Dans sa décision D-2017-04317, la Régie reconnaît qu’il est nécessaire de traiter certains
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coûts à l’extérieur de la Formule d’indexation par le biais d’un Facteur Y ou d’un Facteur Z et
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fixe les critères pour l’établissement des coûts à traiter en Y ou Z.
19
Dans sa décision D-2018-06718, elle reconnaît à titre d’exogènes (Facteur Z) les événements
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imprévisibles en réseaux autonomes et les coûts des pannes majeures.
21
17 Décision D-2017-043, paragraphes 305, 320 et 321.
18 Décision D-2017-067, paragraphes 432 et 444.
19 Dossier R-4011-2017, HQD-3, document 4 (B-0013), section 3.3.
Le Distributeur demande à la Régie la création d’un Facteur Z afin d’y comptabiliser dès 2018 les impacts sur ses revenus requis, et ce, jusqu’au prochain rebasing.
De plus, il demande la création d’un compte de neutralisation hors base de
tarification pour y comptabiliser l’impact relatif à l’année 2018 ainsi que les intérêts y afférents, et propose de verser la totalité du solde de ce compte à ses revenus requis de 2019.
R-4057-2018 d’un traitement en Facteur Z, il n’aurait aucun moyen raisonnable pour récupérer les coûts1
qu’ils occasionneraient sur la durée du MRI. La nature « imprévisible » s’entend ici par un
2
événement dont le Distributeur ne peut prévoir l’occurrence (hors de son contrôle) mais aussi
3
par un événement dont le Distributeur n’a pu intégrer les coûts au moment de l’établissement
4
des revenus requis assujettis au mécanisme de plafonnement des revenus.
5
dans la normalisation comptable. Le Distributeur ne pouvant se permettre d’attendre au
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prochain rebasing pour agir face à ces situations, leur traitement à titre de Facteur Z, le cas
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échéant, permet d’assurer la récupération des coûts qui y sont liés.
11
Dans ce contexte et dans le cadre du MRI, le Distributeur pourra être amené à demander
12
l’examen par la Régie de certains événements à titre d’exogène (Facteur Z) dans la mesure
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où les coûts afférents à ces événements imprévisibles excèdent 15 M$.
14
De par sa nature, un événement imprévisible engendre inévitablement un délai entre le
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moment du constat de l’événement, l’évaluation des impacts et le dépôt d’une demande à la
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imprévisible dépasse le seuil de 15 M$, le Distributeur peut comptabiliser cet impact dans le
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Facteur Z générique tout en en informant la Régie. Ce Facteur Z générique, agissant à titre
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de véhicule pour capter les impacts, jumelé au compte de neutralisation, sera par la suite
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examiné par la Régie dans le prochain dossier tarifaire et celle-ci se prononcera au cas le
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cas sur la qualification à titre d’exogène (Facteur Z) des coûts comptabilisés dans le compte
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et sur la pertinence et les modalités de disposition du compte de neutralisation.
28
Cette approche permettra ainsi d’alléger le processus de comptabilisation des événements
29 imprévisible rencontrant le seuil de 15 M$ et, d’autre part, d’y adjoindre un compte de neutralisation lorsque l’impact d’une année donnée n’a pu être intégré dans l’établissement des revenus requis.
R-4057-2018 7. REMPLACEMENT DES SYSTÈMES DE CONDUITE DU RÉSEAULe Transporteur et le Distributeur ont déposé, le 21 juin 2018, la demande R-4047-2018
1
relative au remplacement des systèmes de conduite des réseaux de transport et de
2
distribution d’électricité. Le Distributeur y demande d’autoriser la création d’un compte
3
d’écarts et de reports « CER »20, hors base de tarification, pour y comptabiliser tous les coûts
4
qui n’auront pu être reflétés dans les tarifs au moment opportun en considérant le MRI qui lui
5
est applicable.
6
Dans ce contexte, le Distributeur pourra être amené à demander le traitement des coûts
7
afférents à ce projet à titre d’exogène (Facteur Z) dans la mesure où ceux-ci excèdent 15 M$
8
et d’y adjoindre, si l’impact d’une année donnée n’a pu être intégré dans l’établissement des
9
revenus requis, un CER qui se traduira par un compte de neutralisation conformément à la
10
demande du Distributeur présentée à la section 6.
