RÉPONSE DE GAZ MÉTRO À UNE DEMANDE DE RENSEIGNEMENTS

Société en commandite Gaz Métro

Cause tarifaire 2010, R-3690-2009

Original : 2009.06.30 Gaz Métro – 7, Document 11.5 Page 1 de 7

RÉPONSE DE GAZ MÉTRO À UNE DEMANDE DE RENSEIGNEMENTS

Origine : Demande de renseignements no 1 en date du 11 juin 2009

Demandeur : Association des consommateurs industriels de gaz

Référence : Gaz Métro-7, document 11, page 9 à 11 de 17

Préambule :

Discussion sur le risque d’affaires de Gaz Métro

Question :

1.1 Est-ce que pour Gaz Métro, la situation de baisse tendancielle des volumes par consommateur est un phénomène unique à Gaz Métro?

Réponse : No. In fact, the Canadian Gas Association released a report in 2006 titled “Declining Average Customer Use of Natural Gas: Issues and Options” which found that natural gas utilities across Canada are experiencing declining average use. The report is attached.

Question :

1.2 Est-ce que Gaz Métro considère que la variation de volumes est l’élément central d’une étude sur le risque d’un distributeur gazier. Si non, veuillez indiquer les autres éléments à tenir en compte et comment ils l’ont été dans son mémoire.

Réponse : See the response to IR 5.1 from ACIG.

Question :

1.3 Veuillez fournir, pour les années 1999 à 2010, la part des mises en chantiers qui utilise le gaz naturel dans la RMR (région métropolitaine de Montréal).

Réponse :




Source : NV_EXPORT 2007-2008 et SCHL.

Taux de pénétration en nouvelle construction résidentielle

RMR de Montréal

3.72%

7.94%

10.91% 11.20%

14.67% 14.56%

17.61%

21.21%

17.10%

23.43%

28.00%26.15%

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

1998‐19991999‐20002000‐20012001‐20022002‐20032003‐20042004‐20052005‐20062006‐20072007‐20082008‐20092009‐2010

RMR de Montréal

Taux de pénétration en unités

Question :

1.4 Veuillez indiquer si TCE continue a payer ses charges fixes en plus d'une consommation minimale due à ses obligations contractuelles de desserte de clients en chaleur.

Réponse : TCE honore son contrat au tarif 4 (4.10) avec Gaz Métro. TCE paye l’obligation minimale quotidienne sur son volume souscrit en plus de payer le taux unitaire pour les volumes retirés servant à desservir son client vapeur.

Question :

1.5 Veuillez indiquer si, au niveau des éléments qui expliquent un certain resserrement des résultats du mécanisme incitatif, il y a :

a) Des éléments qui proviennent de la variation des dépenses du fond de pension de Gaz Métro;

b) Des effets dû à des investissements ayant utilisé de mauvaises prévisions de consommation ayant pour effet de ne pas produire les volumes de consommation




prévus (entendre problème de rentabilité du programme de développement résidentiel);

c) Un effet de consommation moindre associé à une situation de crise économique mondiale considérée par plusieurs comme exceptionnelle;

d) Des modifications déjà effectives à certaines règles d'amortissements (qui obligent désormais de passer ces coûts directement aux charges).

Réponse :

a) Gaz Métro aura à subir en 2010 une augmentation de 4,1 M$ des cotisations aux régimes de retraite pour l'ensemble de ses employés, tel qu’expliqué plus en détails à la pièce Gaz Métro – 8, document 17.

b) Dans le dossier tarifaire 2008, R-3630-2007, Gaz Métro a présenté une preuve sur le développement du marché résidentiel. Tel qu’expliqué dans la pièce Gaz Métro-7, document 2 de ce dossier tarifaire, Gaz Métro constatait une baisse de la rentabilité du marché résidentiel causée essentiellement par une meilleure connaissance des coûts de branchement à la suite de l’implantation du système SAP et non par un problème de prévision des volumes signés. La situation prévalait auparavant mais n’était pas connue. Les volumes de consommation prévus aux projets résidentiels sont d’ailleurs ajustés à la source, suivant l’historique des consommations, pour compenser une éventuelle surestimation de la réalité. Il n’y a donc pas de problème de rentabilité du programme de développement résidentiel découlant de la prévision des volumes.

c) La conjoncture économique actuelle explique en partie la baisse des volumes qui se reflète dans les prévisions de 2010. Par contre, plusieurs autres éléments contribuent également à expliquer cette baisse, dont, notamment, les pertes attribuables à l’efficacité énergétique, les pertes face à la concurrence ainsi que celles relatives à la variation de la normale climatique.

Tel qu’on peut le constater à la pièce Gaz Métro - 2, document 5, les pertes reliées à la conjoncture/structure économique explique seulement 33,7 % [96,1 / (4 785,1 – 5 070,1)] de la baisse des volumes prévus (avant interruptions) entre le 1er octobre 2009 et le 30 septembre 2010.

d) Gaz Métro a mis en application une nouvelle politique de capitalisation dans le dossier tarifaire 2008, qui a eu pour effet de resserrer les critères à respecter pour la capitalisation des frais encourus dans le cadre des projets reliés aux immobilisations corporelles et incorporelles. La Régie a approuvé à ce même moment qu’une portion de l’impact de l’entrée en vigueur de cette nouvelle politique soit amortie sur les années 2009 et 2010. L’impact tarifaire relié à l’implantation de cette nouvelle politique a donc déjà été absorbé en grande partie dans les causes tarifaires précédentes.

Il est à noter que, à terme et abstraction faite du rendement sur le solde non amorti, les nouvelles règles de capitalisation auront un effet neutre pour les clients, à coût de financement équivalent, et même positif sur les tarifs en considérant la diminution




du rendement sur les investissements des années futures, tel que plus amplement détaillé ci-après.

La baisse du niveau de capitalisation se traduit par :

Une augmentation des dépenses puisque les coûts non capitalisables sont passés en charge dans l’année courante → augmentation du coût de service de l’année courante

Une diminution des investissements inscrits en augmentation de la base de tarification dans l’année courante qui entraîne :

Une diminution du rendement sur la base de tarification associé à ces investissement au cours des années subséquentes (portion intérêts et portion rendement sur l’avoir propre) → diminution du coût de service des années subséquentes

Une diminution de l’amortissement dans les années subséquentes → diminution du coût de service des années subséquentes

Question :

1.6 De l’avis de Gaz Métro, le fait que l’on soit obligé d’utiliser le revenu requis en situation de crise économique implique-t-il automatiquement une hausse du risque d’affaires de Gaz Métro (à contrario, si le mécanisme aurait dégagé des gains de productivité en situation de crise économique, est-ce que cela aurait eu pour incidence de réduire le risque d’affaires de Gaz Métro).

Réponse : In essence, yes: if returns to Gaz Métro’s investors are lower during an economic crisis, this implies a greater exposure to business risk than if the converse were the case (returns that were higher during a crisis). Since most investments (by definition) do badly during an economic crisis, investors value any alternative investments which are oppositely correlated. As a result, expected returns on the alternative investments do not have to be so high in order to induce investors to invest in them.

Question :

1.7 De l'avis de Gaz Métro, est-ce que le processus entourant le mécanisme incitatif (comprendre ici les PEN annuels et les renégociations et implantations avant terme du mécanisme incitatif) a permis, au cours des années, de l'adapter régulièrement aux modifications de paradigme économique entourant le monde énergétique ?

Réponse : Principales modifications apportées entre la 1re et la 2e version du mécanisme incitatif (V1 : 1er oct. 2000 vs V2 : 1er oct. 2004)




Augmentation du facteur X de 0,3 % à 0,5%.

Révision du mode de partage des bénéfices et pertes. Les clients profiteront de 50 % (vs 47,5 % auparavant) des gains de productivité et de 75 % (vs 66,67 % auparavant) des trop-perçus alors que ces proportions seront de 50 % et 25 % pour Gaz Métro.

Ajout d’un indice de qualité de service concernant les émissions de gaz à effet de serre.

Révision de la section sur l’efficacité énergétique anciennement séparée en trois volets (PGEÉ , IPPEÉ, FEÉ) qui comportera dorénavant deux volets (PGEÉ et FEÉ). L’IPEÉ, ainsi que son exclusion seront abolis.

Modifications apportées à la mission du FEÉ.

Le pourcentage des gains servant à alimenter le FEÉ passe de 40 % à 30 % de la part des clients PMD.

Introduction d’un remboursement ponctuel de 4 M$ à même le solde accumulé du FEÉ.

Instauration d’un plafond permettant un congé de contribution au FEÉ.

Modifications du comité de gestion du FEÉ, des devoirs de ses membres, ainsi que des règles de fonctionnement.

Instauration d’une cotisation de 1 M$ dans le compte du CASEP et abolition de l’exclusion relative au CASEP.

Extinction de la révision obligatoire pour révision pour événements majeurs.

Principales modifications apportées entre la 2e et la 3e version du mécanisme incitatif (V2 : 1er oct. 2004 vs V3 : 1er oct. 2007)

Diminution du facteur X de 0,5 % à 0,3 %.

Introduction d’une méthode de normalisation des volumes tenant compte de l’effet du vent.

Introduction d’un facteur exogène couvrant la variation entre le « vent normal » et le vent moyen réel des années 2001 à 2006 (ajustement ponctuel).

Mise en place de deux nouveaux facteurs « exogènes » :

Variation de volumes

Variation de l’évolution des taux d’imposition et de la taxe sur le capital




Introduction d’un nouveau mode de partage des revenus d’optimisation provenant de la vente des outils de transport et d’équilibrage excédentaires. Ce partage sera effectué sans égard à l’atteinte ou non par Gaz Métro du rendement de base, de la bonification de rendement ou d’un trop-perçu.

Abolition du « MAPR » (remplacé par le facteur exogène sur la variation des volumes au PMD).

Ajustement de 14,6 M$ (22,6 M$ réduit de 8 M$) du revenu plafond en 2008 et/ou 2009 correspondant à l’ajustement nécessaire généré par l’application des nouveaux paramètres depuis 2001.

Introduction d’un nouvel incitatif de 4 M$ /an pour l’atteinte d’objectifs d’efficacité énergétique (24 000 000 m3 /an cumulatif). (d’où la réduction de 8 M$ du revenu plafond).

Modification de la méthode de réintégration ponctuelle des gains de productivité dans le calcul du revenu plafond 5 ans plus tard pour une remise via une moyenne mobile 5 ans.

Augmentation de la contribution fixe et diminution de la contribution variable au FEÉ et abaissement du seuil où un congé de contribution s’applique.

