Régie de l’énergie – Dossier R-3980-2016 Présentation de l’ACEF de Québec Préparé par : Co Pham, Ph.D., ing. Consultant en énergie 8 décembre 2016

Modalités de disposition des soldes des comptes de nivellement pour aléas climatiques et Niveau de hausse tarifaire pour 2017-2018 La demande de modification des modalités de disposition du Distributeur conduirait à une hausse tarifaire de 1,6% à partir du 1er avril 2017 (B-0072, p. 17). Elle est justifiée par le Distributeur par des prévisions de niveaux de coûts relativement élevés en 2018 et 2019 (B-0116, p. 11), sans démonstration convaincante de l’intérêt de modifier les modalités de disposition en 2017 pour couvrir les coûts en 2018 et 2019 reliés : À I’indexation du coût de l’électricité patrimoniale; Aux nouveaux coûts d’approvisionnements éoliens (N.S. du 5 décembre 2016, p. 18 ). Prise en compte éventuelle des coûts « projetés » postérieurs à l’année témoin 2017: démarche inhabituelle au niveau réglementaire. Le maintien des modalités de disposition actuelles conduirait à une hausse tarifaire de 0,5% pour les consommateurs résidentiels et commerciaux et un gel tarifaire pour les industriels, avant tout ajustement éventuel des coûts projetés par le Distributeur pour l’année témoin 2017 (B-0075, p. 3). Une hausse tarifaire de 0,5% ou moins donnerait un répit dans l’immédiat aux consommateurs et constituerait une façon concrète de respecter le décret 841-2014 à l’égard des MFR . Notre recommandation: Maintien des modalités de disposition actuelles.

Allocation du coût d’abonnement (522 à 878 M$)[a] [a] B-0052, tableau A-7 et B-0075, tableau R-16.1 Proposition du Distributeur d’allouer le coût d’abonnement 2 fois plus à la 2ème tranche d’énergie qu’à la 1ère (B-0075, p. 31): Irrationnelle ou illogique ; Ne concorde pas avec la pratique de la presque totalité des juridictions nord- américaines ; Inéquitable, notamment envers les consommateurs qui se chauffent à l’électricité et les clients agricoles; Fait baisser la position concurrentielle de l’électricité par rapport au gaz. Nos recommandations : Allouer le coût d’abonnement uniquement à la première tranche d’énergie dans l’implantation de la facture minimale; Ou reporter son implantation pour permettre au Distributeur de réviser sa stratégie (voir DDR no 6 de la Régie, B-0155).

Hausse du seuil de la 1ère tranche d’énergie du tarif domestique D But selon notre compréhension : offrir à tous, notamment les petits consommateurs d’énergie et les MFR, un plus grand volume d’électricité à prix abordable. Seule mesure concrète réalisable dès 2017 pour mieux soutenir les MFR. Délai d’implantation de 5 ans proposé par le Distributeur (B-0052, p. 19) : trop long, impacts différents chez le Distributeur et ses clients en difficulté financière.

Choix d’un seuil de la 1ère tranche d’énergie pour 2017-2018 Plusieurs seuils de la 1ère tranche (32, 33, et 35 kWh par jour) ont été étudiés par le Distributeur, selon diverses hypothèses. Le choix d’un seuil plus élevé que celui proposé par le Distributeur (32 kWh par jour – B-0052, p. 9, tableau 2) favoriserait davantage les petits consommateurs d’énergie; cependant, il causerait en retour des hausses de facture relativement importantes chez les gros consommateurs d’énergie dans l’hypothèse d’une hausse tarifaire de 1,6% (B-0116, p. 41, tableau R-20.1-A). Pour 2017-2018, le Distributeur a effectué seulement des simulations selon l’hypothèse d’une hausse tarifaire de 1,6% ( B-0052, p. 9-13, tableau 2 et B-0116, p. 41, tableau R-20.1-A). Il serait opportun d’effectuer des simulations des impacts sur la facture des clients pour une hausse tarifaire déterminée selon les principes réglementaires en vigueur (hausse tarifaire de 0,5%). Si la hausse tarifaire pour 2017-2018 sera plus faible que 1,6%, par exemple 0,5%, la hausse de facture chez les grands consommateurs domestiques serait moins élevée par rapport à celle calculée pour une hausse tarifaire de 1,6% et présentée dans l’évaluation du Distributeur, pièce B- 0116, p. 41, tableau R-20.1-A, pour le cas d’un seuil de 35 kWh par jour (scénarios B et C).

Opportunité de créer un compte d’écarts des revenus nets des achats d’énergie Le Distributeur invoque les risques reliés à la demande en énergie pour justifier sa demande de créer un compte d’écart de revenus (B-0072, p. 26). L’actionnaire est déjà rémunéré pour assumer ces risques selon la Régie (D-2006-34, p. 20). La clientèle du Distributeur lui a payé 57 M$ de plus que les niveaux de revenus jugés raisonnables par la Régie entre 2004 et 2016 selon une compilation des données effectuée par le Distributeur (B-0072, p. 22, tableau R-11.1-A). Les consommateurs québécois assument depuis plusieurs années et pour longtemps encore les conséquences financières de la fermeture de TCE Base ( baisse de la demande par rapport à la prévision du Distributeur - risque relié à la demande). Nous recommandons respectueusement que la Régie considère ces faits dans sa réflexion sur l’opportunité de créer un compte d’écarts des revenus. Ce sujet complexe ayant des impacts importants sur les consommateurs mérite d’être traité dans un dossier distinct ou dans une deuxième phase du présent dossier.

Coûts évités de puissance (réseau intégré) Contrairement à sa preuve écrite du 28 juillet 2016 (B-0021, p. 5), le Distributeur reconnait maintenant que son besoin de puissance de long terme ne se manifesterait qu’à partir de l’hiver 2023-2024 (B-0116, p. 19). Pour la période antérieure à 2023-2024, il serait approprié d’appliquer le coût de puissance de court terme de 20 $ /kW par hiver (B-0021, p. 5). Le Distributeur propose d’appliquer un coût de puissance de long terme de 108 $/kW par année selon l’approche qu’il proposait dans le dossier tarifaire de l’an dernier (B-0021, p. 5). Selon nous, ce coût - basé sur l’appel d’offres A/O 2015-01 - ne saurait être transposé à 2023- 2024 et les années suivantes (concurrence, amplitude des puissances demandées, nouvelles technologies, etc. ). Relativement à la capacité des interconnexions à l’horizon de 2023-2024 et à plus long terme, la thèse du Distributeur d’une impossibilité pour les fournisseurs de vendre leur énergie en période d’été ne serait pas convaincante (B-0021, p. 5). Nous recommandons respectueusement à la Régie d’utiliser la valeur de 53 $/kW par hiver qu’elle a retenue dans le dossier tarifaire de l’an dernier (R-3933-2015) pour le coût évité de puissance de long terme à partir de 2023-2024.