RÉGIE DE L ÉNERGIE. -et- (ci-après appelée «l ACIG») -et- ÉNERGIR, SEC. (ci-après appelée «Énergir») -et-

(1)

CANADA RÉGIE DE L’ÉNERGIE

PROVINCE DE QUÉBEC DISTRICT DE MONTRÉAL

No : R-4034-2018 INTRAGAZ, SOCIÉTÉ EN COMMANDITE, société en commandite dûment constituée en vertu des lois du Québec et ayant sa principale place d’affaires au 6565, boul. Jean XXIII, en la ville de Trois-Rivières, dans le district de Trois- Rivières, province de Québec, agissant aux fins des présentes par son commandité Intragaz Inc., corporation régie par la partie IA de la Loi sur les compagnies (Québec), ayant son siège social à la même adresse

(ci-après appelée « Intragaz ») -et-

ASSOCIATION DES CONSOMMATEURS INDUSTRIELS DE GAZ

(ci-après appelée « l’ACIG ») -et-

ÉNERGIR, SEC

(ci-après appelée « Énergir ») -et-

STRATÉGIES ÉNERGÉTIQUES ET ASSOCIATION QUÉBÉCOISE DE LUTTE CONTRE LA POLLUTION ATMOSPHÉRIQUE (ci-après appelées « S.É-AQLPA »)

DEMANDE AMENDÉE AFIN D’OBTENIR L’AUTORISATION DE PROCÉDER À DES INVESTISSEMENTS DANS LE BUT D’ACCROÎTRE LA CAPACITÉ DU SITE

D’EMMAGASINAGE DE POINTE-DU-LAC

ARGUMENTATION D’INTRAGAZ

(2)

- 2 -

AU SOUTIEN DE SON ARGUMENTATION, INTRAGAZ SOUMET RESPECTUEUSEMENT CE QUI SUIT :

I. LA DEMANDE ET LE CADRE RÉGLEMENTAIRE

1. Aux termes de sa demande amendée dans le présent dossier (ci-après la « Demande »), Intragaz demande d’être autorisée à procéder à des investissements dans le but d’accroître la capacité du site d’emmagasinage de Pointe-du-Lac selon les conditions décrites à la preuve documentaire versée au soutien de la Demande (ci-après le « Projet »);

2. La Demande fait suite à une ordonnance de la Régie à l’effet que tout investissement d’Intragaz excédant 2,5 M$, sauf pour les situations nécessitant des interventions d’urgence, fasse l’objet d’une demande d’autorisation préalable comportant les renseignements prévus à l’article 2 du Règlement sur les conditions et les cas requérant une autorisation de la Régie de l’énergie¹;

3. Intragaz a fourni une preuve étoffée au soutien de la Demande qui comporte ces renseignements ainsi que les compléments de preuve requis par la Régie;

4. Dans la décision D-2018-079, la Régie s’est exprimée ainsi :

« La Régie estime qu’il est nécessaire de préciser que le présent dossier, dont la demanderesse est Intragaz, consiste principalement en l’examen de la prudence et de l’utilité de l’investissement que souhaite faire Intragaz pour le Projet, tant au niveau économique que technique et de performance (…). »²;

5. Pour les motifs qui seront plus amplement exposés ci-après, Intragaz soumet que la preuve au dossier démontre que les investissements faisant l’objet de la Demande rencontrent les critères de prudence et d’utilité auxquels réfère la Régie dans cet extrait et que la Demande devrait donc être accueillie selon ses conclusions;

II. MISE EN CONTEXTE ET OBJECTIFS DU PROJET

6. Le Projet vise principalement à faire passer le volume maximal de retrait quotidien de 1 200 10³m³ à 1 600 10³m³ selon les besoins exprimés par Énergir³ et un profil de soutirage comparable à ce qui a été offert historiquement à Énergir;

7. Il ferait également passer le volume utile contractuel de 22,7 10⁶m³ à 36,6 10⁶m³;

1 Décision D-2013-081, paragraphe 109.

2 Décision D-2018-079, paragraphe 32.

3 B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 3, Intragaz-1, Document 5, p. 4.

(3)

- 3 -

8. Énergir a déposé une preuve faisant état de ses besoins et des avantages que comporte le Projet pour sa clientèle;

9. Selon cette preuve, les avantages financiers reliés à la réalisation du Projet représentent des économies projetées pouvant varier de 1,5 M$ à 3,2 M$

annuellement⁴, par rapport aux outils de transport qui devraient être contractés autrement;

10. Énergir souligne que l’augmentation de la capacité d’entreposage contribuerait également à accroître l’avantage relié au fait de détenir de la capacité d’entreposage en franchise du point de vue de la sécurité d’approvisionnement;

11. Une lettre d’engagement visant le renouvellement à son échéance, et pour une durée de 10 ans à compter du 1^er mai 2023, du contrat liant Intragaz et Énergir pour le service d’emmagasinage souterrain de gaz naturel à Pointe-du-Lac, a également été déposée en preuve⁵;

12. La durée de 10 ans est conforme à ce qui a été approuvé par la Régie dans sa décision D-2011-140 (dossier R-3753-2011);

