ATCO Electric Ltd. (ATCO Electric) et ATCO Gas and Pipelines Ltd (ATCO Gas), collectivement les services publics ATCO, étaient règlementés dans le cadre du deuxième plan de règlementation axé sur le rendement (RAR) de l’Alberta Utilities Commission (AUC) de 2018 à 2022 (RAR^[2]). Le plan, qui a été approuvé dans la décision 20414-D01-2016 (Errata), comprenait la disposition de réouverture initialement approuvée dans le premier plan de RAR de l’AUC2. La disposition de réouverture visait : […] à cerner, évaluer et potentiellement régler les problèmes de conception ou d’exploitation dans le cadre du plan. Les dispositions de réouverture sont déclenchées par des résultats financiers positifs ou négatifs qui n’étaient pas prévus au début du plan et qui ne peuvent pas être traités par d’autres caractéristiques du plan [traduction]^[3].

En vertu de la disposition de réouverture, un rendement des capitaux propres (RCP) de 500 points de base supérieur ou inférieur au RCP approuvé pour une seule année, ou de 300 points de base supérieur ou inférieur au RCP approuvé pour deux années consécutives, peut entraîner la réouverture du plan de RAR à la demande de l’entreprise règlementée ou d’une partie intéressée, ou à la propre initiative de la Commission.

Les documents règlementaires déposés par ATCO Electric pour 2021 et 2022 faisaient état de résultats financiers qui dépassaient son RCP approuvé de 435 et de 635 points de base respectivement. Au cours des mêmes années, le RCP d’ATCO Gas a dépassé le RCP approuvé de 331 et de 635 points de base. Compte tenu de ces résultats, la Commission a rouvert les plans de RAR visant les services publics ATCO pour 2021 et 2022. Le 22 mai 2024, la Commission a publié la décision 20414-D01-2016 AUC-Initiated Review Under the Reopener Provision of the 2018-2022 Performance-Based Regulation Plans for ATCO Electric and ATCO Gas.

L’instance visait à déterminer les facteurs qui ont contribué aux RCP des services publics ATCO supérieurs aux RCP approuvés. La Commission a déterminé que pour ATCO Electric, les principaux facteurs étaient ses économies de coûts en capital en 2021 et 2022. Pour ATCO Gas, les principaux facteurs ont été ses économies de coûts en capital en 2021 et 2022 et ses économies d’exploitation et d’entretien en 2022.

L’approche adoptée par la Commission dans le cadre de l’instance consistait à déterminer quelle partie des économies de coûts totales réalisées au cours de la durée de la RAR, et plus précisément en 2021 et 2022, était quantifiable et explicable sur la base d’initiatives et de programmes particuliers entrepris par les services publics ATCO durant la période visée par la RAR2. La Commission a émis l’hypothèse que les économies qui n’étaient pas attribuables à des initiatives et à des programmes particuliers des services publics ATCO ne résultaient pas de gains d’efficience, de sorte que l’« enveloppe des dépenses » autorisée par la formule de RAR2 en 2021 et 2022 dépassait le montant requis pour fournir le service public au moyen des montants non attribués pertinents^[4].

Au cours de la période visée par la RAR2, ATCO Electric a réalisé des économies de capital totales de 569,9 millions de dollars. La Commission a déterminé qu’environ 183 millions de dollars avaient été expliqués et quantifiés par ATCO. Par conséquent, un montant d’environ 387 millions de dollars en économies de capital demeurait non quantifiées et inexpliquées^[5]. La Commission a également déterminé, sur la même base, qu’environ 28,5 millions de dollars des économies de capital totales d’ATCO Gas de 281 millions de dollars au cours de la période visée par la RAR2 étaient le résultat de gains d’efficience liés au capital et d’économies de coûts mesurables^[6]. ATCO Gas a également réalisé des économies d’exploitation et d’entretien de 29,6 millions de dollars en 2022 à l’égard desquelles la Commission a déterminé qu’ATCO avait raisonnablement soutenu environ 8,72 millions de dollars; des économies d’environ 21,1 millions de dollars demeuraient donc inexpliquées^[7]. Enfin, les services publics ATCO ont déclaré des économies de coûts d’environ 81,5 millions de dollars découlant de la réduction de la main-d’œuvre en équivalents temps plein (ETP) au cours de la période visée par la RAR2^[8]. ATCO Electric a expliqué qu’elle avait réduit de 13 % le nombre d’ETP, ce qui s’est traduit par des économies d’environ 21,2 millions de dollars par année pendant la période visée par la RAR2, tandis qu’ATCO Gas avait réduit de 7 % le nombre d’ETP, ce qui lui a permis de réaliser des économies d’environ 16,3 millions de dollars par année^[9].