Lorsque le résultat des indices de qualité de service se situera entre 95 % et 100 % la bonification conservée par Gaz Métro correspondra au pourcentage global de réalisation et non à 100 % automatiquement.

Ajout d’un indice de qualité de service sur la satisfaction des clients GD.

Modification du calcul des indices sur l’entretien préventif et sur celui de la procédure de recouvrement et d’interruption de service.

Un pourcentage d’au moins 13 % du budget annuel global des PGEÉ et FEÉ attribué aux clients résidentiels sera réservé aux ménages à faible revenu.

Les modifications décrites ci-dessus démontrent que le processus entourant le mécanisme incitatif a effectivement permis une certaine adaptation au cours des années. Par contre, les modifications apportées n’étaient pas parfaites. Par exemple, les modifications apportées dans la renégociation de 2006 afin de neutraliser en partie Gaz Métro pour les baisses de volumes liées, notamment, à l’efficacité énergétique ne compensent pas parfaitement les variations observées à ce niveau. Le mécanisme incitatif de Gaz Métro a pour objectif de l’inciter à réaliser des gains de productivité, qui seront également bénéfiques pour les clients. Il est donc normal de réviser périodiquement un mécanisme incitatif, son adaptation au fil du temps ayant comme objectif d’inciter Gaz Métro à mettre l’emphase sur les bons éléments.

Question :




1.8 De la baisse de volumes prévu pour 2010 et cité à 1,9 % pour le PMD et 17 % pour les VGE, est-ce que Gaz Métro a évalué la portion qui est due à un ralentissement des affaires (donc volumes qui reviendraient rapidement dès la reprise économique) versus la portion qui découle de fermeture ou faillite et qui prendra un temps plus important à revenir. Si oui, veuillez détailler vos données, tant en volumes qu'en revenus.

Réponse :

Volume en 106m3 Revenus en $Pertes liées aux fermetures (7.92) (285,900) $ Récupérations (pertes) liées à la conjoncture/structure économique (54.24) (1,659,600) $

Impact de variation des volume en 2010

Question :

1.9 Veuillez indiquer si Gaz Métro présente une analyse du risque de l’entreprise à court terme (pour l’année 2010) en relation avec sa demande de taux de rendement pour l’année 2010 seulement, ou s’il s’agit plutôt d’une analyse du risque à long terme.

Réponse : Gaz Métro is presenting a risk analysis that evaluates its fundamental risk, which is sometime referred to as long-term risk, and its variability risk, which is sometime referred to as short-term risk. Changes in both fundamental and variability risk are relevant for determining Gaz Metro’s allowed rate of return for 2010. See also the response to IR 1 c) from Dr. Booth to Dr. Carpenter.

Société en commandite Gaz MétroCause tarifaire 2010, R-3690-2009

Original: 2009.06.30 Gaz Métro - 7, Document 11.5Annexe - Réponse 1.1 (62 pages)

































































































































Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 4

Préambule :

"However, if volumes decline over time, the performance incentive mechanism only provides a partial protection from declining volumes. In this way, Gaz Métro bears some market risk that depends on asset utilization."

Question :

1.1 Est-ce que le Dr. Carpenter peut expliquer le risque additionnel de Gaz Métro dans sa situation actuelle versus sa situation de 1999 et de 2004 en relation avec le mécanisme incitatif alors en place pour ces deux (2) années.

Réponse : Dr. Carpenter provided his opinion in Gaz Métro’s 2008 rates proceeding regarding the changes made to Gaz Métro’s performance incentive mechanism in 2007. His opinion was and is that Gaz Métro’s performance incentive mechanism exposes it to a higher degree of business risk than Gaz Métro would have under traditional models of cost of service regulation. He concluded that the changes to the mechanism since it was introduced can be expected to reduce its risks directionally, and only partially in response to the more risky market environment to which Gaz Métro is now exposed.

Question :

1.2 Veuillez déposer toute l'information traitée par le Dr. Carpenter, soumise par Gaz Métro ou pas, qui a été utilisée pour comparer les mécanismes incitatifs de 1999 et de 2004 aux fins de la préparation de son témoignage.

Réponse : Dr. Carpenter’s analysis of Gaz Métro’s performance incentive mechanism is based on the description of the mechanism contained in the English translation of the document titled “Performance Incentive Mechanism Agreed in Negotiated Settlement Process (NSP) R-3599-2006,” April 19, 2007. He also took into account the most recent results of the mechanism reported to him by Gaz Métro and which he cited in his written evidence




at A39 on pp. 36-37. He also discussed his analysis of the performance incentive mechanism with Gaz Metro.

Question :

1.3 De l'avis du Dr. Carpenter, est-ce que tout type de mécanisme incitatif comporte un risque additionnel pour l'investisseur. Si la réponse est non, veuillez indiquer le(s) type(s) de mécanisme incitatif qui n'aurait pas d'impact sur le risque d'une entreprise réglementée.

Réponse :

The degree to which a given performance incentive mechanism influences the risk to which investors are exposed depends on a) the detail of the mechanism’s design; b) the alternative to which it is being compared; and c) the operating environment of the regulated firm. The interaction of these factors determines the impact on investors’ risk. In Dr. Carpenter’s opinion, any mechanism which weakens the link between a regulated firm’s costs and its revenues tends to increase the risks facing the firm’s investors. However, the degree to which this occurs depends on the factors listed above.

Question :

1.4 Est-ce que le Dr. Carpenter a effectué une étude de benchrnarking (balisage) avec les autres mécanismes incitatifs utilisés dans les autres juridictions canadiennes et américaines afin d'élaborer une position comparative. Si oui, déposer cette étude.

Réponse : Dr. Carpenter compared Gaz Métro’s performance incentive mechanism with traditional cost of service regulation as it is typically implemented in Canada and the U.S., as described in his evidence at pp. 43-44.







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 4 et 5

Préambule :

"Investors need to be compensated for bearing risks that they cannot diversify away. An important part of the overall returns to Gaz Métro's investors comes from the operation of its performance incentive mechanism. However, this mechanism includes volume risk: the incentive scheme is much less likely to pay out if volumes fall. Volumes are likely to fall when general economic activity as a whole is falling−for example, gas demand from industrial customers is likely to fall when industrial output is falling. The volume risk in the incentive mechanism is therefore a source of systematic risk, and thus contributes to Gaz Métro facing increased business risk. The most recent results of the mechanism, at a time when the general economy is performing badly, support this conclusion."

Question :

2.1 Veuillez indiquer et déposer les résultats (most recent results) auxquels le Dr. Carpenter fait référence précisément. Déposer toute information ou donnée utilisée au soutien de ce commentaire.

Réponse : Please see Dr. Carpenter’s written evidence, at A39 on pp. 36-37.








Préambule :

"Gaz Métro has a large industrial customer load, an industrial customer load that is larger that the LDCs in Dr. Vilbert's U.S. LDC sample."

Question :

3.1 Est-ce que le Dr. Carpenter a étudié les structures tarifaires des entreprises régulées indiquées dans l'échantillonnage du Dr. Vilbert ? Si oui, veuillez faire référence au passage de la preuve qui traite de cet aspect ainsi que de toutes informations ayant été traitées. Produire toutes les études des structures tarifaires desdites entreprises qui ont été effectuées par le Dr. Vilbert ou par le Dr. Carpenter.

Réponse : Dr. Carpenter’s study of the U.S. LDCs in Dr. Vilbert’s pure play subsample is contained in Attachment B of his written evidence. Dr Carpenter examined the features of US LDC rates as detailed in Attachment B, including, for example, gas cost adjustment and weather normalisation mechanisms. Beyond this he did not look further at rate structures.







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 15 à 17

Préambule :

Discussion du Dr. Carpenter sur l'approvisionnement en gaz.

Question :

4.1 Veuillez indiquer les changements survenus entre 1999 et 2004 au chapitre de l'approvisionnement en gaz.

Réponse : Dr Carpenter’s opinions in relation to gas supply are given in section III of his written testimony. Dr Carpenter considered the impact on Gaz Metro of sourcing gas from the Dawn hub, but he agrees with the NEB in concluding that this would be unlikely to insulate Gaz Metro from WCSB supply risk and prices. Dr Carpenter is aware of other possible gas supply sources, including various LNG proposals. However, he considers that the prospects for significant new supplies from such sources to be speculative at present. Dr Carpenter notes that Gaz Metro began to source significant volumes from Dawn in 2003.

4.2 Veuillez indiquer les changements entre 2004 et aujourd'hui au chapitre de l'approvisionnement en gaz.

Réponse : Please refer to answer 4.1.

4.3 Veuillez indiquer si le Dr. Carpenter prend en considération d'autres approvisionnements potentiels pour le réseau de Gaz Métro dans sa preuve. Si tel est le cas, veuillez produire l'information relative à ces autres approvisionnements potentiels.

Réponse : Please refer to answer 4.1.







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 17 à 18

Préambule :

"Gaz Métro forecasted in the 2009 rate case that it would serve roughly 169,000 customers in five tariff classes, D1 (general service), DM (modular service), D3 (stable service), D4 (stable service for large volumes), and D5 (interruptible service). In terms of customer class, residential customers made up 66% of Gaz Métro's customers and 5% of its throughput, commercial customers made up 34% of customers and 44% of throughput, and industrial customers made up less than 1 % of customers and 51 % of throughput. Gaz Métro forecasted total throughput of 5,099 106m³ for fiscal year 2009, which represented a decrease from the prior year forecast (the fiscal year 2008 estimate) on a comparable weather-normalized basis. This decrease in throughput is attributed primarily to the effect of declining economic activity, increased competition from fuel 1 oil and increased energy efficiency."

Question :

5.1 De l'avis du Dr. Carpenter, est-ce que le volume est l'élément central de l'analyse du risque d'un distributeur. Si non, veuillez indiquer les autres éléments à tenir en compte (outre la composition de la clientèle) et indiquer où cela se trouve dans sa preuve.

Réponse : The analysis of business risk should examine whatever factors influence the uncertainty in the ability of the distributor’s shareholders to recover their investment including a fair return on that investment. In this case, in Dr. Carpenter’s opinion volume risk is a significant factor influencing future returns to Gaz Métro’s shareholders. Other aspects of Gaz Métro’s business environment which have a significant impact on Gaz Métro’s volume risk include its customer mix, commodity price risk, the operation of its performance incentive mechanism and degree to which natural gas in Québec is in competition with alternative fuels. These are addressed in Dr. Carpenter’s evidence in sections III, IVB and IVC respectively.

5.2 Est-ce que le Dr. Carpenter connaît le tarif Gaz d'appoint concurrence ? Si oui, veuillez indiquer comment ce tarif a été tenu en compte dans son analyse et préciser l'endroit dans sa preuve qui discute de ce tarif et des volumes qui y sont associés.