13. Énergir a demandé à la Régie d’approuver les termes et conditions de cette lettre d’engagement dans le cadre de sa cause tarifaire 2018-2019⁶;

14. Aux termes de cet engagement ferme au-delà d’avril 2023, et sujet à son approbation par la Régie, Intragaz est assurée de la présence de son client jusqu’en 2033;

15. En novembre 2013, Intragaz a présenté une demande au même effet que la Demande, dans le cadre du dossier R-3868-2013 (ci-après le « Projet de 2013

»);

16. Cette demande a été rejetée aux termes de la décision D-2014-053;

17. Dans cette dernière décision, la Régie a exprimé des préoccupations à l’égard des risques du Projet de 2013, et plus particulièrement du risque de performance, et a retenu que la matérialisation de ce risque aurait un impact direct sur la rentabilité dudit projet pour la clientèle de Gaz Métro⁷;

18. La Régie a également conclu que la rentabilité du projet qui lui était alors soumis était faible pour Gaz Métro et qu’elle pourrait être anéantie par la matérialisation des risques identifiés en preuve⁸;

4 C-Énergir-0007, Énergir-1, Document 1, p. 7.

5 B-0016, Intragaz-1, Document 6.

6 C-Énergir-0007, Énergir-1, Document 1, p. 9, et Annexe D.

7 Décision D-2014-053, p. 16, paragraphes 60 et 61.

8 Décision D-2014-053, p.15, paragraphes 55 et 56, et p. 18, paragraphe 66.

(4)

- 4 -

19. Intragaz soumet que la présente Demande constitue une demande distincte qui doit être analysée à son mérite, à la lumière de la preuve déposée à son soutien, et non en fonction des motifs et préoccupations soulevées dans la décision D- 2014-053;

20. À cet égard, la Régie a demandé à Intragaz de déposer une preuve additionnelle dans le présent dossier portant, entre autres, sur la performance du site d’emmagasinage de Pointe-du-Lac, notamment en regard des préoccupations énoncées au dossier R-3868-2013⁹;

21. Tel qu’il sera plus amplement exposé ci-après, la preuve déposée au soutien de la Demande permet de conclure que les risques associés au Projet sont négligeables et que la rentabilité du Projet pour Énergir et sa clientèle est quant à elle élevée;

22. La Régie doit statuer sur la Demande en se basant sur cette preuve et nous soumettons que les préoccupations soulevées par cette dernière dans le cadre du dossier R-3868-2013 ne trouvent aucune assise dans cette preuve;

III. DESCRIPTION DU PROJET, COÛTS ET RISQUES

23. Le Projet consiste essentiellement à réaliser les travaux suivants :

 Raccordement des puits existants B-57, B-297 et B-306 (ci-après les « trois puits ») exigeant la construction de conduites de collecte totalisant 2 880 mètres;

 Ajout d’un compresseur de 2500 HP qui serait logé dans une extension du bâtiment abritant présentement les compresseurs C-3 et C-4 et d’un déshydrateur;

24. Le Projet ne vise pas le développement d’un nouveau site de stockage ou encore l’expansion d’un site de stockage existant mais bien l’optimisation du site de stockage de Pointe-du-Lac¹⁰;

25. En effet, le Projet permettra d’injecter et de soutirer du gaz naturel directement dans la zone nord du réservoir, présentement sous-exploitée, via le raccordement des trois puits situés dans cette zone;

26. Intragaz possède une connaissance approfondie du site de Pointe-du-Lac et jouit d’une vaste expérience dans le développement et l’exploitation du réservoir de Pointe-du-Lac puisqu’elle exploite ce site avec succès depuis 28 ans;

9 Décision D-2018-079, p. 11, paragraphe 33.

10 B-0015, Intragaz-1, Document 5, pp. 5, 7 et 11, et B-0020, Intragaz-1, Document 8, p. 26.

(5)

- 5 -

27. Une quantité importante d’informations a été recueillie dans le cadre de l’exploitation du site ainsi que des forages, tests de production et analyses réalisés au fil de ces années;

28. Intragaz a notamment effectué des travaux préparatoires parallèlement à l’étude de la demande de 2013 qui lui procurent aujourd’hui une maîtrise encore plus grande des travaux à réaliser¹¹;

29. Selon la preuve, ces connaissances et expérience sont directement transposables au Projet et elles ont été prises en considération dans la conception de celui-ci¹²;

30. Intragaz a réalisé une démarche d’ingénierie préliminaire basée sur un devis de performance et procédé par appel d’offres pour les principales composantes du Projet, soit les unités de compression et de déshydratation et les conduites de collecte¹³;

31. Les spécifications techniques du Projet et le devis de performance pour les unités de compression et de déshydratation ont été établis en fonction des résultats de l’étude de faisabilité technique réalisée par Intragaz¹⁴;

32. Les soumissions retenues par Intragaz répondent aux spécifications des appels d’offres;

33. Les équipements de compression et de déshydratation choisis par Intragaz sont de même type que ceux qu’elle utilise depuis 1990 et leur fiabilité a donc été démontrée¹⁵;