Compte tenu de ces résultats, la Commission s’est demandé s’il y avait un problème avec la conception ou l’utilisation des plans de RAR2 des services publics ATCO^[10]. Bien que les dépenses en capital réelles des services publics ATCO aient été considérablement inférieures au montant du financement lié au capital fourni par les mécanismes I-X et K-Bar, la Commission a conclu qu’il n’y avait aucun problème avec la conception du mécanisme K-Bar. La Commission a reconnu que le mécanisme K-Bar visait « à permettre aux services publics de gérer les coûts de façon holistique afin d’en arriver à la combinaison optimale des dépenses de F et E et des dépenses en capital nécessaires pour remplir leur obligation de fournir un service de distribution sûr et fiable » [traduction]^[11]. La Commission a conclu que la conception des autres éléments des plans de RAR2 ne posait aucun problème et que les éléments de preuve présentés dans le cadre de l’instance ne permettaient pas de conclure qu’il y avait une lacune dans la conception des plans de RAR2 des services publics ATCO^[12].

Quant à savoir si le fonctionnement des plans de RAR2 des services publics ATCO posait problème, la Commission s’est surtout penchée sur la question de « l’absence de quantification et d’explication des économies réalisées par les services publics ATCO attribuables à tout niveau (c.-à-d. montants, fourchettes, estimations) à des programmes des initiatives ou des projets particuliers comme ceux énumérés par les services publics ATCO » [traduction]. La Commission a fait remarquer que « l’écart entre le montant des économies réalisées par ATCO Electric et ATCO Gas au cours de la période visée par la RAR2 et le montant quantifié par les services publics comme étant attribuable aux gains d’efficience réalisés tout au long de cette période est démesuré » [traduction]^[13].

La Commission a déclaré ce qui suit :

[…] ne s’attend pas à ce que chaque dollar économisé soit parfaitement quantifié et réparti précisément en fonction du facteur précis à l’origine de cette économie. Cependant, elle s’attend à ce que les entreprises de distribution soient conscientes des facteurs, qu’ils soient sous leur contrôle ou non, qui contribuent aux économies de coûts réalisées au cours d’une période de RAR. La Commission s’attend également à ce que les services publics soient en mesure d’expliquer adéquatement la différence entre les revenus tirés de la formule de calcul de la RAR et les coûts réels engagés en faisant référence aux économies de coûts quantifiées connexes attribuables à ces facteurs. Dans les cas où une telle quantification et une telle explication ne sont pas possibles, elle s’attend à recevoir une description raisonnablement solide des choix et des mesures de l’entreprise de service public (étayée par des preuves comme des analyses de rentabilisation ou des directives de l’entreprise) qui ont mené à la réduction connexe des coûts [traduction]^[14].

La Commission a ensuite adopté la base suivante pour sa décision :

Bien que la Commission ne soit pas liée par les règles de la preuve, dans le cadre de cette instance qu’elle a engagée et compte tenu de l’asymétrie de l’information inhérente à la règlementation des services publics, elle estime qu’il convient d’adopter des principes liés aux inférences négatives; en particulier, celui voulant qu’un  décideur puisse tirer une conclusion  défavorable de l’absence de  renseignements pertinents au dossier  et puisse conclure que l’événement  qui n’a pas été consigné ne s’est pas  produit ou n’existe pas [traduction]^[15].