Réponse :

Dr Carpenter is aware of this tariff but does not believe that is bears on his analysis.








Préambule :

"In this case, the difference between Gaz Métro's projected cost of service and the revenue cap must be repaid to customers before Gaz Métro can share in productivity gains or overearnings in later years."

Question :

6.1 Notre compréhension de l'explication du Dr. Carpenter est à l'effet que Gaz Métro devra rembourser aux consommateurs toute différence avant de réaliser d'autres gains de productivité. Veuillez confirmer.

Réponse : Dr. Carpenter bases his description on paragraph 3.2.4, lines 13 to 19 of the English translation of the document titled “Performance Incentive Mechanism Agreed in Negotiated Settlement Process (NSP) R-3599-2006,” April 19, 2007. which reads “If the Required Revenue submitted by Gaz Métro in a rate application exceeds the Revenue Cap, rates will be adjusted to the level of the Required Revenue, subject to the following:

• Any subsequent Productivity Gains (Required Revenue inferior to Revenue Cap) will first be applied to reduce rates (before any sharing) until all Excesses are offset;

• Any subsequent Over-earnings will first be applied to reduce rates (before any sharing) until the Excesses are offset.”








Préambule :

"Alternatively, if at the expiry of the mechanism, Gaz Métro has accumulated a debt to customers as a result of its cost of service being above the revenue cap, it will have to pay off half of this debt over the following three years, subject to a cap of 0,75 % times the rate base on the total amount paid."

Question :

7.1 Est-ce que le Dr. Carpenter a apprécié, en termes d'effet réel maximal potentiel sur le taux de rendement des années post mécanisme (les 3 années subséquentes), l'effet de cette condition du mécanisme incitatif. Si oui, veuillez détailler vos calculs.

Réponse : Yes. The maximum possible impact on the rate of return is 0.75% of Gaz Métro’s rate base, or 0.25% per year in each of three years. This is approximately equivalent to a reduction in the deemed return on equity thickness of around 45 basis points (0.25% return on the rate base, as a percentage of the deemed equity thickness of 38.5% of the rate base, is 0.65% annual reduction in the authorised return on equity, before tax. After an assumed 30% tax rate this becomes a reduction of 0.45%.)








Préambule :

"Incentive regulation creates greater expected short-term variations in earnings than does traditional cost-of-service regulation, particularly where deferral accounts are used to adjust for cost under- or over-recovery."

Question :

8.1 Veuillez définir le mot "earnings" (revenus bruts ou profits ?).

Réponse : By earnings Dr. Carpenter means a measure of investor returns. Incentive regulation creates greater expected short-term variations in profits than does cost-of-service regulation. It does not necessarily create greater expected short-term variations in gross revenue.

Question :

8.2 Veuillez indiquer si le Dr. Carpenter connaît des distributeurs au Canada ou aux États-Unis qui sont soumis à un régime de coût de service avec un compte de frais reportés pour les revenus manquants ou excédentaires en fin d'année. Si oui, veuillez identifier les distributeurs et expliquer le fonctionnement de leur compte de frais reportés.

Réponse : To Dr. Carpenter’s knowledge, in Canada Foothills and the TransCanada BC System operate under cost of service regimes with comprehensive deferral accounts that collect the difference between these pipelines’ actual and billed cost of service. In terms of Dr. Vilbert’s pure-play U.S. sub sample, several of the parent companies own gas LDCs that have deferral mechanisms that are fairly comprehensive. These include:

Northwest Natural Gas Co., which owns Northwest Natural in Oregon,

Piedmont Natural Gas Co., which owns Piedmont Natural Gas in North Carolina

South Jersey Industries, which owns South Jersey Gas Co. in New Jersey




Southwest Gas Corporation, which owns Southwest Gas in California

WGL Holdings, which owns Washington Gas in Maryland

Atlanta Gas Light in Georgia, which is owned by AGL Resources, does not have a deferral mechanism. However, most of its costs are recovered through fixed charges.

Question :

8.3 Veuillez indiquer si, selon le Dr. Carpenter, Gaz Métro était assujetti à un tel régime :

a) avant 1999

b) en 1999

c) en 2004.

Réponse : Gaz Metro has had deferral accounts since before 1999. Their operation and impact on Gaz Metro earnings was described in Gaz metro’s response to Regie IR 28.2 in the 2008 rate case [see attached]. Prior to the first incentive mechanism year-end over-earnings were shared 50:50 with customers, but Gaz Metro bore 100% of any year-end losses.






Demandeur : Régie de l’énergie

Références : i) Gaz Métro – 7, Document 8, page 14 ii) Gaz Métro – 7, Document 9, page 40, figure 21

Questions :

28.1 Veuillez fournir, à partir des données disponibles, les rendements de base autorisés et les bonifications autorisées ainsi que les rendements réalisés par Gaz Métro.

28.2 Veuillez fournir, à partir des données disponibles pour les activités de distribution, la volatilité du bénéfice net réglementé, des ventes ($ et volume) et des coûts d’exploitation et avec ou sans les comptes de frais reportés, les comptes de nivellement et les comptes de crédits reportés.

28.3 Veuillez fournir, à partir des données disponibles pour chaque société des portefeuilles de référence, les rendements de base autorisés, les bonifications autorisées et les rendements réalisés.

28.4 Veuillez indiquer si les rendements autorisés des sociétés à la figure 21 incluent les bonifications de rendement.

Réponses :

28.1 Le tableau suivant présente les taux de rendement autorisés avant et après l’application du mécanisme incitatif, ainsi que les taux de rendement réalisés depuis 1990.






Taux de rendement autorisé

Bonification de rendement

Taux de rendement incluant

bonification de rendement

Taux de rendement réalisé

1990 14,25% 0,00% 14,25% 14,25%1991 14,25% 0,00% 14,25% 14,25%1992 14,00% 0,00% 14,00% 14,00%1993 12,50% 0,00% 12,50% 12,50%1994 12,00% 0,00% 12,00% 12,04%1995 12,00% 0,00% 12,00% 11,78%1996 12,00% 0,00% 12,00% 12,04%1997 11,50% 0,00% 11,50% 11,90%1998 10,75% 0,00% 10,75% 11,09%1999 9,64% 0,00% 9,64% 10,22%2000 9,72% 0,00% 9,72% 10,06%2001 9,60% 0,78% 10,38% 10,38%2002 9,67% 0,02% 9,69% 10,67%2003 9,89% 0,45% 10,34% 10,82%2004 9,45% 1,51% 10,96% 11,47%2005 9,69% 1,95% 11,64% 10,51%2006 8,95% 0,38% 9,33% 9,66%2007 8,73% 0,84% 9,57% N/D2008 10,19% 0,00% 10,19% N/D

Sources : Causes tarifaires et rapports annuels de Gaz Métro de 1990 à 2008

N/D : Non disponible

28.2 Le tableau suivant présente les volumes, les dépenses d’exploitation et le bénéfice net réglementé de l’activité de distribution au Québec depuis 1990 incluant les comptes de frais reportés, les comptes de nivellement et les comptes de crédits reportés. Les comptes de stabilisation tarifaire, soit le nivellement de la température, le nivellement des frais financiers et le nivellement du gaz perdu ont ensuite été isolés. L'amortissement des comptes de stabilisation tarifaire inclut le nivellement de la température, le nivellement des frais financiers et le nivellement du gaz perdu pour les années 2006 et précédentes. Suite à la réintégration du nivellement du gaz perdu en 2006, l’amortissement de ce dernier est présenté distinctement et donc exclu de l’amortissement des comptes de stabilisation tarifaire.

Comme nous pouvons le constater à la lecture de ce tableau, la stabilisation tarifaire permet de réduire la volatilité du bénéfice net, mais a peu d’impact sur le niveau du bénéfice sur une longue période. En effet, entre 1990 et 2006, le bénéfice net normalisé totalise 2 354 M$ comparativement à 2 331 M$ si l’on exclut l’effet de la normalisation, soit une variation de 23 M$, ou 1 %. La différence s’explique notamment par l’amortissement de ces comptes qui se fait sur plusieurs années, le redressement que l’on fait ici du bénéfice n’est donc pas parfait (les additions au compte de stabilisation des dernières années continueront d’êtres amorties au cours des prochaines années).




Volumes normalisés en 103m3 à 37,89

MJ/m3

Revenus de distribution

(Ventes)Dépenses

d'exploitationBénéfice net réglementé

Nivellement de la température

Nivellement des frais

financiersNivellement

du gaz perdu

Amortissement des comptes de

stabilisation tarifaire

Bénéfice net sans

stabilisation tarifaire

1990 5 331 006 548 304 91 506 142 212 (1 237) 187 1 257 142 005 1991 5 215 072 562 719 92 493 143 641 5 800 (1 933) 710 139 064 1992 5 424 173 622 831 100 820 139 170 (346) (353) 417 139 452 1993 5 533 692 645 376 106 044 129 551 (2 599) 349 1 399 130 402 1994 5 423 997 648 291 100 680 128 422 (9 950) (62) (29) 138 463 1995 6 290 865 670 642 104 009 135 082 7 975 1 566 (511) 126 052 1996 6 230 272 708 277 95 870 140 297 (1 683) (1 355) (380) 143 715 1997 6 233 010 686 608 96 985 139 124 1 508 (3 991) (1 271) (2 370) 145 248 1998 6 106 768 667 666 100 095 130 708 23 553 1 603 274 (1 197) 106 475 1999 6 122 630 637 964 103 309 130 954 28 889 (793) (1 929) (1 160) 105 947 2000 6 256 138 683 965 104 739 129 736 24 029 29 1 134 (6 155) 110 699

2001 5 394 887 694 400 104 886 131 114 5 480 (2 758) (12 247) 140 639 2002 5 667 954 431 076 108 789 146 654 48 780 (2 849) (15 665) 116 388 2003 5 307 517 433 807 115 104 140 659 (14 221) (840) (17 772) 173 492 2004 5 475 919 444 316 119 774 156 712 671 (1 404) (29 216) 186 661 2005 5 310 097 420 779 123 510 143 170 1 793 (98) (19 931) 161 406 2006 5 489 666 425 395 276 287 146 523 26 641 691 7 884 (13 656) 124 963

Bénéfice cumulatif de 1990 à 2006 2 353 729 Bénéfice cumulatif de 1990 à 2006 2 331 071

Impact de la stabilisation tarifaire 22 658 depuis 1990 1%

Note 1

Implantation du mécanisme incitatif

Sources : Rapports annuels de Gaz Métro de 1990 à 2007

Note 1 : Selon la décision D-96-16, la moyenne pondérée exponentielle utilisée comme normale des degrés-jours a été remplacée par une moyenne mobile de 30 ans et à compter du 1er octobre 1996, le solde accumulé des comptes de stabilisation tarifaire a commencé a être amorti sur une période de cinq ans. Ainsi, avant 1996, il n’y avait pas d’amortissement des comptes de stabilisation tarifaires.