34. Quant aux trois puits, ils ont fait l’objet de nombreux tests et analyses qui sont présentés à l’étude de faisabilité technique¹⁶;

35. L’expert James P. Werth, de la firme GLJ Petroleum Consultants (ci-après « GLJ

»), a également vérifié les données relatives aux trois puits :

« The well logs were vetted to determine the net gas pay, water saturation levels and reservoir porosity values used in the basic model arrays. »¹⁷;

11 B-0012, Intragaz-1, Document 1.1, pp. 2 et 4.

12 B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 5, et Intragaz-1, Document 8, p. 26.

13 B-0021, Intragaz-1, Document 9.

14 B-0021, Intragaz-1, Document 9, p. 3.

15 B-0020, Intragaz-1, Document 8, p. 26, et B-0021, Intragaz-1, Document 9, p. 4.

17 B-0030, Intragaz-2, Document 1, p. 2, réponse 1.2.

(6)

- 6 -

36. Le choix des trois puits est basé sur les caractéristiques propres à chacun d’eux ainsi que leur localisation dans le réservoir et ils représentent les puits optimaux pour le Projet¹⁸;

37. Le puits B-297 sera le principal contributeur du fait qu’il est situé sur la partie plus haute du réservoir;

38. Intragaz a cependant jugé qu’il n’aurait pas été judicieux de raccorder un seul puits et le raccordement des trois puits contribue à bonifier la marge de manœuvre opérationnelle¹⁹ du Projet;

39. La marge de manœuvre opérationnelle qui a été maintenue par Intragaz historiquement est d’environ 10%;

40. Cette marge de manœuvre a fait ses preuves puisqu’elle a permis à Intragaz d’offrir un service d’une grande fiabilité à Énergir depuis les 28 dernières années;

41. De plus, dans l’éventualité où le site de Pointe-du-Lac n’était pas en mesure de livrer le volume nominé, la marge de manœuvre disponible du site de Saint- Flavien pourrait être utilisée pour combler le déficit²⁰;

42. Les faits suivants ressortent également de la preuve :

 la productivité des trois puits va augmenter dès que du gaz naturel y sera injecté, car l’injection directe de gaz fera baisser le niveau d’eau, tel que constaté dans la zone sud²¹;

 ce gain de productivité anticipé représente un facteur de sécurité car il n’a pas été inclus dans la modélisation²²;

 une amélioration de l’épaisseur nette en gaz de ces puits a été constatée au fil des ans malgré qu’il n’y ait eu aucune injection de gaz dans ces puits²³;

43. L’étude de faisabilité technique réalisée en 2013 a été mise à jour dans le cadre du présent dossier;

18 B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 11, et B-0032, Intragaz-4, Document 1, p. 1, réponse A.b).

19B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 11. La marge de manœuvre opérationnelle représente la différence entre la capacité de retrait maximale du site et le service offert à Énergir. Voir B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 4, note 1.

21 B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 12, lignes 11 à 16.

22 B-0023, Intragaz-1, Document 10.1, p. 31, B-0035, Intragaz-2, Dcument 2, p. 5, réponse 1.6.

(7)

- 7 -

44. Plusieurs éléments ont été pris en compte dans le cadre de cette mise à jour afin de refléter les travaux effectués depuis 2013, dont notamment les résultats des tests de production réalisés en 2015 sur les puits B-306 et B-297, et les travaux d’optimisation réalisés en 2017 sur les quatre meilleurs puits de la zone sud du réservoir²⁴;

45. Cet exercice a permis de confirmer que la réalisation du Projet ne soulève pas d’enjeu ou de problématique particulière d’un point de vue technique et que les risques techniques sont négligeables²⁵;

46. En effet, tel que mentionné au paragraphe 24 des présentes, le Projet ne vise pas le développement d’un nouveau site de stockage ou encore l’expansion d’un site de stockage existant, et il ne requiert pas le forage de nouveaux puits;

47. À cet égard, il est également important de souligner que, tel qu’il appert de la preuve, les bonifications suivantes ont été apportées au Projet par rapport au Projet de 2013 :

a) Le diamètre de certaines conduites a été augmenté afin de limiter au maximum les possibilités de pertes de charge;

b) Les unités de compression existantes ainsi que la nouvelle unité seront alimentées en carburant à partir du gaz disponible à l’aspiration des compresseurs, permettant un gain d’efficacité total de l’ordre de 35 000m³/jour;

c) L’installation d’un instrument de mesure ultrasonique des volumes de gaz en soutirage et injection de la partie nord-est du réservoir a été ajoutée au Projet, ce qui améliorera la gestion de la performance entre les parties nord et sud du réservoir;

d) Une opération de stimulation de certains puits (nettoyage) a été prévue, ce qui permettra d’optimiser la contribution des puits concernés dès 2019

26;

48. Il est à noter que la sélection des puits pour le nettoyage prévu en 2019 est basée sur leur potentiel de regain de productivité sur la base des derniers essais de production effectués en 2015²⁷;

49. Dans le cadre du dossier R-3868-2013, Intragaz était d’avis que le risque de performance associé au Projet de 2013 était peu élevé²⁸;

24 B-0020, Intragaz-1, Document 8, pp. 5 et 17-19.

25 B-0020, Intragaz-1, Document 8, pp. 25-26.

26 B-0012, Intragaz-1, Document 1.1, pp. 3-4, et B-0015, Intragaz-1, Document 5, pp. 13-14.

28 Dossier R-3868-2013, B-0030, Intragaz-2, Document 1, pp. 3-4, réponse 1.4, et Décision D-2014- 053, p. 8, paragraphe 28.