11
N’ayant pas complété l’évaluation des coûts du projet21, le Distributeur n’est pas à ce jour en
12
mesure de préciser s’il entend déposer une telle demande.
13
20 Dossier R-4047-2018, HQTD-3, Document 1 (B-0009), section 6.
21 Voir HQD-9, document 1, section 4.2.4.
R-4057-2018ANNEXE A :
R ÉVISION DE LA DURÉE DE VIE UTILE
DES TRANSFORMATEURS AÉRIENS
R-4057-2018 Dans sa décision D-2013-03722, la Régie demande au Distributeur pour les révisions de1
durée de vie utile des actifs dont les impacts financiers sont significatifs :
2
• d’expliquer les résultats de l’exercice de révision de la durée de vie utile pour chacun
3
des actifs visés ;
4
• de fournir la durée de vie physique des actifs visés ;
5
• de présenter les résultats de l’exercice de balisage relatifs aux durées de vie utile et
6
aux durées physiques des actifs visés ;
7
• de fournir le détail du calcul de l’impact de la charge d’amortissement annuelle.
8
En conséquence, le Distributeur fourni les informations demandées en lien avec la révision
9
de durée de vie utile des transformateurs aériens réalisée en 2018 qui l’amène à prolonger la
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durée de vie utile de 30 à 40 ans.
11
Le Distributeur souligne qu’en 2012, une étude réalisée pour cette catégorie d’actifs
12
recommandait le maintien de la durée de vie à 30 ans. La durée de vie recommandée à cette
13
date, jugée conservatrice, reposait entre autre sur le fait qu’il y avait alors peu de données
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disponibles.
15
L’étude réalisée par le Distributeur en 2018 a porté sur des données couvrant une période
16
plus longue quant à la mise au rebut et à la réhabilitation des appareils et s’est appuyée sur
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une meilleure connaissance de la démographie des transformateurs. Par ailleurs, des
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travaux de l’institut de recherche d’Hydro-Québec (IREQ) ont permis d’établir que l’isolation
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est l’élément qui dicte la durée de vie utile des transformateurs. Or, l’analyse de
20
vieillissement de l’état de l’isolation des transformateurs aériens du Distributeur a permis de
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constater que les transformateurs ne présentaient pas de vieillissement important de
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l’isolation même après 40 ans. La durée de vie physique des équipements pourrait donc
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dépasser 40 ans, ce qui appuie la recommandation du Distributeur de prolonger la durée de
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vie utile de cet équipement. Toutefois, le Distributeur estime qu’il existe encore trop
25
d’incertitudes pour justifier une durée de vie utile supérieure à 40 ans considérant entre
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autres le fait que seulement 2 % de ses transformateurs aériens ont plus de 45 ans et que
27
les données d’exploitation actuelles ne sont pas suffisantes pour supporter une durée de vie
28
au-delà de cette période.
29
Le Distributeur rappelle, comme mentionné au dossier R-3814-2012, qu’il fait partie d’un
30
groupe de partage (Distribution Asset Life Cycle Management Interest Group du CEAT23) qui
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met à la disposition de ses membres des informations utiles à la gestion de leurs actifs.
32
Cependant, les données de balisage obtenues sont générales et ne permettent pas de
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comparer l’effet de facteurs influents, tels les conditions climatiques et d’utilisation des
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équipements de chacune des entreprises. De plus, il est important de préciser qu’il existe
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peu de littérature concernant les transformateurs aériens de distribution.
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22 Décision D-2013-037, paragraphe 149.
23 Centre for Energy Advancement through Technological Innovation
R-4057-2018 Le tableau A-1 présente le calcul de l’impact sur la charge d’amortissement à partir de la1
simulation avant et après modification de la durée de vie utile.
2
TABLEAU A-1:
IMPACT DE LA RÉVISION DE 30 ANS À 40 ANS DE LA DURÉE DE VIE UTILE DES TRANSFORMATEURS AÉRIENS
SUR LA CHARGE D’AMORTISSEMENT DE 2018 ET 2019 Catégorie d’immobilisation Amortissement
avant révision
Amortissement
après révision Impact Impact 2018, à compter du 1er avril 92,1 M$ 60,9 M$ -31,2 M$
Impact 2019 89,1 M$ 50,9 M$ -38,2 M$