Comparabilité des revenus de distribution

En 1998, il y a eu dégroupement du gaz de compression. Pour 1998 et avant, les revenus incluent les composantes de distribution, de transport, d'équilibrage et le gaz de compression.

En 2001, il y a eu dégroupement de l'équilibrage et du transport. Pour 2001 et avant, les revenus incluent les composantes de distribution, de transport et d'équilibrage.

Nivellement du Gaz Perdu

Le nivellement du gaz perdu a cessé pendant les années 2000 à 2005 et depuis l'année tarifaire 2006, le nivellement du gaz perdu a été réintroduit, mais cette fois l'amortissement s'effectue sur une période de un an, ainsi le nivellement de 7 884 constaté au rapport annuel de 2006 est amorti pleinement dans la cause tarifaire 2008.

28.3 Ces informations ne nous sont pas accessibles. Seulement les rendements boursiers ont été analysés. Cependant, les rendements autorisés pour plusieurs distributeurs réglementés et pour certaines sociétés américaines incluses dans les portefeuilles de référence sont disponibles.




Au Canada :

COMPANY DATE OF DATE TEST RATE RETURN ON RETURN ON COMMON LONG COMMENTS

LAST OF PERIOD BASE RATE BASE EQUITY EQUITY CANADADistribution UPDATE DECISION ($Million) (%) (%) RATIO BOND

(%) (%)04-Apr-06 2005 144,3 7,5 9,5 41 5,05 2005 ROE – Per Board

Order 2004-423

04-Apr-06 2006 146,1 7,4 8,93 41 4,55 2006 ROE – Per Board Order 2005-410

Return on rate base – net of contributions

ATCO Gas North 07-janv 28-Dec-06 Jan 05-Dec 07 558,3 7,35 8,51 38 4,94 AEUB Decision 2006-133

ATCO Gas South 07-janv 28-Dec-06 Jan 05-Dec 07 550,3 7,57 8,51 38 4,94 AEUB Decision 2006-133

Enbridge Gas Distribution

Feb 06 09-Feb-06 Jan 06-Dec 06 3 633,60 7,74 8,74 35 4,7 EB-2005-0001/EB-2005-0437

Gaz Métro 07-janv 26-sept-06 Oct 06-Sep 07 1 814,50 7.90(1) 9.57 (1) 38,5 4,56 Negotiated settlement

Gazifère Dec 06 04-Dec-06 Jan 06 – Dec 06 N/A 7,73 9,34 40 4,82 Board Decision D-2006-158Dual Test Year Application filed on Cost of Service Basis. Rate Base Rate of Return also included in filing for information purposes.

Approved by PUB Order 135/05

Terasen Gas (BC Gas)

07-janv 14-Dec-06 Jan–Dec 07 2 474,20 7,365 8,37 35,01 4,219 Final year of negotiated 4-yr PBR settlement 2004-2007

Terasen Gas (Vancouver Island) Inc. (Centra BC)

07-janv 14-Decr-06 Jan–Dec 07 482 6,64 9,07 40 4,219 Final year of negotiated 2-yr PBR settlement 2006-2007

Union Gas Limited 07-janv 29-juin-07 Jan-Dec 07 3 377,20 7,93 8,54 36 4,24 EB-2005-0520

Transmission

TransCanada Canadian Mainline (TCPL)

06-juin Apr 06 Jan-Dec 06 7 438,70 8,57 8,88 36 4,78 NEB Decision (Order TG-05-2006)

20064,22

TransCanada BC System (ANG)

06-mars Feb 06 Jan-Dec 06 205 6,44 8,88 36 4,78 NEB Decision (Order TG-02-2006)

2006Received NEB approval for 2-yr settlement

for period 2004-2005

(1) ROE includes a bonus of 0.84% resulting from productivity gains (as per PBR agreement). (2) Figures represent Transmission.Source : Canadian Gas Association, Standing Committee on Corporate Affairs, December 2006

AltaGas Utilities Inc.

06-mars

Manitoba Hydro (Centra Gas MB)

May 06 12-oct-05 Apr 06– Mar 07 405,5 7,75 9,26 33,4 5,54

Pacific Northern Gas

06-oct 16-Aug-06 Jan 06-Dec 06 131,2 8,71 9,45 40 4,79 Approved under BCUC Order No. G-99-06

PNG(N.E.) FSJ/DC Div.

06-oct 16-Aug-06 Jan 06-Dec 06 30,1 8 9,2 36 4,79 Negotiated settlement approved under BCUC Order No. G-100-06

PNG(N.E.) TR Div. 06-oct 16-Aug-06 Jan 06-Dec 06 1,2 9,87 9,45 36 4,79 Negotiated settlement approved under BCUC Order No. G-100-06

TransCanada Alberta System (NGTL/NOVA)

07-janv Dec 06 Jan-Dec 07 4 175,20 8,02 8,51

2005 1 106,90 7,95 9,46 31

KEY FINANCIAL DATA REPORT A - LATEST APPROVED

5,05

35 2005-2007 Revenue Requirement Settlement (EUB Decision 2005-057)

Westcoast Energy Inc. (2)

06-juin 15-Apr-05




Aux États-Unis, pour certaines sociétés faisant partie des portefeuilles de référence :

Parent Company Local Distribution Company State Currently Effective Allowed ROE Source (ROE)

AGL Resources Atlanta Gas Light GA 10,90% AGL Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 27AGL Resources Chattanooga Gas Company TN 10,20% AGL Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 27AGL Resources Elizabethtown Gas NJ 10,00% AGL Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 27AGL Resources Elkton Gas MDAGL Resources Florida City Gas FL 11,25% AGL Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 27AGL Resources Virginia Natural Gas VA 10,90% AGL Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 27Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation CO 11,25% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation IA 11% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation GA 10,13% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation IL 10,56% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation TNLast Rate case did not specifically authorize an ROE Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation KYLast Rate case did not specifically authorize an ROE Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation VA 9.5% - 10.5% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation MS 9,80% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation KSLast Rate case did not specifically authorize an ROE Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation TX10% (Mid-Texas Division)

10.5% (West Texas Division) Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation LA10.5% - 11.5% (Trans LA)

10.88% - 11.5% (LGS) Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15Atmos Energy Corporation Atmos Energy Corporation MO 12,15% Atmos Energy Corp. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Laclede Group Inc. Laclede Gas Co. MOLast four rate cases did not specifically authorize an ROE Regulatory Focus, Regulatory Research Associates Inc.

New Jersey Resources Corp. New Jersey Natural NJ 10,50% New Jersey Resources 2006 SEC Form 10-K, p. 6

Northwest Natural Gas Co. Northwest Natural Gas Co. OR 10,20% Northwest Natural Gas Co. 2006 SEC Form 10-K, p. 12

Northwest Natural Gas Co. Northwest Natural Gas Co. WA

Last two rate cases did not specifically authorize an ROE; The last rate case resulted in a revenue increase of $3.5 million per year

Northwest Natural Gas Co. 2006 SEC Form 10-K, p. 12,15; "Regulatory Focus," Regulatory Research Associates Inc.

Piedmont Natural Gas Co. Piedmont Natural Gas TNPiedmont Natural Gas Co. Piedmont Natural Gas SC 11,20% Piedmont Natural Gas Co. 2006 SEC Form 10-K, p. 15

Piedmont Natural Gas Co. Piedmont Natural Gas NCLast rate case did not specifically authorize an ROE; prior ROE was 11.3% Regulatory Focus, Regulatory Research Associates Inc.

South Jersey Industries Inc. South Jersey Gas Co. NJ 10,00% South Jersey Industries Inc. 2006 SEC Form 10-K, p. SJI-54

Southwest Gas Corp. Southwest Gas AZ 9,50%Southwest Gas 2006 SEC Form 10-K, p. 2; "Regulators Trust, But Verify," Public Utilities Fortnightly , Nov. 2006, p. 44

Southwest Gas Corp. Southwest Gas NV 10,50%Southwest Gas 2006 SEC Form 10-K, p. 2; "Regulatory Focus," Regulatory Research Associates Inc.

Southwest Gas Corp. Southwest Gas CA 10,90%Southwest Gas 2006 SEC Form 10-K, p. 2; "Regulatory Focus," Regulatory Research Associates Inc.

WGL Holdings Inc. Washington Gas VA 10,50% WGL Holdings, Inc. 2006 SEC Form 10-K, p. 72WGL Holdings Inc. Washington Gas MD 10,75% WGL Holdings, Inc. 2006 SEC Form 10-K, p. 72WGL Holdings Inc. Washington Gas DC 10,60% WGL Holdings, Inc. 2006 SEC Form 10-K, p. 72

28.4 The authorized ROEs for the other 81 U.S. LDCs reflected in Figure 21 are authorized ROEs that do not include incentives.








Préambule :

"However, if volumes decline over time, the performance incentive mechanism only provides a partial protection from declining volumes. In this way, Gaz Métro bears some market risk that depends on asset utilization."

Question :

9.1 Veuillez indiquer si, à la connaissance du Dr. Carpenter, la protection contre les pertes de volumes présente dans l'actuel mécanisme et détaillée aux pages 18 et 19 de sa preuve, était présente en 1999 dans le cadre du premier mécanisme incitatif.

Réponse : It is Dr. Carpenter’s understanding that the partial protection against volume changes was introduced in 2007.

Question :

9.2 Veuillez indiquer si, à la connaissance du Dr. Carpenter, la protection contre les pertes de volumes présente dans l'actuel mécanisme et détaillée aux pages 18 et 19 de sa preuve, était présente en 2004 dans le cadre du mécanisme incitatif alors en place.

Réponse : Please see answer 9.1.








Préambule :

"Gaz Métro has provided me with data on weather normalized average use per customer for several of its tariff classes."

Question :

10.1 Veuillez déposer toute l'information fournie par Gaz Métro.

Réponse : Please see the attachment.