(8)

- 8 -

50. Or, les bonifications apportées au Projet depuis 2013 ont pour effet d’atténuer encore davantage le risque de performance;

51. En effet, ces bonifications ont permis d’accroître significativement la marge de manœuvre opérationnelle historique dont jouit Intragaz, ce qui se traduit directement par une diminution du risque de performance²⁹;

52. Ces bonifications permettront de pratiquement doubler la marge de manœuvre opérationnelle³⁰;

53. Les facteurs étayant la conclusion à l’effet que le Projet comporte peu de risques sont exposés en détail dans la preuve qui est prépondérante à cet égard³¹; 54. L’opinion non équivoque de l’ingénieur James P. Werth de la firme GLJ, retenu à

titre d’expert par Intragaz, figure parmi ces éléments de preuve;

55. L’expert confirme la faisabilité technique du Projet et atteste de la performance du site de Pointe-du-Lac, notamment en regard des préoccupations et risques de performance énoncés au dossier R-3868-2013, dans les termes suivants :

« GLJ has reviewed and audited the technical feasibility of the proposed gas storage scheme optimization at Point-du-Lac and concludes:

1. the capability of the existing storage scheme at Point-du-Lac is insufficient to meet the gas deliverability requirements of 1600 E³m³/d.

2. The project as proposed in 2018, allow enough contingency and flexibility to supply Energir with a gas delivery of 1600 E³m³/d over a sufficient period to maintain a similar withdrawal profile.

3. GLJ is convinced that there is virtually no risk of operations relating to reservoir behavior. There are no new wells proposed to be drilled into the reservoir that could lead to drilling related issues and the reservoir mechanisms have been proven reliable through the operations of the gas storage scheme over the period of 28 years. The risk of surface optimization is also considered to be small given the past additions of compression to the facilities and the optimization of surface gathering system in 2017. »³² (nos soulignements);

29 B-0012, Intragaz-1, Document 1.1, pp. 3-4, B-0015, Intragaz-1, Document 5, pp. 13 et 14, B-0030, Intragaz-2, Document 1, p.11, réponse 4.1, B-0031, Intragaz-3, Document 1, p. 2, réponse 2.1, et B- 0035, Intragaz-2, Document 2, p. 3, réponse 1.2.

32 B-0023, Intragaz-1, Document 10.1, p. 4.

(9)

- 9 -

56. Il est à noter que l’absence de nouveaux forages et la fiabilité des opérations depuis les 28 dernières années constituent des éléments déterminants dans l’opinion formulée par cet expert;

57. Quant à l’expert externe Sproule, dont le rapport préliminaire du 19 août 2013 avait été déposé en preuve dans le cadre du dossier R-3868-2013, Intragaz a produit au présent dossier le rapport final de celui-ci, daté du 4 avril 2014, dans lequel il conclut ce qui suit :

« In summary, it was concluded that the final design of the Project carried minimal risk of not achieving the targeted performance levels. The simulation model clearly indicated that the addition of the proposed compression unit was sufficient to achieve the 1 600 10³ m³ maximum daily withdrawal objective while the tie-in of the three northern wells (B-57, B-297 and B-306, only two of which were included in the model forecast) enabled the desired profile by accessing a currently under exploited area of the reservoir. Increasing the peak reservoir pressure by adding cushion gas also contributed to achieving the desired performance. »³³ (nos soulignements);

58. La pression du réservoir a effectivement été ramenée à 740 kPa en 2015 par l’ajout de gaz coussin³⁴;

59. La position d’Intragaz sur la prise en charge des risques du Projet est identique à celle adoptée dans le cadre du dossier R-3868-2013³⁵;

60. Les risques liés à la performance et au dépassement de coûts doivent être supportés par la clientèle qui bénéficiera des retombées du Projet alors que c’est Intragaz qui assumera le risque lié au niveau des dépenses d’exploitation de la même manière qu’elle assume le risque pour l’ensemble de ses dépenses existantes³⁶;

61. Quant aux investissements requis pour réaliser le Projet, ils sont estimés à 10,584 M$³⁷;

33 B-0024, Intragaz-1, Document 10.2, p. 3.

34 B-0015, Intragaz-1, Document 5, p. 7, note 2, B-0035, Intragaz-2, Document 2, pp. 2-3, réponse 1.1.

35 B-0035, Intragaz-2, Document 2, pp. 10-11, réponse 4.1.

36 B-0030, Intragaz-2, Document 1, pp. 11-12, réponse 4.2, et B-0035, Intragaz-2, Document 2, pp. 10-11, réponse 4.1.

37 B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 4, B-0006, Intragaz-1, Document 2, p. 24. Ce montant exclut les frais réglementaires, le coût en capital et l’inventaire des pièces.

