QUÉBEC                                                                               RÉGIE DE L’ÉNERGIE

 

 

 

D-2014-165	R-3871-2013	24 septembre 2014

 

PRÉSENTS :

 

Gilles Boulianne

Françoise Gagnon

Laurent Pilotto

Régisseurs

 

 

Société en commandite Gaz Métro

Demanderesse

 

et

 

Regroupement des organismes environnementaux en énergie

Personne intéressée

 

Décision sur le fond

 

Demande d’examen du rapport annuel de Société en commandite Gaz Métro pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2013

Personne intéressée :

 

Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ).

 

1.            introduction

 

[1]             Le 18 décembre 2013, Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro ou le Distributeur) dépose à la Régie de l’énergie (la Régie) sa demande d’examen du rapport annuel pour l’exercice financier terminé le 30 septembre 2013 (le Rapport annuel). Elle dépose également, sous pli séparé, le suivi des coûts des projets présentés à la page 2 des pièces B-0090, B-0096, B-0097 et B‑0098, les pièces B‑0047 et B-0104, les pièces B‑0106 à B‑0114, pour lesquels elle demande à la Régie d’accorder un traitement confidentiel.

 

[2]             La demande comporte les informations requises aux termes de l’article 75 de la Loi sur la Régie de l’énergie[1] (la Loi), de l’ordonnance G-396 de la Régie de l’électricité et du gaz, de la décision D-90-50[2] de la Régie du gaz naturel, ainsi que des décisions D‑2004‑51[3] et D‑2004‑196[4] de la Régie.

 

[3]             Gaz Métro demande à la Régie de :

 

« ACCUEILLIR la présente demande;

 

PRENDRE ACTE du fait que, conformément à la décision D-2013-106, Gaz Métro assumera 100% du manque à gagner en distribution de 2,1 millions $ avant impôts, alors que l’excédent du manque à gagner de 4,6 millions $ avant impôt, soit le trop-perçu réalisé en transport et sur les activités GNL réduit du manque à gagner réalisé au service d’équilibrage, sera entièrement attribué à la clientèle ;

 

PRENDRE ACTE de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %;

 

PRENDRE ACTE du fait que Gaz Métro a été en mesure de réaliser l’incitatif relatif à la performance du Plan global en efficacité énergétique de manière à lui donner droit à une bonification de rendement de 1 million $;

 

PRENDRE ACTE du fait que Gaz Métro a droit à une bonification de 3 millions $ reliée aux transactions d’optimisation financières et à l’optimisation de son plan d’approvisionnement;

 

AUTORISER Gaz Métro à mettre fin au suivi relatif aux projets suivants :

-    Projet Bulletin G-18 (suivi de la décision D-2005-163),

-    Projet de l’usine LSR (suivi de la décision D-2010-068),

-    Projet visant à intégrer l’application maison FICH dans SAP (suivi de la décision D-2010-076),

-    Projet d’investissement visant la construction d’un bureau d’affaires à Rouyn-Noranda (suivi de la décision D-2011-092),

-    Projet d’investissement visant la simplification de l’environnement de base de données SAP (suivi de la décision D-2012-124);

 

PRENDRE ACTE des différents suivis déposés par Gaz Métro dans le cadre du présent dossier;

 

INTERDIRE, pendant un délai de deux ans, la divulgation, la publication et la diffusion des pièces ou informations énumérées au paragraphe 13 de la présente demande et DÉCLARER que celles-ci seront retournées à Gaz Métro au terme de ce délai ».

 

[4]             Dans une lettre du 15 janvier 2014, la Régie avise les intervenants aux dossiers tarifaires R‑3809‑2012 et R‑3837-2013 qu’elle entend procéder à l’examen de la demande sur dossier. Elle invite ceux qui désirent participer à cet examen à l’en informer et de lui indiquer de quelle façon ils entendent le faire. La Régie demande que les intervenants intéressés qui prévoient présenter une demande de paiement de frais déposent un budget de participation.

 

[5]             Conformément à la décision D‑2013‑135[5], Gaz Métro présente, le 30 janvier 2014, le Rapport annuel au personnel de la Régie et aux intervenants[6].

 

[6]             À la suite de cette présentation du Rapport annuel, Gaz Métro dépose, le 7 février 2014, les pièces révisées B‑0117 et B‑0118, ainsi que la pièce caviardée B‑0119. Le Distributeur demande à la Régie d’accorder un traitement confidentiel à la version originale de cette dernière.

[7]             Ce même jour, le Regroupement des organismes environnementaux en énergie (ROEÉ) demande de participer à l’examen du présent dossier et dépose son budget de participation.

 

[8]             Le 3 mars 2014, dans sa décision procédurale D‑2014‑031, la Régie autorise le ROEÉ à participer à l’examen du dossier. Elle lui demande toutefois de limiter la portée de sa participation et de son budget en tenant compte des instructions qu’elle émet.

 

[9]             Le 17 mars 2014, la Régie et le ROEÉ font parvenir leur demande de renseignements n^o 1 à Gaz Métro.

 

[10]         Le 5 mai 2014, le Distributeur dépose ses réponses aux demandes de renseignements n^o 1 de la Régie et du ROEÉ. Il dépose, sous pli séparé, sa réponse à la question 7.1 de la demande de renseignements de la Régie, soit l’annexe 3 de la pièce B‑0126, pour laquelle il demande à la Régie d’accorder un traitement confidentiel.

 

[11]         Le 20 mai 2014, le ROEÉ dépose ses observations.

 

[12]         Le 15 mai 2014, la Régie transmet à Gaz Métro sa demande de renseignements n^o 2. Le Distributeur y répond le 23 mai 2014.

 

[13]         Le 30 mai 2014, le Distributeur réplique aux commentaires du ROEÉ. La Régie entame alors son délibéré.

 

[14]         La présente décision traite de l’examen du Rapport annuel 2013 de Gaz Métro.

 

 

 

2.            RÉSULTATS DE L’ACTIVITÉ RÉGLEMENTÉE

 

2.1             RÉSULTATS FINANCIERS ET EXPLICATIONS DES ÉCARTS

 

[15]         Dans sa décision D‑2013‑036, la Régie maintenait le taux de rendement sur l’avoir des sociétaires à 8,90 % pour l’année 2013. Dans sa décision D‑2013‑106, en considérant un coût moyen de la dette de 6,43 %, la Régie autorisait un coût moyen en capital de 7,36 % après impôts. Avant impôts, le coût moyen en capital était de 8,79 %[7].

[16]         En considérant la base de tarification réelle moyenne de 1 837,5 M$, le revenu net d’exploitation autorisé s’élève à 135,4 M$. En mode réel, Gaz Métro a réalisé un revenu net d’exploitation de 130,5 M$. La différence constitue un manque à gagner de (4,9) M$ après impôts, ou de (6,8) M$ avant impôts.

 

[17]         Le service de distribution présente un manque à gagner de (2,2) M$, qui est attribué à Gaz Métro conformément à la décision D‑2013‑106[8], et un trop-perçu de 0,2 M$ relié au gaz naturel liquéfié (GNL) qui est attribué aux clients. Les services de transport et d’équilibrage présentent un trop-perçu de 1,7 M$ et un manque à gagner de (6,5) M$ respectivement, qui sont attribués aux clients selon la décision D‑2013‑054[9].

 

[18]         Après la prise en compte du manque à gagner du service de distribution (excluant le trop-perçu relié aux clients GNL), de la bonification pour les services de transport et d’équilibrage, ainsi celle liée à l’incitatif du PGEÉ, le rendement sur l’avoir des sociétaires est établi à 9,09 %. Le taux pondéré du coût en capital réalisé est de 7,44 % sur la base du coût moyen de la dette de 6,43 % et de l’avoir des sociétaires de 9,09 %[10].

 

Tableau 1
Résultats financiers des exercices terminés les 30 septembre 2013 et 2012

 

 Tableau établi à partir des pièces B-0007, B-0040 et de la décision D-2013-135, par. 25. Il peut y avoir des écarts dû à la présence d’arrondis.

[19]         Gaz Métro explique les résultats de fin d’année et les écarts constatés par rapport aux projections de l’année 2013 comme suit[11] :

 

•           Les revenus de distribution totaux sont en baisse de 2,8 M$, malgré la hausse des revenus de la clientèle grande entreprise de 1,5 M$. Selon Gaz Métro, la position concurrentielle avantageuse du gaz naturel a un effet favorable sur les ventes régulières à la grande entreprise, notamment dans les secteurs des pâtes et papiers et de la métallurgie.

•           Les revenus de transport sont en baisse de 8,7 M$, du fait de la baisse des volumes transportés.

•           Les revenus d’équilibrage sont en baisse de 1,5 M$ en raison de l’évolution des paramètres de consommation des clients en service continu de la clientèle grande entreprise.