Projected data 1989-90 1990-91 1991-92 1992-93Mean number of clients for each rate class

DateD1 154 381 152 041 149 132 143 709 DM and D3 239 404 548 580 D4 136 151 157 157 Total uninterrupted consumers 154 756 152 596 149 837 144 446 Season 9 10 Interruptible (D5) 166 169 209 200 Total 154 922 152 765 150 055 144 656

Mean consumption for each rate class (thousand of m³, @ 37,89 MJ/m³)DateD1 1 895 434 1 881 593 1 845 973 1 845 710 DM and D3 210 713 281 296 352 588 363 506 D4 2 126 117 2 047 983 2 137 864 1 995 173 Total uninterrupted consumers 4 232 264 4 210 872 4 336 425 4 204 389 Season - 6 459 7 244 Interruptible (D5) 1 134 784 1 270 337 1 219 355 1 209 666 Total 5 367 048 5 481 209 5 562 239 5 421 299

Use per client for each rate class (milliers de m³, @ 37,89 MJ/m³)DateD1 12,3 12,4 12,4 12,8 DM et D3 881,6 696,3 643,4 626,7 PMDD4 15 633,2 13 562,8 13 617,0 12 708,1 Interruptible (D5) 6 836,0 7 516,8 5 834,2 6 048,3 VGE 10 797,7 10 369,8 8 969,8 8 752,3

Sources Gmi-2 doc 1 Gmi-19 A Gmi-17 Gmi-19Doc 2 Doc 1B Doc 1 A

R-3164-89 R-3178-90 R-3204-91 R-3229-92

Société en commandite Gaz MétroCause tarifaire 2010, R-3690


Projected dataMean number of clients for each rate class

DateD1

DM and D3

D4

Total uninterrupted consumersSeasonInterruptible (D5)Total

Mean consumption for each rate class (thousand of m³, @ 37,89 MJ/m³)DateD1

DM and D3

D4


Use per client for each rate class (milliers de m³, @ 37,89 MJ/m³)DateD1

DM et D3

PMDD4

Interruptible (D5)VGE

Sources

1994 1995 1996 1997

1993-94 1994-95 1995-96 1996-97145 877 148 512 149 222 148 679

622 600 619 756 156 133 119 114

146 655 149 245 149 960 149 549 13 12 20

211 175 216 255 146 879 149 432 150 196 149 804

1994 1995 1996 19971 948 941 2 029 686 2 207 911 2 064 391

382 447 375 480 400 148 461 036 2 048 123 1 726 439 1 799 957 1 828 306 4 379 511 4 131 605 4 408 016 4 353 733

9 072 12 407 12 420 1 233 135 1 243 580 1 486 420 1 737 380 5 621 718 5 387 592 5 906 856 6 091 113

1994 1995 1995-96 1996-9713,4 13,7 14,8 13,9

614,9 625,8 646,4 609,8 15,9 16,1 17,4 16,9

13 129,0 12 980,7 15 125,7 16 037,8 5 844,2 7 106,2 6 881,6 6 813,3 8 658,8 9 320,1 9 292,4 9 663,1

Gmi-19 Gmi-18 Gmi-117 A Gmi-118 ADoc 2.1 Doc 4.14 A Doc 15.1 Doc 1.2

R-3260-93 R-3298-94 R-3324-95 R-3351-96


DateD1

DM and D3

D4



DM and D3

D4



DM et D3

PMDD4


Sources

1998 1999 2000 2001

1997-98 1998-99 1999-2000 2000-2001149 294 148 092 149 594 150 130

859 947 1 181 1 306 121 119 116 116

150 274 149 158 150 891 151 552

257 269 259 257 150 531 149 427 151 150 151 809

1998 1999 2000 20012 065 877 2 062 597 2 148 027 2 197 424

502 490 565 929 631 190 724 962 1 960 554 1 946 923 1 827 567 1 885 024 4 528 921 4 575 449 4 606 784 4 807 410

1 647 491 1 601 342 1 291 942 1 339 011 6 176 412 6 176 791 5 898 726 6 146 421

1997-98 1998-99 1999-2000 2000-200113,8 13,9 14,4 14,6

585,0 597,6 534,5 555,1 17,1 17,6 18,4 19,3

16 202,9 16 360,7 15 754,9 16 250,2 6 410,5 5 952,9 4 988,2 5 210,2 9 545,1 9 145,0 8 318,7 8 643,5

Gmi-117A SCGM-17 SCGM-10 SCGM-11Doc 2 Doc 2A Doc 9 A Doc 2

R-3376-97 R-3397-98 R-3426-99 R-3444-2000


DateD1

DM and D3

D4



DM and D3

D4



DM et D3

PMDD4


Sources

2002 2003 2004 2005

2001-2002 2002-2003 2003-2004 2004-2005151 496 150 600 153 248 156 300

1 424 1 585 1 490 1 593 118 113 110 105

153 038 152 298 154 848 157 998

239 242 254 234 153 277 152 540 155 102 158 232

2002 2003 2004 20052 022 470 2 060 007 2 066 583 2 077 506

764 296 758 073 777 016 833 433 1 667 890 1 559 555 1 646 103 1 905 182 4 454 656 4 377 635 4 489 702 4 816 121

798 970 810 167 771 969 745 189 5 253 626 5 187 802 5 261 671 5 561 310

2001-2002 2002-2003 2003-2004 2004-200513,3 13,7 13,5 13,3

536,7 478,3 521,5 523,2 18,2 18,5 18,4 18,4

14 134,7 13 801,4 14 964,6 18 144,6 3 343,0 3 347,8 3 039,2 3 184,6 6 910,0 6 675,3 6 643,1 7 818,2

SCGM-11 SCGM-14 SCGM-12 SCGM-12Doc 7 Doc 7 Doc 7 Doc 8

R-3463-2001 R-3484-2002 R-3510-2003 R-3529-2004


DateD1

DM and D3

D4



DM and D3

D4



DM et D3

PMDD4


Sources

2006 2007 2008 2009

2005-2006 2006-2007 2007-2008 2008-2009163 152 169 276 173 885 171 748

1 772 1 788 1 744 1 742 95 90 84 82

165 019 171 154 175 713 173 572

216 206 173 161 165 235 171 360 175 886 173 733

2006 2007 2008 20092 064 043 2 003 626 1 991 162 1 938 524

913 213 918 489 908 687 862 481 1 975 463 2 314 086 2 331 921 1 651 863 4 952 719 5 236 201 5 231 770 4 452 868

694 528 575 694 646 382 658 263 5 647 247 5 811 895 5 878 152 5 111 131

2005-2006 2006-2007 2007-2008 2008-200912,7 11,8 11,5 11,3

515,4 513,7 521,0 495,1 18,1 17,1 16,5 16,1

20 794,3 25 712,1 27 761,0 20 144,7 3 215,4 2 794,6 3 736,3 4 088,6 8 585,2 9 762,8 11 588,7 9 506,7

SCGM-12 SCGM-9 Gaz Métro-8 Gaz Métro-13Doc 8 Doc 10 Doc 10 Doc 9

R-3559-2005 R-3596-2006 Project 2008 rate case R-3662-2008







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 27, Figure 8

Question :

11.1 Comment le Dr. Carpenter peut-il expliquer le fait qu'il y ait eu une hausse de consommation par client entre 1997-98 et 2000-2001 ?

Réponse : Dr. Carpenter has not studied the reasons behind the year-to-year variation in average consumption for these years. It is clear from Figure 8 of his written evidence that the general trend in per customer usage over the whole period is downwards.







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 28, Figure 9

Question :

12.1 Comment le Dr. Carpenter peut-il expliquer la relative stabilité de la demande des tarifs 3 et M entre 1999-2000 et 2008-2009 (environ -1 % par année (et de -.5 % de 1999-2000 à 2007-2008)) comparativement à la chute de 1995-96 à 1999-2000 (environ -4 % par année) en relation avec son assertion de la page 26 : «The fundamental changes in the commodity price environment described above have begun to induce changes in customer use of Gaz Métro's network. This can be seen in decreases in Gaz Métro's historical and forecast usage per customer».

Réponse : The trend in commodity price and volatility over the period is upwards; the trend in per customer usage over the period is downwards. Figures 5 through 9 of Dr. Carpenter’s written evidence show these trends clearly. These are trends over periods of around ten years: it is to be expected that on a year-to-year basis there may be annual changes that “buck the trend”, either because of noise in the data (eg, imperfect weather normalisation), or because of a lag between price/volatility changes and a response from customers in terms of demand. Dr. Carpenter based his opinion on the general trends over a longer time period, which he believes to be the correct way to interpret the data.








Préambule :

"It does not adjust for changes in industrial load, which are more significant in volume terms."

Question :

13.1 Est-ce que le Dr. Carpenter considère qu'aucun ajustement au mécanisme incitatif n'a été apporté afin de prendre en considération l'évolution des volumes industriels dans le cadre de la dernière révision du mécanisme incitatif ? Si tel n'est pas le cas, veuillez indiquer comment cet élément a été pris en considération dans son analyse du mécanisme incitatif et indiquer les passages de sa preuve qui traitent de cet élément.

Réponse : In the passage from his evidence quoted above Dr. Carpenter describes how the performance incentive mechanism currently operates. The mechanism does not adjust the revenues potentially available to Gaz Métro under the mechanism if industrial load changes. In the passage quoted Dr. Carpenter was not discussing changes to the mechanism itself. He did discuss changes to the performance incentive mechanism in Gaz Métro’s 2008 rates proceeding. He stated in his written evidence in Gaz Métro’s 2008 rates proceeding (see A37) in relation to the changes to the mechanism in 2004, “On balance, Gaz Métro’s Performance Incentive Mechanism can be expected to increase its business risk relative to the traditional models of cost of service regulation employed for other utilities in North America. The recent changes to its Mechanism can be expected to reduce its risks directionally, and only partially in response to the more risky market environment to which Gaz Métro is now exposed.”

In 2004 X was 0.5% and it applied to 100% of volumes distributed; as explained in Dr. Carpenter’s testimony at A39 and A40, since 2007 X has been 0.3% applying to the 69%–70% of the volumes distributed which are not protected by the exogenous volume factor, and 1.07% on the 30%–40% of volumes that are covered by the exogenous volume factor. As a result, the ”average” X, ie the change in Gaz Metro’s allowed revenues if volume distributed from year to year is constant was 0.5% in 2004 and 0.53%-0.61% in 2007.








Préambule :

"In every year since 1999 capital investment has been greater than depreciation of existing investments, indicating that the network continues to expand. This expansion exacerbates the impact of declining per-customer throughput."

Question :

14.1 Comment le Dr. Carpenter peut-il expliquer les causes de l'ampleur des investissements de la franchise Gaz Métro depuis 1999?

Réponse : Dr. Carpenter has not studied the precise drivers of Gaz Métro investment. However, he observes that the declining per customer throughput and declining industrial volumes have not been accompanied by an offsetting decline in Gaz Métro’s asset base.








Préambule :

"While Gaz Métro's revenue cap is linked to volumes, most of its costs are fixed. As volumes change over time, therefore, there is highly likely to be a mismatch between costs - mostly fixed - and the revenue cap, which is mostly proportional to volume."