(10)

- 10 -

62. L’analyse de la preuve permet de dégager ce qui suit quant au processus d’estimation des coûts du Projet:

a) L’estimation budgétaire a été établie sur la base de la solide expérience acquise par Intragaz depuis près de 30 ans suite à la réalisation de projets d’envergure similaires au Projet;

b) La démarche d’ingénierie préliminaire réalisée par Intragaz est basée sur un devis de performance par appel d’offres;

c) Environ les deux tiers des coûts d’immobilisation prévus du Projet font l’objet de prix fermes;

d) Les appels d’offres ont été conçus afin de réduire les incertitudes et les risques de dépassements de coûts³⁸;

63. De plus, les coûts faisant l’objet de prix fermes comprennent ceux liés aux trois principales composantes du Projet, soit l’achat des unités de compression et de déshydratation, et l’installation des conduites de collecte;

64. Les coûts prévus par Intragaz comprennent également une provision pour contingence globale de 10,4%, établie selon l’expérience acquise par Intragaz, afin de pallier aux imprévus qui pourraient survenir dans le cadre de la réalisation du Projet³⁹;

65. Selon la preuve, Intragaz a identifié les principaux facteurs pouvant affecter les coûts du Projet et ces facteurs, qui sont hors de son contrôle, découlent des conditions du marché (taux de change, tarifs douaniers, inflation), des conditions climatiques et de retard dans la livraison;

66. L’impact de la matérialisation de l’ensemble de ces risques, selon des scénarios fort pessimistes, se traduirait par une augmentation des coûts du Projet de l’ordre de 1 180 000 M$, représentant une hausse de 11,15%⁴⁰;

67. Intragaz soumet que cet écart de coût s’avère très improbable puisqu’il présuppose l’éventualité invraisemblable où tous ces risques se matérialiseraient;

68. De plus, même en supposant une telle éventualité, il importe de souligner que le montant prévu à titre de contingence, soit 935 829 $, permettrait d’éponger environ 80% de l’écart de coût, dans l’hypothèse où il n’y aurait aucun autre écart défavorable de coûts⁴¹;

38B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 4, B-0021, Intragaz-1, Document 9, et B-0025, Intragaz-1, Document 11, p. 2.

39 B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 4, B-0025, Intragaz-1, Document 11, pp. 2-3.

41 B-0020, Intragaz-1, Document 8, p. 26, et B-0025, Intragaz-1, Document 11, p. 6.

(11)

- 11 -

69. La preuve révèle également que même en supposant l’éventualité peu probable d’un dépassement de coût de 11,15%, le Projet demeurerait très largement avantageux pour Énergir et sa clientèle puisque les économies résultant du Projet seraient alors de l’ordre de 1,4 M$ à 3,1 M$⁴²;

70. Eu égard à ce qui précède, Intragaz soumet que l’estimation des coûts résulte d’un processus rigoureux revêtant un degré élevé de fiabilité et que les risques de dépassement de coûts de plus de 15% sont négligeables;

IV. ANALYSEDEFAISABILITÉÉCONOMIQUE

71. Selon les coûts projetés du Projet, l’augmentation du revenu requis annuel uniforme d’Intragaz jusqu’à la fin du contrat existant avec Énergir, soit le 30 avril 2023, est de 1,371 M$⁴³;

72. Sur la base du Tarif E-6 existant, l’application de l’accroissement généré par la capacité réservée et au volume maximal de retrait souscrit par Énergir, générerait des revenus additionnels de l’ordre de 2,367 M$/année;

73. Puisque l’augmentation du revenu requis annuel uniforme découlant du Projet est de 1,371 M$, le Tarif E-6 existant produirait des revenus excédentaires de l’ordre de 996 133 M$/année pour la durée restante du Tarif E-6⁴⁴;

74. La preuve révèle que le Projet procurerait un rendement sur équité de 22,9% sur sa durée de vie (34 ans et 5 mois) et qu’Intragaz propose d’’ajuster le Tarif E-6 à la baisse, sous forme de cavalier tarifaire, afin que le Projet génère le rendement sur équité autorisé dans la décision D-2013-081, soit 8,50%⁴⁵;

75. Énergir et sa clientèle se trouveraient ainsi à bénéficier pleinement de la baisse de tarif découlant de la rentabilité du Projet qui excède le taux de rendement autorisé;

V. IMPACT SUR LES TARIFS ET ANALYSE DE SENSIBILITÉ

76. La réalisation du Projet se traduirait par une baisse de 14,7 % du Tarif E-6 à compter du 1^er décembre 2019⁴⁶;

43 B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 5, et B-0006, Intragaz-1, Document 2, tableau 1.

45 B-0005, Intragaz-1, Document 1, pp. 5-6, et B-0008, Intragaz-1, Document 4.

46 B-0005, Intragaz-1, Document 1, p. 6, et B-0007, Intragaz-1, Document 3.

(12)