La Commission a conclu que :

L’ampleur des économies qui n’ont pas été quantifiées ni attribuées à des projets, des initiatives ou des programmes particuliers des services publics ATCO a amené la Commission à conclure que les  économies ne peuvent pas être  attribuées aux gains d’efficience  découlant des mesures incitatives  prévues dans le cadre de la RAR. La Commission est d’avis qu’une  grande partie des économies non  quantifiées et inexpliquées des  services publics ATCO sont le  résultat de facteurs autres que  des gains d’efficience, y compris ceux allégués par les intervenants, comme le choix des services publics ATCO de ne pas réaliser certains projets d’immobilisations (ce que l’UCA et la CCA ont appelé des « charges de travail plus faibles »), et les économies réalisées en raison d’externalités liées à la COVID, notamment des perturbations de la chaîne d’approvisionnement qui ont empêché les services publics ATCO d’exécuter certains projets requis. Ces décisions sont prises par chacun des services publics ATCO en réponse à leurs plans de RAR2 et sont donc de nature opérationnelle plutôt que de nature structurelle.

La Commission conclut donc que les plans de RAR2 d’ATCO Electric et d’ATCO Gas n’ont pas fonctionné comme prévu en 2021 et en 2022. Il  s’en est suivi des tarifs qui n’étaient  ni justes ni raisonnables au cours  de ces années parce que les clients  devaient payer des tarifs (y compris  les taux de rendement obtenus  par les services publics ATCO qui  dépassaient le rendement approuvé  et le seuil pour la réouverture) sans  bénéficier de services publics plus  efficaces. En d’autres termes, le fonctionnement des plans n’était pas conforme à l’entente inhérente à la RAR, et les clients ont payé plus que ce qui était raisonnablement requis pour recevoir un service public sûr et fiable. La Commission conclut qu’il s’agit d’un problème lié au fonctionnement de chacun des plans de RAR2 d’ATCO Electric et d’ATCO Gas [traduction]^[16].

Ayant déterminé que le fonctionnement des plans de RAR2 des services publics ATCO posait un problème qui ne peut être résolu sans réouverture et examen des plans, la Commission s’est penchée sur la question d’une réparation et sur la période pendant laquelle celle-ci devrait s’appliquer. La Commission a établi la portée et les étapes préliminaires du processus d’une instance de la phase 2 pour traiter cette question, en faisant remarquer que : « étant donné que les plans de RAR2 sont terminés, leur rajustement pour une période subséquente n’est pas une solution possible » [traduction]^[17]. La Commission a conclu que :

[…] une réparation appropriée pourrait prendre la forme de remboursements aux clients des services publics ATCO proportionnels au montant des économies qui n’ont pas été étayées par des preuves de gains d’efficience quantifiés et des explications des facteurs et des sources de ces gains d’efficience à l’origine des économies [traduction]^[18].

Reconnaissant peut-être les difficultés à déterminer une réparation appropriée, la Commission a autorisé et encouragé les parties à entreprendre un processus de règlement négocié^[19].

UN CHANGEMENT D’ORIENTATION

L’approche adoptée par la Commission dans la décision 28300-D01-2024^[20] est très différente de celle qu’elle a adoptée lors d’une instance de réouverture précédente ayant mené à la décision 23604-D01-2019^[21], dont il est question ci-dessous. L’approche de la Commission indique un changement notable dans son orientation et son attitude entre 2019 et 2024.

Ce changement est probablement attribuable à deux événements importants.

Abordabilité

Le gouvernement de l’Alberta a établi un nouveau ministère de l’Abordabilité et des Services publics. La lettre de mandat du ministre comprend des objectifs pertinents pour l’AUC.

Examiner les activités, les politiques et la mission de ses organismes, y compris l’Alberta Utilities Commission et l’Alberta Electric System Operator, et recommander des façons d’améliorer leurs activités et d’harmoniser leur mission avec l’objectif du gouvernement d’établir un réseau électrique carboneutre, fiable et abordable d’ici 2050.

Examiner le système de tarification de l’électricité de l’Alberta dans le but de réduire les coûts de transport et de distribution pour les Albertains [traduction]^[22].

À la différence de la Commission précédente, l’AUC se penche maintenant davantage sur les questions liées à l’abordabilité. C’est ce qui se dégage visiblement dans les décisions récentes de la Commission. Par exemple, dans la décision 26356-D01-2021 : Evaluation of Performance-Based Regulation on Alberta^[23], la Commission a conclu que le partage des bénéfices entre les clients et les services publics n’était pas adéquat au cours des deux périodes précédentes de RAR, en soulignant ce qui suit :

Bien que les données probantes prêtent à penser que les clients ont bénéficié, dans le cadre de la RAR, de tarifs plus bas que ce à quoi on pourrait s’attendre en vertu de la règlementation des coûts du service (RCS) et qu’un certain partage des économies a eu lieu pendant l’exercice de rebasement aux fins des plans de RAR de 2018 à 2022, les tarifs ont continué d’augmenter durant une période de ralentissement économique en Alberta, et les revenus des services publics pendant cette même période ont été jugés excessifs par les intervenants [traduction]^[24].