Question :

15.1 Est-ce que le Dr. Carpenter a quantifié (via des calculs) son affirmation à l'effet que le revenu de Gaz Métro est surtout proportionnel au volume ? Si oui, déposer vos calculs.

Réponse : Revenues available to Gaz Métro under the performance incentive mechanism, before accounting for exclusions and exogenous factors, are linearly proportional to volume according to the equation at line 21 on page 11 of “Performance Incentive Mechanism Agreed in Negotiated Settlement Process (NSP) R-3599-2006” (Translation – Not approved by Participants), April 19, 2007.








Préambule :

"Due to major investments Gaz Métro must make in its aging gas network and the decrease in volumes not compensated by the volume change exogenous factor, Gaz Métro expects that there will be little or no productivity gain for 2010."

Question :

16.1 Est-ce que le Dr. Carpenter peut indiquer l'ampleur des dépenses d'exploitation qui ont été ajoutées dans le dossier tarifaire 2010. Si oui, veuillez indiquer ce montant.

Réponse : Dr. Carpenter has not studied Gaz Métro’s operating costs for the 2010 rate case and thus does not possess this information.

Question :

16.2 Est-ce que le Dr. Carpenter a validé les prévisions de volume de Gaz Métro pou 2010 ? Si oui, veuillez détailler votre exercice de validation.

Réponse : Dr. Carpenter has not examined Gaz Métro’s volume forecasting methods.








Préambule :

The results of the mechanism support this analysis: in 2008 the forecast productivity gains exceeded the X factor by about $9.6M, whereas in 2009 the forecast gains were only $3.6M above the X factor.

Question :

17.1 Est-ce que pour le Dr. Carpenter, tout résultat d'un mécanisme incitatif menant à une bonification moindre implique un risque d'affaires plus élevé qu'une réglementation sur la base du coût de service?

Réponse : A company’s exposure to business risk, in relation to its performance incentive mechanism, relates to the expectation about how the mechanism will operate in the future, and in particular to the degree to which the mechanism will expose the company to greater systematic risk. In his written evidence, Dr. Carpenter shows that the design of Gaz Métro’s performance incentive mechanism is such that it should be expected to expose Gaz Métro to greater systematic risk because the results of the mechanism are sensitive to industrial customer load, which in turn is sensitive to the wider economy. The most recent results of the mechanism are consistent with this view: the economy has been doing poorly; industrial volumes are declining; and the mechanism has paid out less than in prior years.

Question :

17.2 Est-ce que le Dr. Carpenter a analysé d'autres éléments que les volumes pour affirmer que la baisse du gain de productivité de 2009 par rapport à 2008 implique le fait que le mécanisme est fortement tributaire des fluctuations dans les volumes? Si oui, veuillez indiquer les autres éléments analysés ainsi que l'analyse effectuée.

Réponse : Dr. Carpenter understands that two factors combined to make the 2009 forecast gains low in comparison to previous years: decreasing volumes not compensated for by the




exogenous volume factor, and major investments associated with the ageing of Gaz Métro’s network. Dr. Carpenter has not analysed the relative importance of these two factors, but he has shown in his written evidence that sensitivity to industrial volume changes is a significant factor.








Préambule :

Why doesn't the exogenous volume factor protect Gaz Métro from volume risk?

Question :

18.1 De l'avis du Dr. Carpenter, seul le facteur exogène traitant d'une correction de volume pour les secteurs PMD a été implanté pour prendre en compte l'évolution des volumes de Gaz Métro dans la dernière mouture du mécanisme incitatif. Veuillez confirmer notre compréhension.

Réponse : See the response to ACIG IR 13.1, Gaz Métro – 7, Document 13.17.








Préambule :

“Third, Gaz Métro has to pay for the exogenous volume factor. In respect of volumes not covered, Gaz Métro has to achieve productivity improvements of 0,3 % per year in order to "stand still" - the revenue cap falls by this amount each year due to the X factor.”

Question :

19.1 Est-ce que le Dr. Carpenter connaît les fondements au soutien de l'établissement du facteur X? Si oui, veuillez les expliquer.

Réponse : In the passage quoted from Dr. Carpenter’s written evidence the point he made is that the X factor for SML customers covered by the exogenous volume factor is effectively 1.07% - ie, larger than the 0.3% X factor applied to large customers and SML customers not covered by the exogenous volume factor. He has not seen the analysis from which the X factors were determined, but understands that it involved an estimate of the historic productivity growth rate.

Question :

19.2 Est-ce que pour le Dr. Carpenter, peu importe l'ampleur du facteur X, le fait qu'un mécanisme incitatif inclut un « stretch factor » implique automatiquement un accroissement du risque pour l'entreprise ?

Réponse : In considering a performance incentive mechanism and its impact on investors’ expected returns, it is helpful to consider both the impact on the level of expected returns, and the impact on the distribution of those returns – how volatile they are likely to be, and whether that volatility is likely to be correlated with wider market returns or not. If returns are likely to be more volatile, and if that volatility is likely to be correlated with wider market returns, the fair rate of return for investors (ie, the expected return) should be higher. Neither the magnitude of the X factor, nor the existence of a “stretch” factor in the




sense in which that term is usually used, would have an impact on the volatility of returns. Clearly, however, they do shift the expected level of returns.

To be clear, Dr. Carpenter understands the term “stretch” factor to imply that X has been set in a way that would apply to several distribution companies generically. X is then increased (or a separate stretch factor added on) to take account of specific opportunities for more rapid productivity growth that are thought to be available to the firm for which prices are being set but which have not been captured in the generic X methodology.








Préambule :

“Total natural gas usage is also significantly lower in Québec than in all other Canadian provinces except for the Atlantic provinces.”

Question :

20.1 Veuillez indiquer, selon la connaissance du Dr. Carpenter, si la situation était similaire ou identique en 1999 et en 2004.

Réponse : While Dr. Carpenter does not have precise figures he would expect that the situation was similar in 1999 and 2004.








Préambule :

“Natural gas usage for home heating is significantly higher in the U.S. than in Québec.”

Question :

21.1 Veuillez indiquer, selon la connaissance du Dr. Carpenter, si la situation était similaire ou identique en 1999 et en 2004.

Réponse : While Dr. Carpenter does not have precise figures he would expect that the situation was similar in 1999 and 2004.








Préambule :

“The 2009 performance incentive mechanism results illustrate how Gaz Métro is exposed to business risk through exposure to declining volumes for industrial customers.”

Question :

22.1 Produire les données que le Dr. Carpenter a utilisées pour soutenir cette opinion.

Réponse : The basis for Dr. Carpenter’s opinion is the discussion of the performance incentive mechanism in A20 and A39 of his written evidence, and the facts cited therein.







Référence : Gaz Métro-7, document 13, page 55 et Attachement B

Préambule :

“The fundamental long-term risk of the companies in Dr. Vilbert's sub sample are lower than Gaz Métro's because the companies in Dr. Vilbert's sub sample have smaller industrial load, face less competition and have lower regulatory risk (since their rates are determined using traditional cost of services methodologies and many employ mechanism like rate decoupling that reduce their short-term revenue variability).”

Question :

23.1 Complétez le tableau de l'Attachent B, en ajoutant les données suivantes pour toutes les entreprises citées :

a) La présence de compte de stabilisation tarifaire pour tenir compte de la variation des taux d'intérêts en cours d'année;

b) La présence de nouvelles opportunités d'affaires dans un proche avenir, autre que la desserte de clients traditionnels (résidentiel, commercial, institutionnel et industriel);

c) La durée moyenne des contrats des clients industriels et la nature des obligations financières qui y sont rattachées;

d) La proportion du tarif qui est fixe (OMA, OMQ ou charges mensuelles ou journalière, etc.) pour chaque catégorie de clients : résidentiels, commerciaux et industriels;

e) La durée moyenne entre chaque dossier tarifaire;

f) La présence de programme de commerciaux pour contrer la concurrence d'autres sources d'énergie (pour Gaz Métro, il s'agit des programmes de flexibilité tarifaire mazout et bi-énergie).

Réponse : Dr. Carpenter does not possess this information.

Question :

23.2 Compléter le tableau de l'Attachent B en ajoutant une colonne fournissant les mêmes données pour Gaz Métro.




Réponse : Voici l’information demandée pour Gaz Métro :

a) Oui.

b) Oui.

c) La durée moyenne des contrats des clients industriels est de 52 mois. Cette information provient de la banque de données de la clientèle « VGE » ; les clients des secteurs institutionnel, public et parapublic ont été retranchés de cette banque de données. Toutefois, dans le cas des clients des tarifs à débit stable et interruptible, la très grande majorité de ces clients s’est prévalue de la clause de prolongation de contrat et ont donc des durées résiduelles de 3 ans ou moins.

Dans le cas des clients à débit stable (tarifs D3 et D4), l’obligation financière des services de transport et distribution est liée au volume souscrit. Dans le cas des clients du service interruptible (tarif D5), l’obligation financière des services de transport et distribution est liée à une obligation minimale annuelle.

d) Les tarifs de distribution n’étant pas applicables à des catégories de clients (résidentiels, commerciaux et industriels), la répartition des revenus de ces tarifs selon leur portion fixe et variable n’est pas disponible selon ces catégories. Toutefois, le tableau ci-dessous fournit cette répartition selon les tarifs de Gaz Métro. Il est à noter que la contribution au Fonds Vert a été maintenue distincte puisque les modalités de son inclusion dans les revenus de distribution n’ont pas encore été approuvées par la Régie.

Revenus fixes Revenus variables Sous‐total Contribution au Fonds Vert

Total revenus distribution

Tarif D1 22 309 (6,5 %) 318 919 (93,5 %) 341 228 19 881 361 109 Tarif DM 247 (0,4 %) 59 164 (99,6 %) 59 411 8 604 68 015 Tarif D3 1 624 (87,3 %) 237 (12,7 %) 1 861 359 2 219 Tarif D4 36 975 (80,5 %) 8 982 (19,5 %) 45 956 13 062 59 019 Tarif D5 0 (0 %) 15 882 (100,0 %) 15 882 6 238 22 119 Les données du tableau sont exprimées en 000 $ Référence : R-3690-2009, GM-12, Doc. 9, Page 2

Il est à noter que, puisque les clients peuvent réviser les contraintes contractuelles selon certaines balises, les OMA n’ont pas été considérées dans les revenus.

e) Gaz Métro présente un dossier tarifaire sur une base annuelle.

f) Programmes de flexibilité tarifaire mazout et biénergie.








Préambule :

“Moreover, their distribution services do not face a great degree of bypass risk.”