- 12 -

77. L’analyse de sensibilité démontre qu’une augmentation de coût de 15%

ramènerait la baisse de tarif à 12,2 % alors qu’une réduction de coût de 15%

augmenterait la baisse de tarif à 17,2%;

78. Énergir souligne que les économies pour la clientèle demeurent importantes même dans l’éventualité où il y aurait une majoration des coûts de l’ordre de 15%⁴⁷;

79. Intragaz a démontré qu’il faudrait que les coûts réels du Projet représentent 231% des coûts prévus afin d’enrayer les économies minimales annuelles du Projet évaluées à 1,5 M$⁴⁸;

80. Quant à l’impact tarifaire évalué en fonction de la durée totale du Projet, il se traduit par une baisse du Tarif E-6 de 18,2%⁴⁹;

81. Il est à noter qu’Intragaz a également déposé une analyse de faisabilité économique, ainsi que l’analyse de l’impact tarifaire correspondante, en prenant en compte les dépenses d’amortissement selon une durée de 30 ans ainsi que les coûts des remplacements ou des entretiens majeurs des actifs;

82. Ces analyses produisent des résultats similaires puisque le Projet procurerait un rendement sur équité de 22,7% alors que l’impact tarifaire se traduirait par une baisse de tarif de 17,5%⁵⁰;

VI. CALENDRIER DU PROJET

83. Énergir demande la mise en service des nouvelles capacités de soutirage pour le 1^er décembre 2019 afin qu’elle puisse bénéficier des capacités additionnelles dès l’hiver 2019-2020;

84. Dans sa preuve, Énergir souligne l’importance de la mise en service dès le 1^er décembre 2019 puisque le report du Projet à une date ultérieure entraînerait des pertes d’économies importantes pour la clientèle qui auraient pu se concrétiser dès l’année 2019-2020⁵¹;

85. Pour ce faire, Intragaz doit obtenir une décision favorable de la Régie en temps opportun afin de lui permettre de commander l’unité de compression en novembre 2018;

47 C-Énergir-0007, Énergir-1, Document 1, pp. 7 et 8.

48 B-0012, Intragaz-1, Document 1.1, p. 3, réponse 4.

50 B-0030, Intragaz-2, Document 1, pp. 17-20, réponse 6.5.

(13)

- 13 -

VII. VOLET TARIFAIRE

86. Dans la décision D-2018-079, la Régie a précisé que la conclusion favorable du Projet est sujette à un volet tarifaire et qu’elle en préciserait les éléments et l’échéancier ultérieurement;

87. Intragaz comprend du libellé du paragraphe 35 de cette décision que la Régie entend traiter de ce volet tarifaire dans le cadre d’une phase 2 du présent dossier;

88. Les demandes d’Intragaz sur le volet tarifaire du Projet s’articulent autour de la création d’un cavalier tarifaire afin de refléter la baisse du Tarif E-6 résultant de la réalisation du Projet à compter de la date de sa mise en service, soit le 1^er décembre 2019⁵²;

89. La proposition d’Intragaz à cet égard comporte les étapes suivantes : a) Approbation du concept de cavalier tarifaire;

b) Mise en place de tarifs provisoires à compter de la mise en service du Projet;

c) Approbation du calcul et du montant du cavalier tarifaire lorsque les coûts réels du Projet seront connus⁵³;

90. Intragaz prévoit être en mesure de déposer la preuve relative à la troisième étape en mars ou avril 2020⁵⁴;

91. Intragaz préconise d’avoir recours à un cavalier tarifaire en raison de la simplicité et de l’efficacité de cette approche et du fait qu’elle est adaptée aux circonstances;

92. La preuve est à l’effet que la révision complète des tarifs avant leur échéance en 2023, laquelle impliquerait la préparation et le traitement d’un dossier tarifaire complet en mode coût de service, ne constitue pas une option acceptable pour Intragaz⁵⁵;

93. Les explications détaillées fournies par Intragaz afin de soutenir sa position à cet égard démontrent de façon éloquente qu’il ne serait pas approprié ni judicieux de procéder de cette façon et que cette avenue pourrait même causer préjudice à Intragaz;

94. Nous soumettons que le motif lié à l’équité réglementaire, lequel découle du caractère uniforme des tarifs d’Intragaz, justifie à lui seul d’écarter cette option;

(14)

- 14 -

VIII. POSITIONS DES INTERVENANTS ACIG

95. L’ACIG appuie le Projet sans réserve et recommande à la Régie d’en autoriser la réalisation⁵⁶;

ÉNERGIR

96. Énergir souligne que sa preuve démontre le bien-fondé du Projet et que les avantages qui en résultent pour sa clientèle, tant financiers qu’opérationnels, sont sans équivoque, autant à court, moyen que long termes⁵⁷;

97. Elle appuie le Projet et recommande à la Régie d’accueillir la Demande, le tout conditionnellement à l’approbation par cette dernière de l’intégration des nouvelles capacités d’entreposage et de retrait du site de Pointe-du-Lac au plan d’approvisionnement proposé dans le cadre de la cause tarifaire 2018-2019⁵⁸; S.É-AQLPA