•           Les frais de transport, d’équilibrage et de distribution présentent une baisse de 5,9 M$, en raison d’une baisse des volumes transportés, d’une hausse des revenus d’optimisation financière et de la hausse des revenus de la vente de gaz naturel liquéfié. Ces variations sont partiellement compensées par la hausse de 7,6 M$ de la prime d’équilibrage sur les achats à Dawn.

•           Les charges d’exploitation sont en hausse de 2,5 M$ par rapport à l’enveloppe autorisée par la Régie.

 

 

2.1.1           Charges d’exploitation du centre de coûts « Énergies nouvelles »

 

[20]         Dans la décision D‑2013‑106, la Régie se prononce comme suit :

 

« [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.

 

[…]

 

[222] Conséquemment, pour les prochains dossiers tarifaires et les dossiers d’examen du rapport annuel qui y sont liés, la Régie demande à Gaz Métro d’identifier les salaires et avantages sociaux reliés au biométhane et de les inclure à titre de recharge aux activités non réglementées ».

[21]         En suivi de cette demande, Gaz Métro présente les activités du centre de coûts « Énergie nouvelles », ainsi que la répartition des coûts entre activités réglementées et non réglementées^[12].

 

[22]         Pour l’année 2013, les dépenses prévues au dossier tarifaire s’élevaient à 1,0 M$, alors que celles réalisées totalisent 0,6 M$, soit un écart de 0,4 M$. Le Distributeur explique qu’à la suite de la décision D‑2013‑041, des dépenses reliées au biométhane n’ont pas été engagées et d’autres ont été reportées en 2014. Au final, sur les 0,6 M$ engagés en 2013, 0,2 M$ est attribué aux activités non réglementées (traitement du biométhane, développement du GNL et centre de supervision éolien) et 0,4 M$ aux activités réglementées.

 

 

2.1.2           Dépassement des charges d’exploitation de 2,5 M$

 

[23]         Dans la décision D‑2013‑106^[13] rendue le 15 juillet 2013, la Régie a autorisé un montant total de 182,7 M$ pour les charges d’exploitation de l’exercice financier 2013. Elle a ainsi réduit de 5,0 M$ les charges d’exploitation demandées par Gaz Métro.

 

[24]         Au présent dossier, le Distributeur présente des charges d’exploitation réelles de 185,2 M$, soit un dépassement de 2,5 M$ comparativement au montant autorisé. Dans le dossier tarifaire 2014, en cours de traitement durant l’examen du présent dossier du Rapport annuel, Gaz Métro affirme avoir réalisé 50 % de la réduction budgétaire demandée par la Régie.

 

« [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 »[14].

 

[25]         Le Distributeur justifie ce résultat au motif que la décision D-2013-106 a été reçu tardivement[15]. La Régie prend note des explications fournies. Toutefois, elle juge que ces explications ne justifient pas l’incapacité du Distributeur à se conformer à la décision de la Régie et à respecter la coupure budgétaire qu’elle lui avait imposée.

[26]         Par ailleurs, la Régie rappelle au Distributeur qu’il a lui-même déposé tardivement sa preuve relative à l’établissement du revenu requis 2012‑2013, soit le 14 décembre 2012, deux mois après le début de l’année tarifaire. Dans ces conditions, la Régie estime que le Distributeur devait s’attendre à ce que la décision établissant son revenu requis soit rendue plusieurs mois après le début de l’année financière que visait sa demande.

 

[27]         La Régie juge qu’il appartenait à Gaz Métro de tenir compte de ces circonstances particulières dans le cadre de sa gestion budgétaire en cours d’année et de prendre les précautions nécessaires afin de pouvoir palier les possibles conclusions de la décision tarifaire, dont elle connaîtrait la teneur tardivement en cours d’année. En conséquence, la Régie juge que les charges d’exploitation réelles du Distributeur pour l’exercice 2013 doivent être plafonnées au montant autorisé, soit 182,7 M$.

 

[28]         La Régie reconnaît un montant total de 182,7 M$ pour les charges d’exploitation de l’exercice financier 2013 pour les activités réglementées.

 

[29]         En conséquence, la Régie estime que le manque à gagner présenté en preuve pour le service de distribution devient plutôt un trop-perçu qui doit être partagé entre les clients et Gaz Métro, selon les modalités de la décision D-2013-106.

 

 

2.1.3           Conclusion

 

[30]         La Régie prend acte :

 

•           des explications fournies par Gaz Métro sur les écarts observés entre les données réelles et les données projetées du dossier tarifaire;

•           du suivi de Gaz Métro concernant les charges d’exploitation reliées aux énergies nouvelles;

•           de la conciliation entre les états financiers vérifiés non consolidés, la base de tarification, les éléments hors base et la structure du capital.

 

[31]         La Régie prend acte également du fait que les trop-perçus/manques à gagner reliés aux activités des clients GNL, au service de transport et au service d’équilibrage sont alloués aux clients.

[32]         La Régie demande à Gaz Métro de mettre à jour son dossier, ainsi que sa demande en fonction des dispositions de la présente décision et de déposer les pièces révisées au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h.

 

 

2.2             Base de tarification et additions à la base

 

[33]         La base de tarification 2013 s’élève à 1 837,5 M$, en hausse de 1,4 M$ comparativement à l’année autorisée 2013, et de 18,1 M$ comparativement aux données réelles de l’année 2012.

 

Tableau 2
Évolution de la base de tarification 2013 et 2012

 

Tableau établi à partir de la pièce B-0029 et du dossier R-3831-2012, pièce B-0020. Il peut y avoir des écarts dû à la présence d’arrondis.

 

[34]         La valeur nette des immobilisations est plus élevée de 9,5 M$ que celle prévue initialement. Gaz Métro explique cette hausse principalement par le positionnement concurrentiel favorable du gaz naturel par rapport au mazout. Conséquemment, des hausses de 5,8 M$ sont attribuables respectivement à l’augmentation du nombre de km de conduites, de clients et d’investissements qui n’étaient pas prévus lors du dossier tarifaire. De plus, une subvention de 4,0 M$ a été encaissée en 2012, alors que l’encaissement était initialement prévu en 2013.

 

[35]         Pour les matériaux et inventaires de gaz, le Distributeur explique la diminution de 4,1 M$, principalement par la baisse des capacités d’entreposage chez Union Gaz, de même que par un prix de fourniture inférieur aux prévisions.

 

[36]         Pour ce qui est du développement des systèmes informatiques, Gaz Métro explique la baisse en 2013 principalement par le fait que les efforts déployés ont été attribués, en grande partie, au projet de migration Windows 7 et Office 2013. Ce projet est maintenu hors base de tarification pour 2013.

 

[37]         La Régie prend acte de la valeur de la base de tarification réelle de Gaz Métro, établie au 30 septembre 2013 à 1 837,5 M$, selon la moyenne des 13 soldes. Elle demande au Distributeur de mettre à jour cette valeur en fonction des dispositions de la présente décision.

 

 

2.3             Additions à la base de tarification pour des projets inférieurs à 1,5 M$

 

[38]         Les additions à la base de tarification 2013 s’élèvent à 169,3 M$ pour l’année 2013, soit une baisse de 1,9 M$ comparativement au montant prévu au dossier tarifaire. Les montants reliés aux projets dont le coût individuel est inférieur à 1,5 M$ totalisent 135,4 M$, soit une hausse de 11,3 M$ comparativement au montant de l’année autorisée 2013.

 

Tableau 3
Additions à la base de tarification pour l’année 2013

 

Tableau établi à partir des pièces B-0030 et de la décision D-2013-106, par. 272 et 292.

 

[39]         La Régie note le dépassement important relatif aux immobilisations corporelles, soit 19,1 M$ ou 20 %. Cependant, la Régie est satisfaite des explications de Gaz Métro concernant les écarts réalisés au niveau de la base de tarification. De plus, l’ensemble des additions à la base de tarification est de 1,9 M$ inférieur au montant prévu au budget.

 

[40]         La Régie prend acte des additions à la base de tarification découlant des investissements dont le coût est inférieur à 1,5 M$.

 

 

2.4             RÉSULTATS DES INDICES DE MAINTIEN DE LA QUALITÉ DE SERVICE ET BONIFICATION DE RENDEMENT

 

[41]         Pour l’exercice financier se terminant le 30 septembre 2013, le pourcentage global de réalisation des indices de qualité de service atteint par le Distributeur est de 100 %. Il est égal à la moyenne pondérée des pourcentages de réalisation de chaque indice, tel qu’autorisé par la Régie dans sa décision D‑2013‑106[16].

