.01.
[10] Pièce B-0353.
[11] Pièce B-0322.
[12] Pièce B-0327.
[13] Pièce B-0327.
[14] Pièce B-0327.
[15] Pièce B-0334.
[16] Pièce B-0336.
[17] Pièce B-0353.
[18] Dossier R-3809-2012, décision D-2012-158, p. 20 et 21, par. 76, 80 et 82.
[19] Pièce B-0417, p. 46.
[20] Dossier R-3809-2012.
[21] Pièce B-0417, p. 16.
[22] Pièce B-0407, p. 15 et 16.
[23] Pièce B-0400, p. 8 à 10.
[24] Dossier R-3809-2012.
[25] Dossier R-3510-2003, décision D-2003-180, p. 36.
[26] Pièce C-UC-0060, p. 9 et 10.
[27] Pièce C-UMQ-0015, p. 46 et 47.
[28] Pièce B-0399, p. 4.
[29] Pièce B-0409, p. 3.
[30] Pièce B-0334, p. 8.
[31] Pièce B-0417, annexe D, p. 70.
[32] Pièce B-0409, p. 3 (350,89 $ divisé par 1 874,57 $ pour la période de juillet 2010 à juin 2012).
[33] Pièce B-0407, p. 8 et 9.
[34] Pièce B-0399, p. 15.
[35] Pièce A-0134, p. 226 à 228.
[36] Pièce A-0134, p. 228.
[37] Dossier R-3809-2012.
[38] Page 14.
[39] Pages 4 à 6.
[40] Pièce B-0397, p. 14.
[41] Pièce B-0397, p. 9.
[42] Pièce C-FCEI-0057, p. 4.
[43] Dossier R-3720-2010, décision D-2010-144 et dossier R-3751-2010, décision D-2011-030.
[44] Pièce B-0043, annexe 3, p. 2.
[45] 74 103 m3/jour X 120 jours X 65,5254 $/103 m3.
[46] Dossier R-3809-2012 Phase 1, décision D-2013-035, p. 12.
[47] Pièce B-0193, annexe 1.
[48] Pièce B-0193, tableau 1, p. 6.
[49] Pièce B-0193, p. 6 et 7.
[50] Pièce B-0387, p. 6.
[51] Pièce B-0193, p. 7 et 8.
[52] Pièce B-0387, p. 7.
[53] Le coût de l’espace a été évalué en utilisant les données de l’annexe 4 de la pièce B-0043.
[54] Pièce A-0136, p. 58 et 59.
[55] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 13, par. 13.
[56] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 15, par. 25.
[57] Pièce B-0096, p. 7.
[58] Pièce B-0096, p. 9.
[59] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 14, par. 21.
[60] Dossier R-3752-2011 Phase 2, décision D-2011-182, p. 99, par. 433.
[61] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 16, par. 30.
[62] Pièce B-0339, p. 17.
[63] Pièce A-0144, p. 28 et 29.
[64] Dossier R-3752-2011, pièce B-0348.
[65] Pièce B-0339, annexe 3, p. 3.
[66] Dossier R-3693-2009 Phase 2, décision D-2012-076, p. 53, par. 231.
[67] Pièce A-0139, p. 64.
[68] Pièce C-UMQ-0029.
[69] Pièce C-UMQ-0015, p. 11 à 13.
[70] Pièce B-0438, p. 3, par. 19.
[72] Pièce B-0123.
[73] Pièce B-0150, p. 3.
[74] Pièce B-0123.
[75] Pièce B-0123.
[76] Dossier R-3727-2010, décision D-2010-057; dossier R-3720-2010 Phase 2, décision D-2010-144; dossier R‑3751-2010, décision D-2011-030; dossier R-3752-2011 Phase 2, décision D-2011-182 et dossier R‑3800‑2012, décision D-2012-171.
[77] Page 20, par. 56.
[78] Pièce A-0149, p. 34.
[79] Pièce C-FCEI-0059, p. 5.
[80] Pièce C-UMQ-0015, p. 19.
[81] Pièce C-UMQ-0019, p. 2.