98. Il nous apparaît clair à la lecture de la preuve de S.É-AQLPA qu’elles sont en faveur de la réalisation du Projet;

99. S.É-AQLPA soulignent les avantages du Projet pour Énergir en précisant que les gains anticipés par cette dernière sont beaucoup plus élevés que ceux qui existaient dans le cadre du Projet de 2013, et font état des autres avantages du Projet, incluant l’effet positif en matière de développement durable⁵⁹;

100. Elles reconnaissent également que la preuve versée au dossier traduit une baisse du niveau de risques par rapport à la situation qui prévalait en 2013, et elles recommandent à la Régie de prendre acte de l’évaluation du risque de dépassement de coûts et du risque de performance⁶⁰;

101. Nous sommes en désaccord avec la position qu’elles mettent de l’avant quant au cadre d’analyse applicable à la Demande;

102. Intragaz est bien consciente du fait que l’autorisation du Projet doit être conditionnelle à ce qu’Énergir soit autorisée à intégrer les nouvelles capacités d’entreposage et de retrait du site de Pointe-du-Lac au plan d’approvisionnement, tel que proposé dans le cadre de sa cause tarifaire 2018-

56 C-ACIG-0007, p. 5.

59 C-S.É.-AQLPA-0010, pp. 11-12 et 19.

60 C-S.É.-AQLPA-0010, pp. 14, 16-18 et 20.

(15)

- 15 -

2019⁶¹;

103. Cette situation ne fait pas en sorte pour autant de justifier le report ou la suspension de la décision à l’égard des investissements faisant l’objet de la présente Demande, tel que le recommandent SÉ-AQLPA;

104. Rappelons à cet égard qu’aux termes de la décision D-2018-079, la Régie a jugé qu’il y avait lieu de ne pas suspendre l’examen du dossier et de traiter la Demande, afin d’assurer le respect des objectifs visés par le Projet;

105. La Régie s’est également exprimée ainsi :

« La Régie, sans présumer de la décision au fond, retient que, selon la perspective d’Intragaz et les circonstances du Projet, la suspension du dossier n’est pas nécessaire ni opportune, puisque le report d’une année du Projet compromettrait l’échéancier prévu ainsi que la mise en service du site d’emmagasinage de Pointe-du-Lac au 1^er décembre 2019. »;⁶²

106. Nous notons que la position de SÉ-AQLPA s’articule autour du traitement des risques associés à la réalisation du Projet et plus particulièrement du partage des risques entre Intragaz et Énergir⁶³;

107. Or, nous soumettons que la répartition des risques entre Intragaz et Énergir ne constitue pas un enjeu dans le présent dossier puisque la position d’Intragaz à ce sujet est connue⁶⁴ et qu’elle est cohérente avec le modèle réglementaire du coût de service présentement en vigueur qui a été approuvé par la Régie en 2013⁶⁵;

108. Nous notons qu’Énergir partage la position d’Intragaz à cet égard :

« Énergir soumet que malgré les motifs énoncés par la Régie dans sa décision D-2014-053, il lui apparaît adéquat qu’Intragaz puisse récupérer auprès de sa clientèle, et ce, à l’instar des autres fournisseurs réglementés d’Énergir, tel que TCPL, la totalité des coûts encourus pour la réalisation des projets visant à améliorer les services offerts, malgré le risque de performance. En effet, comme énoncé précédemment, l’alternative au projet d’Intragaz est constituée de capacités de transport, où Énergir et sa clientèle supportent les risques de performance associés aux investissements requis pour accroître la capacité.

Le modèle réglementaire du coût de service des transporteurs leur permet de récupérer la totalité de leurs coûts prudemment encourus, indépendamment de

61 Cette condition fait d’ailleurs partie de la recommandation d’Énergir au présent dossier. Voir C-Énergir- 0007, Énergir-1, Document 1, p. 15.

62 Décision D-2018-079, paragraphes 30 à 32.

63 S.É-AQLPA-0010, p. 2.

64 B-0030, Intragaz-2, Document 1, pp. 11-12, réponse 4.2, et B-0035, Intragaz-2, Document 2, pp.10-11, réponse 4.1.

65 Décision D-2013-081.

(16)

- 16 -

la performance finale constatée (…).

Conséquemment, Énergir est d’avis que le risque de performance qu’elle supporte avec sa clientèle pour les différents outils d’approvisionnement réglementés par coût de service, ne devrait pas être utilisé pour départager les projets à moins que les probabilités d’enjeu de performance soient significativement différentes d’une option à l’autre. Or, Énergir est d’avis que les risques associés au Projet d’Intragaz ne sont pas significativement différents de ceux des alternatives et donc que le Projet devrait être approuvé sur la base des bénéfices économiques et de la sécurité d’approvisionnement accrue qu’il procure. »⁶⁶;

109. S.É-AQLPA reconnaissent d’ailleurs que ce mode de partage des risques est celui effectivement approuvé par la Régie depuis des années pour ce qui est de l’emmagasinage dans les puits déjà existants d’Intragaz⁶⁷;