 

Tableau 4
Indices de qualité de service

 

	2013
Indices de qualité	Pondération (%)	Résultat individuel (%)	Pourcentage de réalisation (%)
Entretien préventif	10	103,0	100,0
Rapidité de réponse aux urgences	20	94,2	99,33
Rapidité de réponse aux appels téléphoniques	10	93,4	100,0
Fréquence de lecture des compteurs	10	98,6	100,0
ISO 14001 (rapport BNQ)	10	100,0	100,0
Émissions de gaz à effet de serre (réduction)	10	100,0	100,0
Satisfaction de la clientèle des tarifs D1, D3 et DM	15	94,2	100,0
Satisfaction de la clientèle des tarifs D4 et D5	5	86,7	100,0
Procédure de recouvrement et interruption de service	10	100,0	100,0
Moyenne pondérée – Pourcentage global de réalisation			100,0

 

[42]         La Régie prend acte de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %.

 

 

2.5             Plan d’approvisionnement

 

2.5.1           TRANSACTIONS SPÉCIALES POUR BONIFICATION  

 

[43]         Dans le dossier tarifaire 2013, Gaz Métro a déposé une méthode d’évaluation d’un indicateur de performance visant l’optimisation des outils d’approvisionnement.

 

[44]         La Régie a rendu la décision D-2013-054 qui établit la méthode de bonification pour l’exercice financier 2013. La bonification attribuée à Gaz Métro par cette décision couvre deux types de transaction : les transactions d’optimisation financières et les transactions spéciales d’achat. La bonification applicable aux transactions spéciales est définie comme suit :

 

« [37] Pour l’ensemble de ces motifs, la Régie approuve une bonification additionnelle correspondant à 10 % des économies qui seront constatées au rapport annuel relativement aux transactions mentionnées à la pièce B-0286. Les économies seront calculées en comparant le coût des transactions mentionnées précédemment et le coût qui aurait résulté des tarifs annuels en vigueur de TCPL pour le service correspondant.

 

[38] Cette bonification est conditionnelle à l’optimisation du plan d’approvisionnement en bloc de gaz naturel pour les mois d’août et septembre 2013, de façon à ce qu’il n’y ait pas de transport FTLH inutilisé. […] ».

 

[45]         Les transactions spéciales visées par le paragraphe 37 de la décision D‑2013‑054 représentent des achats de transport (par échange) sur le marché secondaire effectués au cours des exercices antérieurs ou de l’exercice en cours qui visaient à remplacer des capacités de transport FTLH entre Empress et le territoire de Gaz Métro (EDA ou NDA) qui auraient autrement été contractées auprès de TCPL.

 

[46]         Gaz Métro présente la comparaison des coûts réels et ceux qui auraient été encourus si elle avait contracté ces capacités en transport longue distance (FTLH) auprès de TCPL. Les coûts totaux de ces transactions spéciales pour l’exercice 2013 ont été inférieurs aux coûts, en fonction des prix de TCPL, de 22,714 M$[17].

 

[47]         Compte tenu de ces résultats, la Régie autorise Gaz Métro à accéder à une bonification de 2,271 M$[18], soit 10 % des économies réalisées, conformément à la décision D-2013-054[19].

 

 

2.5.2           TRANSACTIONS D’OPTIMISATION FINANCIÈRES POUR BONIFICATION

 

[48]         Gaz Métro effectue des transactions d’optimisation à l’aide d’outils de transport et d’entreposage. Ces transactions peuvent répondre à des besoins opérationnels ou être de nature financière.

 

[49]         Les transactions financières ne sont possibles pour Gaz Métro que lorsque les conditions de marché se présentent en temps et lieu opportuns et que le Distributeur dispose d’un outil qui n’est pas pleinement utilisé par la demande de sa clientèle. Les transactions financières comprennent les transactions d’échanges/cessions d’optimisation, les prêts d’espace, ainsi que les transactions dans le cadre du Mécanisme d’allègement du risque pour le service de transport (STS-RAM[20]).

 

[50]         Le Distributeur a conclu 98 transactions d’échanges/cessions d’optimisation pour des revenus de 4,8 M$. Les cinq transactions de prêts d’espace ont généré des revenus de 7 k$. Des revenus de 2,4 M$ ont été générés dans le cadre du STS‑RAM.

 

[51]         Le tableau 5 présente la compilation annuelle des transactions d’optimisation financières :

 

tableau 5
Transactions d’optimisation financières

 

 

[52]         Compte tenu de ces résultats, la Régie autorise Gaz Métro à accéder à une bonification de 724 k$[21], soit 10 % des revenus réels des transactions d’optimisation financières, conformément à la décision D-2013-054[22].

 

 

2.5.3           TROP-PERÇUS ET MANQUES À GAGNER EN TRANSPORT ET ÉQUILIBRAGE

 

[53]         Gaz Métro évalue un trop-perçu en transport de 1,7 M$ et un manque à gagner de 6,5 M$ en équilibrage.

 

[54]         Le trop-perçu en transport provient essentiellement d’une baisse des revenus réels par rapport aux revenus projetés de 8,7 M$ et d’une baisse des coûts réels par rapport aux coûts projetés de 10,4 M$.

 

[55]         Le manque à gagner en équilibrage, quant à lui, s’explique par une baisse des revenus réels d’équilibrage par rapport aux revenus projetés de 1,5 M$ et d’une hausse des coûts réels par rapport aux coûts projetés de 5 M$.

 

[56]         Gaz Métro explique qu’au cours de l’exercice 2013, le différentiel de coût entre Empress et Dawn s’est avéré plus élevé au réel qu’à la prévision de 3,6 M$. La fonctionnalisation de ce différentiel de lieu entraînant notamment une hausse des coûts d’équilibrage à Dawn de 7,6 M$ et une baisse des coûts de transport de 4,4 M$.

 

[57]         Ainsi, de l’avis du Distributeur, le taux moyen de la prime d’équilibrage prévu au dossier tarifaire de 0,464 ¢/m³ s’avère être de 0,997 ¢/m³ au réel tel que présenté dans le tableau ci-dessous. Cette hausse est partiellement atténuée par une réduction des achats à Dawn.

 

Tableau 6
Fonctionnalisation des coûts

 

 Source : pièce B-0045, p. 5.

 

[58]         En réponse à une demande de renseignements, Gaz Métro explique qu’il n’y a pas lieu de transférer au service de transport l’écart de coût entre le différentiel de lieu projeté au dossier tarifaire 2013 et celui réellement encouru dans l’année pour les raisons suivantes :

 

•           Ce transfert irait à l’encontre des principes d’allocation qui ont été mis en place et approuvés par la Régie depuis le dégroupement des tarifs. Ces principes ont été établis de façon à répartir équitablement les coûts entre les services.

•           Les achats à Dawn sont effectués pour équilibrer l’ensemble des clients de Gaz Métro, qu’ils utilisent ou non le service de transport de Gaz Métro.

•           Un transfert de coût entre les services revient à appliquer une méthode de fonctionnalisation au réel qui serait différente de celle qui a été utilisée aux fins d’établissement du budget.

 

[59]         Pour l’ensemble de ces raisons, le Distributeur juge qu’il n’y a pas lieu de modifier la méthode de fonctionnalisation des coûts d’achats à Dawn ni de transférer l’écart des coûts d’équilibrage au service de transport.

 

[60]         Dans sa décision D-2013-054[23], la Régie demandait à Gaz Métro :

 

« [19] Par conséquent, la Régie accueille favorablement les éléments suivants de la proposition de Gaz Métro et ordonne en conséquence :

-       que tous les trop-perçus et manques à gagner en transport et en équilibrage soient remis aux clients ou récupérés de ceux-ci en fonction du montant établi pour chaque service, après application des comptes de frais reportés existants; […] ».

 

[61]         Conformément à cette décision, Gaz Métro fonctionnalise les trop-perçus et manques à gagner entre les différents services. La Régie doit donc porter une attention particulière à la fonctionnalisation des coûts et des revenus de chacun des services, afin de s’assurer que les montants de trop-perçus et de manques à gagner soient imputés aux tarifs correspondants. Auparavant, les trop-perçus et manques à gagner étaient imputés à la fonction distribution sans égard à leur origine.

 

[62]         Dans le présent dossier, la Régie est préoccupée par la fonctionnalisation de l’écart de coût du différentiel de lieu entre AECO et Dawn. La différence entre le montant projeté au dossier tarifaire 2013 et celui réellement encouru s’élève à 3 641 000 $.

 

[63]         La Régie constate que la méthode de fonctionnalisation appliquée par Gaz Métro dans le Rapport annuel a pour conséquence de maintenir fixes les taux unitaires projetés au dossier tarifaire pour la fourniture, la compression et le transport et de faire varier uniquement le taux unitaire de l’équilibrage. En conséquence, la totalité de l’effet prix est reflétée dans le service d’équilibrage, tandis que l’effet volume est reflété dans l’ensemble des services.