Question :

24.1 Est-il de l'avis du Dr. Carpenter qu'il y a un potentiel de risque de « bypass » sur le réseau de Gaz Métro? Élaborer.

Réponse : Dr Carpenter is aware of a number of proposed LNG terminals which could, if developed, allow some of Gaz Metro’s customers to seek alternative supplies that would not be distributed by Gaz Metro. However, in Dr. Carpenter’s view this prospect is currently speculative. It does not constitute a particularly elevated bypass risk for Gaz Metro in comparison with other LDCs in North America.







Référence : Gaz Métro-9, document 10, page 7 de 10

Préambule :

Tarification des coûts de l'Agence de l'efficacité énergétique.

La proposition actuelle de Gaz Métro est à l'effet de tarifer les coûts de l'Agence selon les clés de répartition fournies par I'AEÉ, lesquelles divergent de celles approuvées par la Régie dans sa récente décision D-2009-046

Question :

1.1 Veuillez indiquer si Gaz Métro entend modifier sa tarification pour qu'elle soit directement reliée à la méthode d'allocation que la Régie aura autorisée.

Réponse : Gaz Métro n’entend pas modifier sa tarification aux fins d’incorporer les programmes et activités de l’Agence de l’efficacité énergétique. Toutefois en ce qui concerne la répartition tarifaire de la quote-part de l’AEÉ, Gaz Métro réfère à la réponse à la question 30.1 de la Régie de l’énergie.

Question :

1.2 Veuillez indiquer si Gaz Métro a débuté les discussions avec l'Agence quant à l'établissement du lien Programme Agence – tarifs de Gaz Métro. Si tel est le cas, veuillez indiquer quand Gaz Métro prévoit obtenir les informations nécessaires à la présentation d'une méthode d'allocation calquée sur la méthode de l'Agence et autorisée par la Régie.

Réponse : Gaz Métro a eu des discussions préliminaires avec l’AEÉ sur ce sujet. Au-delà du lien Programme Agence – tarifs de Gaz Métro, il faudra statuer dans un premier temps sur les clés de répartition. Afin de respecter la décision de la Régie de l’énergie, l’AEÉ avait prévu des rencontres du groupe de travail sur les clés de répartition les 8 et 9 juin




derniers. Toutefois, ces rencontres ont été reportées à une date ultérieure. Gaz Métro demeure donc en attente afin de discuter de ce sujet avec l’AEÉ.








Préambule :

« (…) l'instabilité des revenus causée par le faible niveau de protection de ceux-ci »

Question :

2.1 Veuillez déposer toute analyse chiffrée de cette instabilité depuis l'instauration du projet pilote (ou à tout le moins au cours des 5 dernières années).

Cette analyse devrait démontrer l'instabilité en volumes, en revenus et en impact sur les revenus globaux de la classe tarifaire et de l'entreprise

Il s'agit d'un impact global, pour tous les clients du tarif M, non pas des exemples individuels.

Réponse : Aucune analyse chiffrée de cette nature n’a été effectuée à ce jour. Toutefois, Gaz Métro estime que le faible niveau de protection des revenus a le potentiel de rendre les revenus instables, tel qu’il sera davantage expliqué ci-dessous dans la réponse à la demande de renseignements 2.2.

Question :

2.2 Veuillez expliquer votre analyse sur l'instabilité de cette clientèle en relation avec les volumes de ventes prévus dans le dossier tarifaire 2009 et la prévision 5/7 ainsi que la prévision 2010.

Réponse : L’instabilité à laquelle le texte cité réfère est une instabilité potentielle résultant de deux faits principaux. En premier lieu, le niveau de l’obligation minimale quotidienne est négligeable puisqu’elle représente environ 0,6 % de la facture de distribution moyenne de la clientèle au tarif DM. D’autre part, une certaine assurance de revenus devrait provenir de la signature d’une obligation minimale annuelle au tarif DM. Toutefois, cet engagement du client n’est pas obligatoire; le client n’y est pas assujetti tant qu’il




respecte le seuil minimal volumétrique d’accès au tarif. De surcroît, l’engagement peut être modifié annuellement sans seuil minimum autre, encore une fois, que le seuil d’accès au tarif. Ainsi, un client qui a signé un contrat à long terme avec un volume projeté de 2 000 000 m³ par exemple peut, en l’espace d’un an s’il s’agit d’un renouvellement de contrat (il peut le faire le lendemain de la signature s’il s’agit d’une première adhésion au tarif DM), diminuer son OMA à un niveau de 75 000 m³. Ceci représenterait une diminution du volume de 96 % accompagnée d’une diminution significative des revenus.

D’autre part, exception faite de la présente cause tarifaire, nous pouvons noter une diminution du facteur de consommation moyen de l’ensemble de la clientèle au tarif DM au cours des dernières causes tarifaires tel qu’il est démontré dans le tableau suivant.

Volume (10³m³)

Nombre Facteur consommation (10³m³/client)

Cause tarifaire 2005 761 460 1 459 522

Cause tarifaire 2006 852 621 1 670 511

Cause tarifaire 2007 873 063 1 724 506

Cause tarifaire 2008 852 667 1 691 504

Cause tarifaire 2009 825 189 1 698 486

Cause tarifaire 2010 838 963 1 647 509

Toutefois, il n’est pas possible de déterminer la cause exacte de la diminution du facteur de consommation. Les éléments à considérer sont notamment le profil de consommation des clients qui s’ajoutent ou qui quittent le tarif DM ainsi que la variabilité des volumes des clients existants.








Préambule :

« Si la consommation réelle du client est beaucoup plus faible que la consommation prévue, cela peut affecter grandement la rentabilité évaluée pour la desserte de ce client et donc l'impact sur les tarifs de l'ensemble des clients. »

Question :

3.1 Veuillez indiquer si des cas réels ont eu lieu au cours des cinq dernières années (un cas réel serait un nouveau client qui ferait en sorte que sa consommation réelle serait suffisamment inférieure à ce qui était prévu pour mener le projet à une situation de non rentabilité).

Réponse : Gaz Métro ne prétend pas que des diminutions importantes quant aux prévisions de volumes feraient basculer des projets rentables dans une catégorie de projets non rentables même si cette éventualité est possible. Des cas réels de diminution des volumes estimés nous ont été rapportés par les représentants des ventes au cours des cinq dernières années. Toutefois, Gaz Métro ne procède pas à une analyse ultérieure des projets en vue de déterminer s’ils sont devenus non rentables dans le marché CII.

En ce qui a trait à la diminution de la rentabilité, lorsque les branchements sont réalisés « sur réseau », les investissements requis sont généralement faibles et le client demeurera sans doute rentable même si les volumes attendus ne se réalisent pas pleinement. Dans le cas où il s’agit de branchements requérant des investissements au-delà de ceux requis pour un branchement sur réseau (« extension ou bouclage de réseau »), une OMA sera requise pour assurer la rentabilisation de ces investissements. Dans ce cas, l’OMA garantira en partie la rentabilité du projet. Dans tous les cas, une baisse quant aux volumes attendus aura pour effet de faire diminuer la rentabilité, l’effet étant davantage marqué lorsque les volumes sont de beaucoup inférieurs à ceux attendus.




Question :

3.2 Veuillez quantifier ce nombre de cas en relation avec le nombre de projets de développement pour ces mêmes années.

Réponse : Aucune analyse spécifique de quantification des cas réels où la diminution des volumes anticipés a eu pour effet de faire basculer la rentabilité de la desserte d’un client dans une situation de non-rentabilité n’est effectuée par Gaz Métro.

Au-delà du niveau de réalisation du risque, le potentiel de risque demeure toujours une possibilité selon la structure tarifaire actuelle du tarif DM en combinaison avec la latitude des obligations contractuelles. Dans de tels cas, ce serait l’ensemble de la clientèle qui en paierait les frais, ce qui n’est pas souhaitable.

Question :

3.3 Dans le cas où une ou des situations de consommation largement inférieure menant à la non rentabilité de certains nouveaux projets de développement, veuillez indiquer si Gaz Métro a fait une réflexion permettant d'identifier la ou les raisons qui ont mené à ce résultat (cette réflexion devrait identifier le rôle et l'impact du vendeur de Gaz Métro, le problème relié au projet de l'entrepreneur, etc.).

Réponse : Gaz Métro effectue un suivi global et constant des volumes consommés par rapport aux volumes signés des ventes au niveau de la maturation des ventes. Ces évaluations sont faites par représentant, par région, par secteur d’activité, etc. et permettent à Gaz Métro d’améliorer constamment son évaluation initiale des volumes signés. Il reste cependant toujours une part de variation qui découle de situations ne pouvant être prévues au départ.

Question :

3.4 Dans ce même scénario, est-ce que Gaz Métro a évalué à postériori, quelques années plus tard, si le niveau de consommation pour cet emplacement a été modifié à la hausse ou autrement (par exemple, un client qui doit ouvrir une usine, ne réussit pas à la partir tel que prévu initialement, un nouvel entrepreneur utilise le site pour un autre projet et consomme alors du gaz naturel) ? Si oui, veuillez présenter vos analyses.

Réponse : Gaz Métro n’a pas fait de telle évaluation systématique a posteriori dans le cas du marché CII. Les clients qui subissent des variations de consommation ont toujours l’opportunité d’en discuter avec leur représentant dont le rôle est, entre autres, de




s’assurer que les conditions contractuelles et l’utilisation des dispositions tarifaires sont optimisées pour répondre à la réalité du client tout en lui permettent de réduire, au mieux, sa facture énergétique.








Préambule :

« L'iniquité liée à cette règle de révision provient du fait que, peu importe le volume initial projeté du client, celui-ci peut diminuer son engagement original jusqu'à un même plancher volumétrique correspondant au seuil d'accès du tarif Dm, soit 75 000 m³. »

Question :

4.1 Dans la mesure où le problème d'iniquité allégué est la différence du pourcentage de réduction de l'OMA du client (petit client peu de possibilité, grand client grande possibilité), est-ce que Gaz Métro a envisagé la possibilité de permettre à tous les clients qui le désirent de retourner au tarif 1 si leur consommation ne peut plus respecter I'OMA minimale ? Expliquer votre réponse (si vous faites référence au fait qu'il pourrait y avoir des pertes de revenus, SVP fournir un exercice d'impact potentiel en prenant par exemple en considération les résultats réels des 5 dernières années et en prenant pour consommation au tarif 1 les clients qui ne respectent pas leur OMA de 75 000 m³).