Dans la décision 27388-D01-2023 : 2024-2028 Performance-Based Regulation Plan for Alberta Electric and Gas Distribution Utilities^[25], la Commission a cherché à « assurer un meilleur partage des bénéfices totaux de la RAR entre les services publics et leurs clients » [traduction]^[26] en introduisant dans les plans de RAR3 un mécanisme asymétrique de partage des bénéfices à deux niveaux et une prime de facteur X de 0,3 %.

La Commission semble maintenant axer ses efforts davantage sur l’objectif de réduire les coûts de transport et de distribution pour les Albertains, conformément aux objectifs stratégiques du gouvernement de l’Alberta. Cela ne veut pas dire que la Commission précédente ne tenait pas compte des questions d’abordabilité, mais on peut soutenir que les plans de RAR1 et de RAR2 visaient à maximiser les incitations à l’efficience, en reconnaissant que les consommateurs ont profité des plafonds sur les tarifs et les revenus dans les plans et de la reconnaissance des gains d’efficience réalisés au moment du rebasement à la fin des plans de RAR.

Ce n’est pas une critique que la Commission prête égards aux objectifs stratégiques du gouvernement en ce qui concerne les questions d’abordabilité. En effet, les organismes de règlementation souscrivent souvent à des objectifs de politique publique liés à l’abordabilité ou aux aspirations en matière de décarbonisation, par exemple, avec ou sans textes législatifs les y contraignant. Par exemple, les plans de RAR au Massachusetts et à Hawaï traitent de questions comme le partage des bénéfices, les dividendes distribués aux consommateurs, les fiches de pointage et les mesures, ainsi que d’autres mécanismes d’incitation au rendement conçus pour favoriser l’atteinte des objectifs de politique publique. Il ne faut pas non plus reprocher à la Commission d’avoir adopté ce qu’elle considère comme un mécanisme de partage plus équitable des bénéfices de la RAR dans son plan de RAR3. La question est de savoir si l’optique de la politique publique actuelle devrait être appliquée aux résultats de la RAR2, des résultats qui pourraient fort bien correspondre aux objectifs du comité d’experts de la Commission qui a approuvé ces plans.

Perte de confiance

En 2022, ATCO Electric a accepté de payer une pénalité administrative de 31 millions de dollars après qu’une enquête de l’AUC eut révélé qu’elle avait délibérément payé en trop un groupe des Premières Nations pour des travaux sur une nouvelle ligne de transport, avait ensuite omis de le divulguer lorsqu’elle a demandé d’inclure ce coût supplémentaire dans sa demande d’approbation du Projet d’installation de ligne de raccordement Jasper^[27]. En juillet 2024, ATCO a de nouveau accepté de payer trois millions de dollars en amendes et de rembourser quatre millions de dollars aux clients pour deux infractions supplémentaires à la Electric Utilities Act relativement aux instances portées devant l’AUC^[28]. Ces faux pas ont probablement teinté le point de vue de la Commission sur ATCO. Le libellé de la décision 28300-D01-2024 laisse entendre que la Commission n’a tout simplement pas accordé de crédibilité à la preuve d’ATCO.

Au  cours  de  l’audience  orale, McHugh a déclaré que les services publics ATCO ne disposaient pas de l’information requise pour étayer davantage la nature de leurs économies de coûts que ce qui avait déjà été fourni dans le dossier de l’instance. La Commission  estime que cette déclaration  est incompatible avec d’autres  déclarations faites par les services  publics ATCO dans le cadre de cette instance au sujet de leur gestion  commerciale sophistiquée et de haut  niveau […] La preuve fournie par les services publics ATCO de leur capacité à établir des objectifs de rendement et à mesurer le rendement à un niveau aussi granulaire n’est pas compatible avec leur incapacité présumée à déterminer la source des économies de coûts à l’échelle de l’organisation [traduction]^[29].