 

[64]         Le Distributeur justifie notamment ce choix de faire porter l’entièreté de l’effet prix sur le service d’équilibrage en soutenant que les achats à Dawn sont effectués pour équilibrer l’ensemble des clients, qu’ils utilisent ou non le service de transport de Gaz Métro.

 

[65]         Cependant, la Régie rappelle que Gaz Métro utilise maintenant du transport SH en été[24]. Elle en conclut que le transport SH sert à la fois d’outil d’équilibrage et d’outil de transport.

 

[66]         Bien que la méthode de fonctionnalisation appliquée par le Distributeur soit conforme et respecte les principes d’allocation qui ont été mis en place, la Régie constate que cette méthode n’est pas adaptée au contexte d’approvisionnement actuel, dont notamment l’utilisation du SH en été. Elle juge que la proposition de Gaz Métro de fonctionnaliser l’ensemble de l’effet prix de l’écart de coût du différentiel de lieu entre AECO et Dawn au service de l’équilibrage ne reflète pas la causalité des coûts et qu’en conséquence, il y a lieu de la revoir.

 

[67]         Dans sa décision D-2014-065[25], la Régie demandait au Distributeur de revoir la fonctionnalisation des coûts entre le transport et l’équilibrage pour les coûts de transport non utilisé et d’organiser des séances de travail sur ce sujet. La Régie demande au Distributeur d’élargir la réflexion lors de ces rencontres et de discuter de l’ensemble des éléments découlant de l’application de la méthode de fonctionnalisation pouvant avoir des impacts sur les tarifs des différents services, dont notamment les trop-perçus et les manques à gagner constatés en fin d’année.

 

[68]         Le Distributeur devra présenter les résultats de cette réflexion sur le sujet dans le cadre du dossier tarifaire 2015.

 

[69]         Dans l’attente des résultats de cette réflexion, la Régie considère qu’un correctif doit être mis en place. Elle ordonne au Distributeur de répartir l’écart de coût du différentiel de lieu entre AECO et Dawn entre les différentes composantes, au prorata des coûts totaux réels identifiés au tableau 6. Gaz Métro devra présenter l’impact de cette modification sur les trop-perçus et manques à gagner de chacune des composantes au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h.

 

 

2.6             Compte de nivellement de la température

 

[70]         Gaz Métro présente l’évolution mensuelle du compte de nivellement de la température et de l’application de la contrepartie à la normalisation[26].

 

[71]         En réponse à une demande de renseignements, Gaz Métro indique avoir constaté que les taux utilisés pour calculer la contrepartie de la normalisation en 2013 sont erronés. Elle présente les taux corrigés, ainsi que l’écart qui en découle sur la contrepartie de la normalisation, les revenus de distribution et d’équilibrage et sur les trop-perçus/manques à gagner par service[27].

 

[72]         La Régie demande à Gaz Métro de déposer, au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h, l’ensemble des pièces affectées par la correction des taux utilisés pour calculer la contrepartie de la normalisation.

 

 

2.7             RENTABILITÉ DU PLAN DE DÉVELOPPEMENT

 

[73]         Gaz Métro présente la comparaison du plan de développement de la cause 2013 par rapport aux résultats réels a priori de l’exercice terminé le 30 septembre 2013 pour les ventes à de nouveaux clients, les ajouts de charge et les ventes totales[28].

 

[74]         La Régie note qu’au secteur VGE, trois nouveaux clients ont été ajoutés en 2012‑2013. Elle constate que la rentabilité de ces projets est inférieure aux prévisions (7,88 % vs 9,30 %), mais qu’elle a tout de même un effet à la baisse sur les tarifs dès la première année.

 

[75]         Gaz Métro présente également une analyse de la rentabilité a posteriori du plan de développement 2010 du marché résidentiel, ainsi que celle du marché affaires.

 

[76]         La Régie note que les taux de rendement internes (TRI) réels dans les secteurs résidentiel et CII (9,97 % et 25,22 % respectivement) sont légèrement plus faibles que ceux prévus (10,71 % et 30,21 % respectivement) lorsque l’analyse est faite avec les tarifs réels.

 

[77]         En réponse à des demandes de renseignements, le Distributeur explique les écarts constatés, pour les volumes moyens par client et les montants d’investissements, entre les prévisions et les résultats a posteriori[29].

 

[78]         La Régie prend acte des résultats a posteriori des plans de développement 2010 et 2013.

 

[79]         La Régie demande à Gaz Métro de présenter systématiquement, dans les prochains dossiers d’examen du rapport annuel, une analyse des écarts significatifs entre les résultats a priori du plan de développement et les résultats a posteriori, après 3 ans et 6 ans.

 

 

2.8             Programme de rabais à la consommation (PRC) et programme de rétention par voie de rabais à la consommation (PRRC)

 

[80]         En réponse à des suivis demandés dans la décision D-2013-135[30], Gaz Métro présente des analyses de rentabilité détaillées d’un échantillon de quatre projets représentatif de l’ensemble des projets subventionnés. Le Distributeur dépose également l’explication détaillée du calcul du pourcentage du tarif de distribution que représente le PRC, ainsi que le chiffrier détaillé des subventions PRC et PRRC, incluant le numéro de projet associé à chaque client.

 

[81]         La Régie prend acte des suivis de la décision D-2013-135 déposés par Gaz Métro et s’en déclare satisfaite.

 

[82]         Cependant, la Régie note, dans l’échantillon de projets présenté par le Distributeur, le cas du client 407136 qui a bénéficié d’une subvention PRC pour l’installation de deux foyers sans système de chauffage[31].

 

[83]         Or, dans sa décision D-2004-196, la Régie avait refusé la demande de Gaz Métro visant à ce que les coûts d’achat et d’installation d’appareils périphériques, tels des foyers, soient considérés comme dépenses admissibles dans l’évaluation du rabais à la consommation pouvant être octroyé à un client[32].

 

[84]         En réponse à une demande de renseignements, le Distributeur justifie l’octroi de subventions dans de tels cas en déclarant :

 

« Le versement de la subvention PRC est conforme aux modalités du programme PRC, telles qu’approuvées par la Régie selon, entre autres, les articles 2.5.1 et 2.5.18 suivants :

 

« 2.5.1 : Les coûts du matériel et la main-d’œuvre requis pour l’installation de la tuyauterie en aval de la fin du branchement d’immeuble jusqu’aux appareils à gaz naturel, sujet aux limites prescrites par le distributeur. »

« 2.5.18 : Le coût relatif à la modification de la cheminée lorsque nécessaire. »

 

À la suite de l’adoption, par la Ville de Montréal, d’une nouvelle réglementation relative à l’installation et l’utilisation des foyers au bois, Gaz Métro a voulu appuyer la Ville de Montréal. Depuis novembre 2011, Gaz Métro verse donc un montant de 200 $ afin de compenser une portion des frais relatifs aux matériaux et à l’installation de la tuyauterie ainsi que les coûts de cheminée associés à la conversion d’un foyer au bois »[33].

[85]         La Régie constate que les modalités du PRC en vigueur au cours de l’exercice 2012‑2013, notamment aux articles 2.5.1 et 2.5.18, permettaient à Gaz Métro d’inclure des dépenses de cette nature dans tout calcul de rabais à la consommation pouvant être octroyé à un client.

 

[86]         Ainsi, la Régie note une apparente contradiction entre l’esprit de la décision D‑2004‑196, qui interdisait au Distributeur de subventionner les coûts d’achat et d’installation d’appareils périphériques, et la lettre du texte du PRC que cette même décision a adopté.

 

[87]         La question à trancher dans le cas présent est d’établir si un client qui envisage installer un appareil périphérique est admissible à une aide financière de Gaz Métro pour rembourser une partie des frais d’installation de tuyauterie et de cheminée qu’il a engagés. La Régie comprend que Gaz Métro croyait disposer de la marge de manœuvre qui l’a conduit à offrir à des clients, en vertu du PRC, une subvention de 200 $ à l’installation d’un foyer.

 

[88]         La Régie considère qu’il y a lieu de clarifier cette situation afin de déterminer si les montants d’aide financière relatifs à des appareils périphériques versés par Gaz Métro depuis le 1^er octobre 2012 peuvent être transférés dans le CFR relatif au PRC/PRRC inclus dans la base de tarification. Si la Régie n’arrive pas à cette conclusion, ces montants ne pourront être récupérés dans les tarifs de Gaz Métro. Par contre, si la Régie est convaincue de la rentabilité économique de telles subventions, ces montants pourront être transférés dans le CFR pour être récupérés dans les tarifs. Dans tous les cas, il y aura lieu de revoir le texte du PRC à cet égard.