[82] Pièce B-0135, p. 2 et 3.
[83] Pièce C-FCEI-0049, p. 9.
[84] Décision D-2013-170, p. 16.
[85] Dossier R-3730-2010.
[86] Pièce B-0342, p. 7.
[87] Pièce A-0136, p. 152 et 162.
[88] Pièce A-0090, p. 12.
[89] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 48 et 49.
[90] Dossier R-3824-2012.
[91] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 49, par. 196.
[92] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 20, par. 46.
[93] Dossier R-3693-2009 Phase 2, décision D-2012-076, p. 38, par. 154 et 155.
[94] Dossier R-3854-2013 Phase 1, décision D-2014-037, p. 80, par. 293.
[95] Pièce A-0145, p. 10.
[96] Dossier R-3669-2008, décision D-2009-015, p. 39.
[97] Pièce A-0139, p. 222.
[98] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 20, par. 45.
[99] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 30, par. 90.
[100] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 59, par. 252.
[101] Le remboursement de la portion du Fonds vert payée en trop par Gaz Métro en 2013 et le remboursement des revenus facturés du 1er janvier au 30 septembre 2013 aux clients assujettis au RSPEDE.
[102] Pièce B-0379, p. 9.
[103] Pièce B-0346.
[104] Dossier R-3693-2009 Phase 2, décision D-2012-076, p. 48, par. 199 et 201.
[105] Dossier R-3790-2012, décision D-2012-116, p. 7 et 8, par. 17.
[106] Pièce B-0347, p. 9 à 11.
[107] Pièce B-0387, p. 17.
[108] Pièce A-0144, p. 182 et 183.
[109] Pièce B-0095.
[110] Pièce A-0095. Base de tarification réelle 2013 : 1 837,5 M$.
[111] Dossier R-3693-2009 Phase 3, décision D-2013-063, p. 13, par. 44.
[112] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 68, par. 302.
[113] Pièce A-0082.
[114] Pièce B-0108, p. 2 et 3.
[115] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 70, par. 308.
[116] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 72, par. 319.
[117] Pièce C-UMQ-0017, p. 45 et 46.
[118] Pièce A-0147, p. 69 à 75.
[119] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 72, par. 317.
[120] Dossier R-3752-2011 Phase 2, décision D-2011-182, p. 59, par. 237.
[121] Page 8, par. 16.
[122] Pièce B-0113, p. 1.
[123] Pièce B-0119.
[124] Pièce B-0344, p. 6.
[125] Pièce A-0149, p. 177 et 178.
[126] Dossier R-3790-2012, décision D-2012-116, p. 7, par. 16.
[127] Pièce B-0344, annexe 1.
[128] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 103, par. 457.
[129] Pièce B-0241, p. vii à ix.
[130] Pièce B-0344, p. 95.
[131] Le programme PE234 portait la désignation PC440 dans la décision D-2013-106.
[132] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 102.
[133] Pièce A-0149, p. 96 et 97.
[134] Pièce B-0242, p. 15.
[135] Pièce B-0331, p. 6.
[136] Pièce B-0242, p. 15.
[137] Dossier R-3752-2011 Phase 2, décision D-2011-182, p. 20, par. 38.
[138] Pièce B-0344, annexe 2.
[139] Pièce B-0344, p. 16 et 17.
[140] Proposées à la pièce B-0161.
[141] Pièce B-0378, p. 14.
[142] Pièce B-0161, p. 5.
[143] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 85.
[144] Page 3.
[145] Dossier R-3782-2011.
[146] Dossier R-3782-2011.
[147] Dossier R-3809-2012 Phase 2, décision D-2013-106, p. 118.
[148] Dossier R-3720-2010 Phase 2.
[149] Pièce B-0182, p. 7 et 8.
[150] Pièce B-0182, p. 8.
[151] Pièce A-0144, p. 189 à 191.
[152] Dossier R-3809-2012, décision D-2012-175, p. 42, par. 174.
[153] Dossier R-3809-2012.
[154] Pièces B-0390 et B-0391.