110. Le contexte qui prévalait à l’époque où l’Ordonnance G-475 a été rendue était celui du développement initial du site de Pointe-du-Lac, et il est évident que la situation est toute autre dans le présent dossier;

111. De plus et sans atténuer la portée des arguments qui précèdent, l’Ordonnance G-475 qualifie le risque associé au projet dont il était alors question comme étant relativement élevé;

112. Or, nous réitérons que, selon la preuve concluante versée au présent dossier, les risques associés à la réalisation du Projet sont faibles, ce que reconnaissent les intervenantes;

113. En effet, en ce qui a trait au risque de performance, les intervenantes citent l’opinion de l’expert Werth en ajoutant ce qui suit :

« Cette opinion d’expert devrait satisfaire la Régie et la convaincre de la faiblesse de risque de performance significatif des additions et améliorations proposées par Intragaz à son site d’entreposage de Pointe-du-Lac. »⁶⁸

114. Eu égard à ce qui précède, la recommandation no.1-1 de S.É-AQLPA est dénuée de fondement;

115. De plus, la mise en oeuvre de cette recommandation aurait des conséquences pratiques inconciliables avec la position que ces intervenantes adoptent d’entrée de jeu à l’effet que la réalisation du Projet est souhaitable;

67 S.É-AQLPA-0010, p. 6.

68 S.É.-AQLPA-0010, p. 18.

(17)

- 17 -

116. En effet, la position de S.É-AQLPA à l’effet qu’il y aurait lieu de tenir un débat sur le partage des risques, et donc le taux de rendement applicable, aurait assurément pour effet de compromettre le respect de l’échéancier de réalisation du Projet, ce qui priverait Énergir et sa clientèle d’économies importantes;

117. Ce dénouement n’est certes pas souhaitable ni à l’avantage d’Énergir et de sa clientèle;

118. Nous sommes d’avis qu’il n’est pas conciliable non plus avec la teneur et l’esprit de la décision D-2018-079, tel que mentionné aux paragraphes 104 et 105 des présentes;

119. Nous constatons d’ailleurs que S.É-AQLPA en sont elles-mêmes arrivées à la conclusion que leur recommandation était insoutenable puisqu’elle aurait pour effet de retarder les investissements;

120. Quant à la question de la durée du contrat liant Intragaz à Énergir, il importe de rappeler que la Régie a établi les tarifs d’Intragaz pour une période de 10 ans dans le cadre du dossier R-3807-2012 et que la preuve au soutien de la présente Demande a été établie en tenant compte de cette décision;

121. Intragaz soumet que la question de la durée d’application des tarifs d’emmagasinage a déjà été tranchée⁶⁹;

122. Nous demandons en conséquence à la Régie de rejeter la recommandation no.

1-1 de S.É-AQLPA;

IX. CONCLUSIONS

123. Pour ces motifs, nous soumettons que la preuve versée au dossier démontre l’utilité et la prudence des investissements que souhaite faire Intragaz aux fins de réaliser le Projet, tant au niveau économique que technique et de performance, et nous demandons en conséquence à la Régie de se prononcer comme suit : ACCUEILLIR la Demande d’Intragaz;

ACCORDER à Intragaz l’autorisation de procéder à des investissements dans le but d’accroître la capacité du site d’emmagasinage de Pointe-du-Lac selon les conditions décrites aux pièces déposées au soutien de ladite Demande;

69 Dans le cadre du dossier R-3753-2011, Intragaz proposait que les tarifs soient établis pour une période de 15 ans, proposition qui n’a pas été retenue par la Régie. Voir Décision D-2011-140, paragraphes 21, 22, 58 à 60 et 63.

(18)

- 18 -

PRENDRE ACTE de l’intention d’Intragaz de demander, dans le cadre d’une seconde phase du présent dossier, la création d’un cavalier tarifaire afin de refléter l’ajustement à la baisse du Tarif E-6, ainsi que son entrée en vigueur à compter de la date de mise en service du Projet et pendant la durée du Tarif E-6;

PRENDRE ACTE de l’intention d’Intragaz de demander, dans le cadre d’une seconde phase du présent dossier, que le Tarif E-6 soit déclaré provisoire à compter de la date de mise en service du Projet afin que la modification du Tarif E-6 puisse refléter les coûts réels du Projet dès sa mise en service;

PRENDRE ACTE de l’intention d’Intragaz de demander, dans le cadre d’une seconde phase du présent dossier et lorsque les coûts réels du Projet seront connus, l’approbation par la Régie du calcul du cavalier tarifaire et la fixation du montant dudit cavalier pendant la durée d’application du Tarif E-6.

LE TOUT RESPECTUEUSEMENT SOUMIS

Montréal, le 25 septembre 2018

MILLER THOMSON sencrl Avocats de la Demanderesse Me Louise Tremblay

1000, rue De La Gauchetière Ouest Bureau 3700

Montréal (Québec) H3B 4W5 Téléphone : (514) 871-5476 Télécopieur : (514) 875-4308

Courriel : ltremblay@millerthomson.com

ns cavalier