 

[89]         En conséquence, la Régie :

 

•           ordonne à Gaz Métro de cesser, à compter de la date de la présente décision, de prendre de nouveaux engagements de subvention en lien avec l’installation d’appareils périphériques;

•           demande à Gaz Métro de créer un CFR temporaire hors base portant intérêt et d’y verser tous les montants de subvention, en lien avec l’installation d’appareils périphériques, octroyés ou payés à des clients depuis le 1^er octobre 2012;

•           déclare que les modalités de disposition de ce CFR seront établies ultérieurement, lorsqu’elle aura statué sur l’admissibilité de ces montants au CFR relatif au PRC/PRRC inclus dans la base de tarification de Gaz Métro;

•           demande à Gaz Métro, de présenter, dans le cadre du suivi de la décision D‑2014‑077[34] relatif à la révision des grilles d’aides financières du PRC, une proposition de grille relative au branchement d’appareils périphériques démontrant la rentabilité économique de cet ajout au programme.

 

 

 

3.            EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

 

3.1             plan global en efficacité énergétique (pgeé)

 

[90]         Au 30 septembre 2013, le PGEÉ de Gaz Métro a atteint 105 % des économies annuelles de gaz naturel prévues pour l’année financière 2012-2013, soit 34 841 942 m³ économisés sur un objectif de 33 098 703 m³.

 

[91]         Pour réaliser ces économies d’énergie, Gaz Métro a dépensé 17 340 000 $, soit 104 % du budget prévu (16 726 000 $). L’écart de 614 000 $ constaté en fin d’exercice a été transféré à un CFR. Ce CFR constitue un montant à récupérer des clients, portant rémunération, à intégrer aux tarifs de l’année 2015.

 

[92]         La Régie note que le marché résidentiel ne produit que 1,2 % des économies d’énergie mais accapare 6,1 % du budget du PGEÉ. Le marché CII représente 36,8 % des économies avec 74 % du budget alors que l’an dernier il comptait pour 44 % des économies avec 69 % du budget. Enfin le marché VGE est responsable de 61,9 % des économies du PGEÉ avec seulement 20 % du budget (en 2012 c’était 61 % d’économies avec 25 % du budget).

 

[93]         La Régie prend acte des résultats du PGEÉ 2012 de Gaz Métro.

 

[94]         Compte tenu de ces résultats, la Régie autorise Gaz Métro à accéder à 100 % de l’incitatif à la performance relatif au PGEÉ au montant de 1 M $, tel que prévu à la décision D-2012-076[35].

 

 

 

4.            PRODUITS FINANCIERS DÉRIVÉS

 

[95]         Conformément aux décisions D-2001-214[36] et D-2007-47[37], Gaz Métro dépose le rapport annuel de performance de son programme de produits financiers dérivés. Ce programme vise trois objectifs, soit stabiliser le coût d’acquisition du gaz naturel, limiter l’impact des flambées de prix et préserver la position concurrentielle du gaz naturel face à l’électricité.

 

[96]         Au cours de l’année 2012, le prix moyen de l’indice Canadian Gas Price Reporter a été de 2,38 $/GJ, soit un niveau bien inférieur aux moyennes de 2010 et 2011, qui s’établissaient à 4,35 $/GJ et 3,54 $/GJ respectivement. Gaz Métro constate la baisse significative des prix du gaz naturel et les déboursés importants qui en ont découlé dans son programme de dérivés financiers.

 

[97]         La Régie prend acte des résultats présentés dans le rapport annuel de performance.

 

 

 

5.            SUIVIs

 

5.1             SUIVIs DES PROJETS De développement

 

[98]         Gaz Métro présente le suivi annuel des projets suivants :

 

•           extension de réseau jusqu’à Saint-Denis-sur-Richelieu;

•           extension de réseau entre Vallée-Jonction et Thedford Mines;

•           extension de réseau jusqu’à La Corne;

•           franchise pour desservir les territoires des régions du Bas-St-Laurent et de la Gaspésie;

•           rétablissement de la conduite sous le pont Jacques-Cartier;

•           remplacement et relocalisation d’actifs sous l’autoroute Félix-Leclerc;

•           extension de réseau dans la municipalité de Saint-Félicien;

•           agrandissement du centre de distribution;

•           acquisition de conduites de Pétromont et leur raccordement au réseau de Gaz Métro;

•           relocalisation d’une conduite de transmission à Drummondville;

•           Windows 7 et Office 2013;

•           relocalisation de la conduite du pont Bisson;

•           relocalisation d’une conduite de transmission à Malartic.

 

[99]         La Régie prend acte du suivi de ces projets.

 

[100]    Gaz Métro demande à la Régie de mettre fin aux suivis relatifs aux projets :

 

•           bulletin G-18;

•           intégration de l’application maison FICH dans SAP (SAP2B);

•           bureau d’affaires de Rouyn-Noranda;

•           simplification de l’environnement de la base de données SAP.

 

[101]    La Régie autorise la fin des suivis de ces projets, les conditions établies dans la décision D‑97‑25[38] ayant été rencontrées.

 

 

5.1.1                Projet de mise à niveau des réservoirs de gaz naturel liquéfié de l’usine LSR

 

[102]    Le 8 janvier 2009, l’Office national de l’énergie (l’ONÉ) a rendu une décision élargissant la plage des composantes du gaz naturel et entraînant des variations dans la composition de ce dernier. Cette décision de l’ONÉ et la possibilité que du gaz naturel ayant une composition différente circule dans le réseau de Gaz Métro requièrent de procéder à une mise à niveau de ses deux réservoirs de gaz naturel liquéfié (GNL) sur le terrain de l’usine LSR.

 

[103]    Par sa décision D‑2010‑068[39], la Régie a autorisé le projet d’investissement visant la mise à niveau des réservoirs de GNL L80A et L80B de l’usine LSR.

 

[104]    Initialement, le coût du projet était estimé à 6,4 M$ incluant les frais généraux. Le projet devait débuter au mois d’août 2010 et être complété en septembre 2012. L’échéancier initial des mises à niveau était le suivant :

 

•           réservoir L80B : mars 2011 à septembre 2011;

•           réservoir L80A : mars 2012 à septembre 2012.

 

[105]    Au 30 septembre 2010, les activités d’ingénierie et l’achat des matériaux n’avaient pu débuter tel que prévu, car les négociations concernant les clauses contractuelles avec l’entrepreneur étaient toujours en cours. Toutefois, Gaz Métro était confiante de rattraper le retard et prévoyait que le coût du projet demeurerait inchangé.

 

[106]    Au 30 septembre 2011, la mise à niveau du réservoir L80B était complétée selon l’échéancier et le cadre budgétaire établi. Quant au réservoir L80A, les travaux d’ingénierie étaient en cours et se déroulaient selon l’échéancier prévu. Toutefois, le Distributeur signalait qu’un système de protection incendie par réservoir avait dû être ajouté au projet initial.

 

[107]    Au 30 septembre 2012[40], le suivi révèle un dépassement de coûts de 6,7 %, c’est-à-dire de 461 k$. Les travaux n’étaient pas terminés selon l’échéancier initial. Il restait à finaliser les travaux d’isolation sur les deux lignes de remplissage et de recirculation.

 

[108]    Au 30 septembre 2013, le projet est complété avec une légère hausse du dépassement budgétaire, soit un écart de 481 k$ plutôt que 461 k$, tel qu’annoncé au rapport annuel précédent. Ainsi, la hausse du coût du projet a été de 7,5 %.

 

[109]    Gaz Métro demande à la Régie de mettre fin au suivi relatif au projet de mise à niveau des réservoirs de GNL L80A et L80B de l’usine LSR. La Régie autorise la fin du suivi de ce projet d’investissement, les conditions établies dans la décision D‑97‑25 ayant été rencontrées.

 

[110]    Cependant, la Régie tire enseignement du suivi de ce projet d’investissement. Elle demande à Gaz Métro que, dorénavant, tout rapport de suivi de projet, intermédiaire et final, contienne les données initiales, les données projetées en date du rapport annuel en cause et un tableau résumant la rentabilité du projet et contenant les informations suivantes :

 

•           valeur actuelle nette de l’effet sur les tarifs;

•           durée de la période d’analyse;

•           taux de rendement interne (TRI);

•           point mort tarifaire;

•           volumes sécurisés (lorsque pertinent).

 

 

5.1.2           Projet d’extension de réseau dans la municipalité de Saint‑Félicien

 

[111]    Dans sa décision D‑2012‑174[41], la Régie a autorisé Gaz Métro à réaliser le projet d’extension de réseau jusqu’à la municipalité de Saint-Félicien. Le Distributeur souhaitait réaliser un projet d’investissement visant la construction d’une extension de son réseau de distribution afin de desservir un important client industriel. Le coût du projet était évalué initialement à 8,5 M$. Le projet comportait l’installation d’une conduite d’acier d’une longueur de 17 km. La contribution du client était de 3,4 M$. La part des coûts du projet assumée par Gaz Métro s’élevait initialement à 5,1 M$. La construction devait débuter au mois d’août 2013 et la mise en gaz devait être complétée au mois de décembre de la même année.