Réponse :

Gaz Métro a non seulement envisagé la possibilité de permettre aux clients de retourner au tarif D1 mais, tel que discuté dans les sections 7.3.2 et 7.3.3 du document cité en référence, elle a même proposé une disposition tarifaire permettant aux clients qui le désirent de transférer de tarif. L’effet des impacts sur les revenus a été discuté dans la section 7.1 du même document. Dans le cas des transferts de clients entre le tarif DM actuel et le tarif D1, l’effet serait une hausse de revenus puisque les clients accepteraient de renoncer à leurs réductions dans l’éventualité de ne plus pouvoir respecter les nouvelles contraintes liées à la révision de l’OMA. Cette éventualité demeurant de la spéculation sur la possibilité de réalisation d’un événement non prévisible, aucune quantification de l’effet des transferts n’a donc été effectuée.

Question :

4.2 Veuillez identifier, au cours des 5 dernières années, le nombre de clients et le revenu moyen protégé par la limitation de réduire son OMA en deçà de 75 000 m³.




Réponse : Le tableau ci-dessous présente le nombre de clients dont le volume annuel projeté est inférieur au seuil d’accès du tarif DM. Il présente également l’estimation de la somme des OMA en fonction de volumes déficitaires basés sur le respect du seuil d’accès de 75 000 m³ pour chacun de ces clients.

Nombre de clients

volume < 75 000 m³

Somme des volumes < 75 000 m³

(m³)

Volume minimum

(75 000 m³ x # de clients)

(m³)

Volume déficitaire

(m³) OMA ($)

CT 2006 76 3 906 322 5 700 000 1 793 678 244 865

CT 2007 106 5 331 701 7 950 000 2 618 299 556 711

CT 2008 105 5 109 393 7 875 000 2 765 607 385 489

CT 2009 103 5 177 006 7 725 000 2 547 994 375 418

CT 2010 96 4 910 212 6 975 000 2 064 788 297 883








Préambule :

Tarif D5 et Dm

« Le profil de consommation, les obligations et les contraintes de la clientèle au tarif Dm ont peu de similitude avec les spécificités du marché interruptible et ne justifie ainsi pas que les règles de révisions des obligations contractuelles des tarifs Dm et D5 soient similaires malgré le fait qu'il s'agisse dans les deux cas d'une obligation minimale annuelle. »

Actuellement, plusieurs clients des tarifs D3 et D4 sont en combinaison avec un service interruptible. Cette situation leur permet de bénéficier d'un tarif à service stable à meilleur prix pour la portion plus fixe de leur consommation et d'un service interruptible à meilleur prix pour la portion de leur consommation qui peut être desservi sous un service interruptible.

Question :

5.1 Dans la mesure où Gaz Métro propose de resserrer les modifications d'OMA pour les clients du tarif M, est-ce que la possibilité de permettre une combinaison tarifaire comme aux tarifs 3 et 4 a été évaluée?

Réponse :

La possibilité de combinaison entre les tarifs DM et D5 n’a pas été évaluée par Gaz Métro. La combinaison des services à débit stable et interruptible est possible par la nature de la structure tarifaire du service à débit stable qui requiert une optimisation de la part du client afin de payer le taux unitaire le plus faible possible. Un volume souscrit plus élevé que le volume souscrit optimal résultera en un taux unitaire de l’OMQ plus élevé mais pourrait prémunir le client contre la possibilité d’excéder ce volume souscrit et de payer les suppléments liés à de tels dépassements. Un volume souscrit défini trop bas accroît ce risque de dépassement. La combinaison des services considère que les volumes retirés par le client sont d’abord considérés retirés au tarif à débit stable jusqu’à concurrence du volume souscrit.

Dans le cas du tarif modulaire, aucun élément tarifaire n’existe pour dissuader le client d’excéder un volume prédéterminé au cours d’une journée donnée. Le tarif ne reconnaît des limites que dans le suivi du volume annuel.




Dans un cas de combinaison tarifaire avec le service interruptible, le client pourrait optimiser la répartition de son volume annuel afin de bénéficier des bas taux du service interruptible en période d’été en augmentant sa consommation en service modulaire en période d’hiver dans le but d’éviter les interruptions prévues au service interruptible, tout en respectant le volume annuel et profitant des réductions accordées pour l’OMA.

La structure actuelle au tarif DM ne permet donc pas la combinaison tarifaire avec le service interruptible.

Question :

5.2 Est-ce que Gaz Métro a sondé ou évalué le fait que certains clients puissent avoir fait des choix de source énergétique en relation avec l'accès et la flexibilité du tarif M ? Si oui, veuillez présenter toute étude à ce sujet.

Réponse :

Aucun sondage ou évaluation à ce sujet n’a été effectué par Gaz Métro.








Préambule :

« Gaz Métro rappelle que le but de la proposition de modification au service de distribution à débit stable est de répondre à la demande de la Régie dans sa décision D-2008-089 en proposant une structure tarifaire tenant compte de la répartition des coûts de desserte fixes et variables. »

Question :

6.1 Est-ce que Gaz Métro a tenu compte de la rentabilité des différentes classes tarifaires et sous classes dans l'élaboration de sa proposition de hausser la part fixe du tarif?

Réponse :

Non, Gaz Métro n’a pas tenu compte de la rentabilité des différentes classes tarifaires.

Question :

6.2 Veuillez déposer un tableau démontrant les données de rentabilité des projets pour les sous tarifs 4.6 à 4.10 (présenter le TRI et le point mort tarifaire). Utilisez un historique suffisant pour avoir un nombre de dossiers permettant de faire des analyses.

Réponse :

La rentabilité des ventes est calculée en fonction de divers paramètres propre à l’année de la vente. Ainsi, s’il est possible de mesurer la rentabilité globale de ventes réalisées une même année, il n’est pas possible de faire la rentabilité combinée de ventes sur plusieurs années sans reconsidérer les paramètres qui ont servi à leur établissement. Il n’est malheureusement donc pas possible de reconstituer un échantillon de vente historique pour chaque sous-palier afin d’en étudier la rentabilité.

Cependant, l’ensemble de ventes signées au tarif D4 au cours des quatre dernières années ont été exclusivement des augmentations de volume souscrit, exception faite de la vente signée avec TCE. Compte tenu que les ajouts de charge sont largement




rentables, particulièrement chez les clients VGE, Gaz Métro peut dire que, pour chaque sous-palier, la rentabilité aura dépassé 100 % avec un point mort d’un an.

D’ailleurs, en 2007-2008, huit ventes ont été signées au tarif D4 (toutes des augmentations de volume souscrit) et chacune d’elle avait un TRI de 100 % et un point mort d’un an.

Question :

6.3 Pour ces mêmes projets, faites le calcul pour des scénarios lorsque le client cesse de consommer (et de payer, fin de contrat) après : 5 ans, 10 ans, 20 ans et 40 ans.

Réponse :

Tel qu’expliqué à la réponse de la question 6.2, Gaz Métro n’est pas en mesure de fournir une rentabilité historique combinée des ventes par sous-palier tarifaire. Cependant, Gaz Métro a fait l’exercice sur les ventes combinées du tarif D4 de 2007-2008. Le résultat est cependant trivial puisque toutes les ventes étant des augmentations de volumes souscrit n’ayant entraîné aucun coût de branchement ni de conduite, peu importe la période de consommation (5, 10, 20 ou 40 ans) la rentabilité demeure au-dessus de 100 % et le point mort à un an.

Question :

6.4 Faite le même exercice que pour la question 6.3 pour les projets au tarif 1 et M (en situation groupée tel que déposé dans le cadre du plan de développement).

Réponse :

Le tableau ci-dessous présente, pour l’année 2007-2008, l’impact sur le TRI et le point mort de raccourcir la période de consommation des clients des tarifs résidentiel et CII (la majorité des clients aux tarifs D1 et DM). Contrairement aux ventes du tarif D4 présentées à la question 6.3, les ventes présentées ici comportent des investissements puisqu’il s’agit majoritairement de nouveaux clients.

Nombre d'années de consommation TRI Point mort

40 ans 16,94 % 1 an 20 ans 15,98 % 1 an 10 ans 9,63 % 1 an 5 ans 0 % N/D







Référence : Gaz Métro-11, document 3, modification au tarif D4

Préambule :

Dans le cadre des travaux des dernières années, il a été démontré qu'il y avait une recherche de flexibilité de la part des clients. Ce manque de flexibilité avait pour incidence :

1. de nuire à la position concurrentielle avec d'autres sources d'énergie qui ne requiert pas d'engagements à long terme;

2. de ne pas permettre certaines productions dans des usines québécoises par les incidences tarifaires à long terme d'une hausse temporaire de demande de gaz.

De plus, dans une approche commerciale, par exemple dans une situation de crise (qu'elle soit pour un secteur ou pour l'économie en général), la position de Gaz Métro semble s'opposer aux objectifs des dernières années.

Question :

7.1 Veuillez commenter le préambule précédent, en incluant certains éléments factuels, tels que :

a) référence à toute étude permettant de démontrer la satisfaction de la clientèle pour un tel changement;

b) référence à toute étude sur les modifications tarifaires que feront les clients (notamment en réduisant leur OMQ, en cherchant davantage l'utilisation de sources d'énergie alternatives pour les soubresauts de demande de gaz ou l'utilisation accrue de combinaison 4-5 (avec une portion 5 plus importante);

c) référence à toute étude permettant d'identifier le niveau d'irritation des clients en difficulté face à de tels changements.

Réponse :

Gaz Métro a effectivement la volonté de créer des structures et dispositions tarifaires qui fournissent de la flexibilité aux clients lorsque la situation le permet et de façon à ce que les autres clients n’en paient pas les frais. D’ailleurs, la proposition de modifications aux




règles de révision des volumes souscrits présentée dans la Cause tarifaire 2007 en faisait foi, de même que la présente proposition au tarif D4.

Gaz Métro croit que la proposition actuelle de modification aux règles de révision des volumes souscrits s’insère justement dans le contexte économique actuel en accordant plus de flexibilité à court et à long termes : à court terme, puisque la révision est accordée sur le volume souscrit actuel plutôt que sur le volume souscrit initial et à long terme, en éliminant le seuil plancher équivalent à 75 % du volume souscrit initial pour les clients en prolongation de contrat.

D’autre part, il est intéressant de noter que dans le contexte du plus récent sondage de satisfaction, réalisé par la firme de recherche Extract recherche marketing, auprès de la clientèle grande entreprise de Gaz Métro, le niveau d’accord envers l’énoncé « La flexibilité des révisions contractuelles me convient (exemples : % d’O.M.A., volume souscrit, etc.) » est de 73 % (assez en accord (62 %) et tout à fait en accord (11 %)).

Documents

RÉPONSE DE GAZ MÉTRO À UNE DEMANDE DE RENSEIGNEMENTS