 

[112]    Au début de l’été 2013, le Distributeur recevait un rapport faisant état d’un degré d’érosion avancé des berges de la rivière Ashuapmushuan à deux endroits spécifiques. Afin d’assurer l’intégrité de son réseau à long terme, Gaz Métro décidait de suivre un tracé alternatif. Ce nouveau tracé comptait 5,4 km de plus que l’original, soit une conduite de 22,4 km au total.

 

[113]    Le 20 septembre 2013, Gaz Métro informait la Régie que la hausse de coûts occasionnée par le nouveau tracé correspondait à 25 % du budget initial du projet avant contingence. Le Distributeur indiquait également que ce dépassement de coût ne menaçait pas la rentabilité du projet, puisque le client avait souscrit à de nouvelles obligations minimales annuelles (OMA). La mise en gaz a été effectuée en novembre 2013.

 

[114]    Le projet présente une hausse des coûts de l’ordre de 1,4 M$. La contribution du client demeure la même. La part de Gaz Métro augmente de 1,4 M$. Toutefois, le Distributeur précise que cette hausse des coûts est compensée par la hausse de l’OMA du client. De plus, la contingence est revue à la baisse passant de 7 % à 5 %. Le TRI augmente de 7,53 % à 7,67 %.

 

[115]    La Régie prend acte du suivi de ce projet.

 

[116]    Dans sa décision D-2012-174[42], la Régie indiquait :

 

« [43] Compte tenu des réponses de Gaz Métro aux demandes de renseignements qu’elle lui a adressées, la Régie est préoccupée par le processus d’évaluation des risques associés au forage directionnel et la caractérisation du sol sous le fond du fossé. La preuve n’indique pas si une analyse coût/bénéfice en regard des différents types d’évaluation de sol a été réalisée de façon à réduire ces risques. Par ailleurs, la preuve n’indique pas si de telles évaluations ont été jugées nécessaires ou non, ni sur quelle base ces décisions ont été prises ».

[nous soulignons]

 

[117]    Gaz Métro précise qu’une caractérisation des sols est faite lorsque la portion des travaux d’excavation est un élément important d’un projet[43]. Dans le cas présent, la Régie note que la longueur du tracé initial était de 17 km. Elle en conclu que la portion des travaux d’excavation était une portion importante du projet d’extension de réseau à Saint‑Félicien. Pourtant, la Régie note que la caractérisation des sols en lien avec la conduite installée sous le fond du fossé sur près de 70 % du tracé, ne consistait qu’en un relevé visuel du terrain.

 

[118]    La Régie tire également enseignement du suivi de ce projet. Elle demande que pour tout nouveau projet d’extension de son réseau, pour lequel elle demande une autorisation à la Régie, Gaz Métro :

 

•           confirme si une analyse de caractérisation des sols a été effectuée;

•           le cas échéant, informe la Régie du type de caractérisation des sols réalisée;

•           le cas échéant, lors du suivi de projet, mette à jour cette caractérisation en fonction de la réalité rencontrée.

 

 

5.1.3           Frais généraux pour les projets d’investissement

 

[119]    Dans la décision D‑2013‑106[44], la Régie demandait à Gaz Métro de déposer une étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre activités réglementées et non réglementées, selon une approche basée sur le coût complet plutôt que selon l’approche marginale utilisée jusqu’à présent. Elle demandait que cette étude soit déposée au plus tard dans le cadre du dossier tarifaire 2015.

 

[120]    La Régie souhaite que Gaz Métro réalise une étude d’allocation des coûts entre activités réglementées et non réglementées afin que les coûts soient répartis équitablement entre les deux activités. De plus, la Régie est d’avis que l’approche marginale employée présentement, qui repose sur le taux annuel des frais généraux capitalisé, n’est pas garante d’une répartition équitable entre activités.

 

[121]    La Régie demande donc que Gaz Métro inclue dans l’étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre activités réglementées et non réglementées qu’elle doit déposer conformément à la décision D‑2013‑106, une analyse portant sur le calcul et l’application du taux annuel des frais généraux capitalisés qui est imputé aux projets d’investissement.

 

[122]    De plus, la Régie demande à Gaz Métro de présenter une justification détaillée quant à l’application d’une diminution de 2 % du taux des frais généraux pour chaque tranche supplémentaire de 5 M$ d’investissement.

 

 

5.1.4           Compte de frais reportés lié aux études et travaux préparatoires visant à établir la faisabilité du projet Côte-Nord

 

[123]    Le 21 mars 2013, Gaz Métro annonçait dans les médias qu’elle reportait le projet de prolongement de réseau gazier de 450 km vers la Côte-Nord après avoir encouru des coûts d’environ 16 M$, inclus dans le CFR. Aucun calendrier précis de réévaluation de la situation n’était prévu.

 

[124]    Le 15 juillet 2013, la Régie demandait, dans la décision D-2013-106, un suivi des coûts encourus. La Régie mentionnait aussi qu’elle était préoccupée par l’accumulation potentielle de coûts de financement importants et par le délai entre le moment où les coûts ont été encourus et le moment où ils seront inclus dans les tarifs. Elle envisageait un taux de financement inférieur au taux habituel. Elle anticipait aussi qu’il serait opportun de disposer rapidement des sommes incluses à ce CFR et, demandait à Gaz Métro une proposition de disposition.

 

[125]    Gaz Métro demande à la Régie de prendre acte du suivi du projet Côte-Nord et d’autoriser le maintien du CFR existant. Les coûts réels encourus au 30 septembre 2013 sont de 17,6 M$ dont 1,0 M$ de frais financiers[45].

 

[126]    Le Distributeur affirme être en discussion avec le gouvernement du Québec relativement à la desserte en gaz naturel de la région de la Côte-Nord. À ce jour, le gouvernement n’a pas demandé de mettre fin au projet. Pour Gaz Métro, il importe d’harmoniser le traitement des sommes assumées par la clientèle avec celles assumées par le gouvernement du Québec.

 

[127]    Selon Gaz Métro, advenant la réalisation du projet, la portion assumée par la clientèle des sommes investies jusqu’à maintenant pourra être combinée aux coûts de réalisation du projet et ainsi bénéficier d’une période d’amortissement étendue. Cet étalement dans le temps permettrait de minimiser les impacts tarifaires pour la clientèle.

 

[128]    Le Distributeur précise que le coût de financement sera abordé plus amplement dans le dossier tarifaire 2015.

 

[129]    La Régie prend acte du suivi du projet Côte-Nord et, dans les circonstances, autorise le maintien du CFR jusqu’au dossier tarifaire 2015. La Régie réitère toutefois sa préoccupation quant à l’augmentation des frais de financement. Dans le dossier Côte-Nord, la limitation des frais de financement passe par une disposition rapide du CFR. La Régie juge qu’il est dans l’intérêt de la clientèle que les modalités de disposition soient discutées au plus tard dans le cadre du dossier tarifaire 2015.

 

 

5.1.5           Rapport de suivi associé à l’activité de vente de gaz naturel liquéfié (GNL)

 

[130]    Gaz Métro dépose un suivi du projet de développement d’un nouveau segment de marché pour le gaz naturel au Québec pour l’exercice terminé le 30 septembre 2013. Elle établit le coût total pour la desserte du client GNL à 2 715 000 $ pour des volumes réels de 15 842 10³m³.

 

[131]    Conformément à la décision D-2011-030[46], Gaz Métro établit le coût de maintien de la fiabilité à 282 800 $.

 

[132]    La Régie constate que le Distributeur a établi le coût de distribution à allouer à l’activité GNL en utilisant le volume total de liquéfaction de l’usine LSR prévu au dossier tarifaire 2012‑2013. Elle note également que pour déterminer le coût d’équilibrage, le Distributeur a considéré le profil global de liquéfaction de l’usine LSR prévu en 2012‑2013.

[133]    Dans la décision D-2010-144[47] la Régie avait établi les principes à respecter pour l’établissement des coûts de distribution et d’équilibrage à appliquer à l’activité de vente de GNL :

 

« [204] Pour la composante équilibrage, la Régie accepte l’utilisation d’un taux sur la base du tarif d’équilibrage du distributeur, puisque celui-ci reflète effectivement le coût de ce service [...] la Régie considère que le coût d’équilibrage devrait être établi en prenant comme hypothèse le taux moyen du tarif d’équilibrage associé au profil de consommation de l’ensemble de l’usine LSR.

 

[…]

 

[207] La Régie considère que le coût unitaire moyen de distribution doit être établi en prenant comme hypothèse le coût unitaire de distribution d’un client ayant un profil de consommation similaire à celui de l’usine LSR dans son ensemble. […]

 

[…]

 

[218] Lors du dossier d’examen du rapport annuel, le distributeur devra établir les coûts réellement encourus pour l’activité de vente de GNL, en prenant en compte les volumes de GNL réellement consommés. […] ».

 

[134]    La Régie est d’avis que, selon ces principes, le coût unitaire de distribution doit être établi en considérant le volume réel de liquéfaction de l’usine LSR dans son ensemble. Elle considère que le coût de distribution doit être calculé en appliquant ce coût unitaire au volume réellement consommé par le client GNL.

 

[135]    Pour ce qui est du coût d’équilibrage, la Régie est d’avis que, selon la décision D‑2010‑144[48], il doit être établi en appliquant le calcul du tarif d’équilibrage prévu au chapitre 14 des Conditions de service et tarif. Ainsi, elle considère que, pour 2012‑2013, les paramètres nécessaires au calcul du coût d’équilibrage doivent être déterminés en considérant le profil global de liquéfaction de l’usine LSR de l’année 2011‑2012.

 

[136]    En réponse à une demande de renseignements, Gaz Métro présente les coûts de distribution et d’équilibrage établis conformément à la décision D-2010-144[49]. Le coût unitaire de distribution passe de 2,357 ¢/m³ à 2,317 ¢/m³ [50] et le coût unitaire d’équilibrage de -0,726 ¢/m³à -1,672 ¢/m³ [51]. Le Distributeur dépose un tableau révisé des coûts à allouer à l’activité GNL[52].

 

[137]    La Régie constate que le coût unitaire d’équilibrage obtenu (-1,672 ¢/m³) est plus bas que le prix minimum prévu aux Conditions de service et Tarif[53] (-1,561 ¢/m³). Elle considère que ce dernier devrait donc s’appliquer.

 

[138]    La Régie reconnaît que les coûts suivants doivent être attribués à l’activité GNL pour l’année 2012-2013[54] :

 

Tableau 7
Coûts attribués à l’activité GNL

 

 

[139]    La Régie demande à Gaz Métro de déposer, au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h, l’ensemble des pièces affectées par la présente décision et ayant trait aux coûts attribués à l’activité GNL.

 

[140]    Par ailleurs, Gaz Métro indique avoir facturé au client GNL la somme de 113 k$ à titre de revenus de Fonds vert sur l’ensemble des volumes livrés de 15 842 10³m³ au cours de l’exercice 2013. Elle indique également qu’une partie de ces volumes, soit 12 327 10³m³, a été transportée et consommée aux États-Unis et en Ontario.

 

[141]    Le Distributeur est d’avis que les volumes de gaz naturel destinés à une consommation hors Québec ne sont pas assujettis à la redevance au Fonds vert. En conséquence, elle demande à la Régie d’approuver le traitement relatif à l’exemption du Fonds vert sur les volumes consommés hors Québec.

 

[142]    Tel qu’indiqué dans la décision D-2008-089[56], la Régie juge que toute discussion sur la pertinence d’inclure ou non les volumes dans le calcul de la redevance facturée au Distributeur en vertu du Règlement relatif à la redevance au Fonds vert[57] est non pertinente dans le cadre du présent dossier. Il s’agit d’une responsabilité administrative de la Régie distincte de celle relative à la fixation des tarifs et à la récupération du revenu requis.

 

 

5.2             Suivis annuels à la suite de décisions de la Régie

 

5.2.1           Saturation du réseau

 

[143]    Tel que demandé par la Régie dans sa décision D-2012-158[58], le Distributeur dépose un suivi sur l’enjeu relatif au niveau de saturation du réseau par région.

 

[144]    La Régie prend acte du suivi déposé par le Distributeur.

 

 

5.2.2           État de la réflextion sur l’identification des données réelles de base

 

[145]    Dans sa décision D-2013-106, la Régie mentionnait :

 

« [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 ».

 

[146]    Gaz Métro fait état de sa réflexion[59] relativement au développement d’outils informatiques et d’amélioration du processus permettant d’identifier les données réelles de base, telles que décrites au paragraphe 540 de la décision D‑2013‑106. Le Distributeur précise que :

 

« Au moment de la remise du rapport annuel 2013, Gaz Métro continue de multiplier ses efforts afin d’être éventuellement en mesure de présenter une analyse comparative entre les revenus réels par palier de consommation annuelle et ceux présentés lors de la cause tarifaire. Considérant la situation actuelle et les efforts mis en place, Gaz Métro est confiante qu’elle sera en mesure de présenter, à partir du rapport annuel 2014, une analyse comparative sous forme de tableau semblable à celui déposé dans le cadre du dossier tarifaire 2014. Il est toutefois difficile de dire, compte tenu de la nouveauté de l’exercice, si Gaz Métro sera en mesure de fournir des explications aux écarts constatés ».

 

[147]    La Régie prend acte du suivi déposé par le Distributeur à l’égard de sa réflexion sur l’identification des données réelles de base, à savoir le nombre de clients, les volumes de vente et les revenus par palier tarifaire. La Régie s’en déclare satisfaite et s’attend, à partir du rapport annuel 2014, à la présentation d’une analyse comparative entre les revenus réels par palier de consommation annuelle et ceux présentés lors de la cause tarifaire.

 

 

6.            INFORMATIONS CONFIDENTIELLES

 

6.1             Suivis confidentiels

 

[148]    Dans la décision D‑2013‑135 portant sur le rapport annuel 2012, la Régie retenait la proposition de Gaz Métro de déposer une version caviardée des états financiers complets (incluant le rapport de l’auditeur et les notes afférentes), de façon à extraire du dossier les informations publiques uniquement, soit les placement et avances dans les filiales, coentreprises et société satellite.

 

[149]    Au présent dossier, le Distributeur demande de traiter de façon confidentielle les informations caviardées contenues aux états financiers non consolidés des exercices clos les 30 septembre 2013 et 2012 de la pièce B‑0012 (la même pièce confidentielle non caviardée est la pièce B-0106), les transactions spéciales d’achat pour bonification présentées aux pages 12 et 13 des pièces B‑0047 et B‑0117, le suivi des coûts des projets de l’autoroute Félix-Leclerc, Windows 7 et Office 2013, du pont Bisson et de la relocalisation d’une conduite de transmission à Malartic, déposé à la page 2 des pièces B‑0090, B‑0096, B‑0097 et B‑0098, ainsi que l’annexe 3 de la pièce B‑0126 concernant des transactions financières.

 

[150]    Gaz Métro dépose également sous pli confidentiel les documents suivants :

 

•           B-0104      Rapport sur les revenus générés par le service de gaz d’appoint;

•           B-0106      Détails complémentaires sur les états financiers non consolidés, incluant le détail des sociétés apparentés;

•           B-0107      Balance de vérification SCGM;

•           B-0108      Société en commandite de financement Gaz Métro Plus;

•           B-0109      Northern New England Energy Corporation and subsidiaries;

•           B-0110      Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc.;

•           B-0111      Corporation Champion Pipe Line Limitée;

•           B-0112      Gaz Métro Éole 4 Inc.;

•           B-0113      Gaz Métro Éole Inc. ;

•           B-0114      Intragaz, Société en commandite.

 

[151]    Les motifs allégués au soutien de ces demandes de traitement confidentiel se résument ainsi :

 

•          les informations financières ne sont pas connues du public et, si elles sont rendues publiques, risquent de causer un préjudice commercial à Gaz Métro et ses filiales;

•          le processus d’appel de proposition n’est pas complété pour les projets présentés aux pièces B‑0090, B‑0097 et B‑0098;

•          les coûts d’acquisition et de mises à jour des licences pour Windows 7 et Office 2013, doivent être traités de façon confidentielle, considérant l’entente de confidentialité qui lie Gaz Métro à Microsoft.

 

[152]    La Régie accueille la demande du Distributeur de traiter de façon confidentielle le suivi des coûts des projets présentés à la page 2 des pièces B‑0090, B‑0096, B‑0097 et B‑0098, les transactions spéciales d’achat pour bonification présentées aux pages 12 et 13 des pièces B‑0047 et B‑0117, le rapport sur les revenus générés par le service de gaz d’appoint de la pièce B‑0104, les informations financières et états financiers présentés aux pièces B‑0106 à B‑0114, ainsi que l’annexe 3 de la pièce B‑0126.

 

[153]    À des fins de suivi et de comparaison, la Régie considère opportun de conserver, pour un délai de deux ans, les documents reliés aux suivis confidentiels mentionnés dans cette section, au terme duquel ils seront retournés à Gaz Métro.

 

[154]    Par ailleurs, dans la décision D-2012-071, la Régie demandait :

 

« [120] […] Afin de clarifier les exigences de dépôt des états financiers des sociétés apparentées, pour que la Régie ait en main les informations utiles à l’étude du dossier de fermeture, elle demande à Gaz Métro de déposer, dans le cadre des prochains dossiers de fermeture, les états financiers des filiales qu’elle détient à 100%. Elle lui demande aussi de déposer les états financiers des filiales dans lesquelles sa participation est inférieure à 100 % mais qui sont réglementées et qui opèrent dans le secteur de l’énergie »[60].

 

[155]    La Régie constate que les états financiers de certaines filiales détenues à 100 % ne sont pas déposés au présent dossier, dont ceux de Gaz Métro GNL Inc. et de Sogener Inc. Afin de clarifier la situation, la Régie demande à Gaz Métro de se conformer à la décision D‑2012‑071 dans le cadre du prochain rapport annuel et de présenter les critères de sélection des états financiers des filiales pour le dépôt à la Régie.

 

 

 

7.            FRAIS DE PARTICIPATION

 

[156]    Dans la décision D-2013-135, la Régie demandait à Gaz Métro de continuer de présenter, préalablement à son dépôt, son Rapport annuel au personnel de la Régie et aux intervenants ayant participé au dossier tarifaire correspondant au Rapport annuel déposé.

 

[157]    Le Distributeur note[61] que le ROEÉ et Stratégies énergétiques et Association québécoise de lutte contre la pollution atmosphérique (SÉ‑AQLPA) réclament le remboursement d’un montant forfaitaire de 1 600 $ pour leur participation à la séance de travail. SÉ‑AQLPA cite les articles 26 et 31 (b) du Guide de paiement des frais 2012 (le Guide) au soutien de sa demande[62].

 

[158]    Gaz Métro précise que dans le cadre des dossiers d’examen des rapports annuels 2011 et 2012, la Régie a accordé une somme de 500 $ pour la participation des intervenants aux séances de travail qui ont également duré une journée. Le Distributeur précise qu’il s’en remet à la décision de la Régie quant à l’application, ou non, du montant prévu à l’article 31 (b) du Guide.

 

[159]    La Régie rappelle que le montant forfaitaire de 500 $ pour la participation à la présentation du Rapport annuel était accordé lorsque le Mécanisme incitatif à la performance de Gaz Métro était en vigueur. Dans ce cadre particulier, les intervenants qui participaient au processus d’entente négociée se devaient de compléter l’exercice en assistant aux séances de présentation du rapport annuel. Le présent dossier constitue la première revue du rapport annuel qui s’effectue après la fin de la période d’application du mécanisme incitatif.

 

[160]    Par conséquent, la Régie juge qu’il y a lieu d’accorder aux participants le montant forfaitaire prévu au Guide de paiement des frais 2012. Ainsi, la Régie demande aux participants à la rencontre du 30 janvier 2014[63] portant sur la présentation du Rapport annuel, n’ayant pas soumis une demande de paiement des frais, de le faire au plus tard le 8 octobre 2014, selon les modalités prévues au Guide.

 

[161]    Enfin, la Régie réitère sa demande à Gaz Métro, formulée dans la décision D‑2013‑135, de continuer de présenter, préalablement à son dépôt, son rapport annuel au personnel de la Régie et aux intervenants ayant participé au dossier tarifaire correspondant au Rapport annuel déposé.

 

[162]    VU ce qui précède;

 

 

La Régie de l’énergie :

 

ACCUEILLE, en partie, la présente demande;

 

PREND ACTE de l’atteinte, par Gaz Métro, d’un pourcentage global moyen de réalisation des indices de qualité de service de 100 %;

 

PREND ACTE du fait que Gaz Métro a été en mesure de réaliser les objectifs correspondant à l’incitatif relatif à la performance du Plan global en efficacité énergétique de manière à lui donner droit à une bonification de rendement de 1 million $;

 

PREND ACTE du fait que Gaz Métro a droit à une bonification de 2,995 millions $ reliée aux transactions d’optimisation financières et à l’optimisation de son plan d’approvisionnement;

 

AUTORISE Gaz Métro à mettre fin aux suivis relatifs aux projets suivants :

 

•          projet Bulletin G-18 (suivi de la décision D-2005-163);

•          projet de l’usine LSR (suivi de la décision D-2010-068);

•          projet visant à intégrer l’application maison FICH dans SAP (suivi de la décision D-2010-076);

•          projet d’investissement visant la construction d’un bureau d’affaires à Rouyn‑Noranda (suivi de la décision D-2011-092);

•          projet d’investissement visant la simplification de l’environnement de base de données SAP (suivi de la décision D-2012-124).

 

RECONNAÎT un montant maximal de 182,7 M$ pour les charges d’exploitation de l’exercice financier 2013 pour les activités réglementées;

 

DEMANDE à Gaz Métro de présenter systématiquement dans les prochains dossiers d’examen du rapport annuel, une analyse des écarts significatifs entre les résultats a priori du plan de développement et les résultats a posteriori, après 3 ans et 6 ans;

 

DEMANDE que tout rapport de suivi de projet, intermédiaire et final, contienne les données initiales, les données projetées en date du rapport annuel en cause et un tableau résumant la rentabilité du projet avec les informations suivantes :

 

•           valeur actuelle nette de l’effet sur les tarifs;

•           durée de la période d’analyse;

•           taux de rendement interne (TRI);

•           point mort tarifaire;

•           volumes sécurisés (lorsque pertinent).

 

DEMANDE que pour tout nouveau projet d’extension de réseau, Gaz Métro :

 

•           confirme si une analyse de caractérisation des sols a été effectuée;

•           le cas échéant, informe la Régie du type de caractérisation des sols réalisée;

•           le cas échéant, lors du suivi de projet, mette à jour cette caractérisation en fonction de la réalité rencontrée.

DEMANDE que Gaz Métro inclue dans son étude d’allocation des coûts et des bénéfices entre activités réglementées et non réglementées (D‑2013‑106[64]), une analyse portant sur le calcul et l’application du taux annuel des frais généraux capitalisés qui est imputé aux projets d’investissement;

 

DEMANDE une preuve détaillée justifiant l’application d’une diminution de 2 % du taux des frais généraux utilisé, pour une année de référence, pour chaque tranche supplémentaire de 5 M$ d’investissement;

 

PREND ACTE du suivi du projet Côte-Nord et, dans les circonstances, AUTORISE le maintien du CFR jusqu’au dossier tarifaire 2015;

 

DEMANDE à Gaz Métro de se conformer à la décision D‑2012‑071 dans le cadre du prochain rapport annuel, et de présenter les critères de sélection des états financiers des filiales pour le dépôt à la Régie;

 

ORDONNE à Gaz Métro de se conformer à chacune des ordonnances, demandes, prescriptions et conditions énoncées dans la présente décision, selon les délais fixés et de mettre à jour son dossier ainsi que sa demande et de déposer les pièces révisées au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h;

 

DEMANDE aux participants à la rencontre du 30 janvier 2014, portant sur la présentation du Rapport annuel, n’ayant pas soumis une demande de paiement de frais de le faire au plus tard le 8 octobre 2014 à 12 h conformément au Guide de paiement des frais 2012;

 

DEMANDE à Gaz Métro de continuer de présenter son rapport annuel, préalablement à son dépôt, au personnel de la Régie et aux intervenants ayant participé au dossier tarifaire correspondant au rapport annuel déposé;

 

ACCUEILLE la demande du Distributeur de traiter de façon confidentielle le suivi des coûts des projets présentés à la page 2 des pièces B‑0090, B‑0096, B‑0097 et B‑0098, les transactions spéciales d’achat pour bonification présentées aux pages 12 et 13 des pièces B‑0047 et B‑0117, le rapport sur les revenus générés par le service de gaz d’appoint de la pièce B‑0104, les informations financières et états financiers présentés aux pièces B‑0106 à B‑0114, ainsi que l’annexe 3 de la pièce B‑0126,

INTERDIT la divulgation, la publication et la diffusion du suivi des coûts des projets présentés à la page 2 des pièces B‑0090, B‑0096, B‑0097 et B‑0098, les transactions spéciales d’achat pour bonification présentées aux pages 12 et 13 des pièces B‑0047 et B‑0117, le rapport sur les revenus générés par le service de gaz d’appoint de la pièce B‑0104, les informations financières et états financiers présentés aux pièces B‑0106 à B‑0114 ainsi que l’annexe 3 de la pièce B‑0126 et les renseignements qu’ils contiennent, pour un délai de deux ans, au terme duquel ils seront retournés à Gaz Métro.

 

 

 

 

 

Gilles Boulianne

Régisseur

 

 

 

 

 

Françoise Gagnon

Régisseur

 

 

 

 

 

Laurent Pilotto

Régisseur

Représentants :

 

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

Société en commandite Gaz Métro (Gaz Métro) représentée par M^e Hugo Sigouin‑Plasse.