Encore une fois, il y a une incohérence entre la preuve fournie par les services publics ATCO de leurs processus mensuels continus de gestion de leurs programmes d’immobilisations et de F et E et la preuve soutenant qu’ils ne disposent pas de dossiers indiquant quels programmes ont généré une majorité importante du capital, et dans le cas d’ATCO Gas, des économies de coûts de F et E. […] Il dépasserait l’entendement  que la Commission reconnaisse que  des entités aussi sophistiquées que  les services publics ATCO, dont les  pratiques commerciales professées  sont décrites dans la preuve, auraient  pu ne pas documenter ou faire le suivi  de la source de centaines de millions  de dollars d’économies [traduction]^[30].

Il semble évident que la Commission ne croyait pas que les services publics ATCO étaient incapables de fournir l’information demandée par la Commission pour étayer davantage que les économies de coûts réalisées étaient attribuables aux gains d’efficience réalisés. Il existe une maxime dans la règlementation des services publics selon laquelle une entreprise règlementée est réticente à perdre la confiance et la cote d’estime impartiale de l’organisme de règlementation. Cette maxime pourrait bien avoir été démontrée dans l’instance menant à la décision 28300-D01-2024.

QUESTIONS SOULEVÉES

Était-il raisonnable de s’attendre à ce qu’ATCO démontre que ses bénéfices découlaient de gains d’efficience réalisés par les services publics ?

Faisant référence à la décision 28300-D01-2024^[31], la Commission a fait remarquer que « les services publics ATCO eux-mêmes étaient déjà engagés dans une instance semblable et ont pu quantifier et attribuer leurs économies de coûts » [traduction]^[32]. Toutefois, un examen du dossier de cette instance et de la décision 23604-D01-2019 montrerait qu’ATCO n’a pas été en mesure de quantifier entièrement les économies de coûts et d’attribuer ces économies aux gains d’efficience réalisés par les services publics en raison des mesures incitatives prévues dans le cadre de la RAR.

Dans cette instance, la Commission a demandé aux entreprises ATCO :

[…] de fournir une analyse des éléments qui ont contribué aux RCP réalisés et qui dépassent le RCP approuvé en 2016 et en 2017, pour les coûts en capital et de fonctionnement et d’entretien (p. ex. les améliorations de la productivité mises en œuvre par l’entreprise de service public, les facteurs externes ayant une incidence sur les coûts); d’indiquer également tout élément des caractéristiques de la RAR qui a une incidence sur les revenus et qui peut avoir contribué au dépassement du RCP autorisé en 2016 et en 2017 (p. ex. le tarif initial, les rajustements I-X, la croissance de la clientèle, les facteurs Y, les facteurs Z, les facteurs K) [traduction]^[33].

Les services publics ont répondu en fournissant des résultats financiers montrant des écarts entre les catégories de revenus et de coûts, ainsi que des preuves d’un certain nombre de facteurs qui ont contribué aux RCP réalisés. Cependant, ils n’ont pas fourni une comptabilisation complète des gains d’efficience découlant des mesures incitatives prévues dans le cadre de la RAR. En réponse à une demande d’information de la Commission qui demandait à ATCO de remplir des tableaux détaillant les réductions de coûts et leur effet sur les RCP obtenus de 2015 à 2016 et de 2016 à 2017, les services publics ATCO ont affirmé qu’ils n’étaient pas en mesure de fournir de rapports au niveau de détail demandé par la Commission. ATCO a déclaré ce qui suit :

ATCO n’est pas en mesure de calculer l’effet sur le RCP obtenu pour chaque amélioration de la productivité, car ATCO n’a pas fait le suivi des revenus, des coûts de F et E et des coûts en capital associés à chaque activité. Dans le régime de la RAR, il n’y a pas de lien direct entre les coûts et les revenus […] Il n’est pas possible de rétablir un lien entre les revenus et les coûts, après coup, pour tenter d’expliquer les résultats globaux des services publics. Cette situation est exacerbée par le fait que les services publics n’ont pas fait le suivi de ce genre d’information et qu’ils ont en fait pris des mesures délibérées pour éliminer toutes les activités d’établissement de rapports et de suivi inutiles, justifiant la prise de ces mesures comme élément clé du changement de culture nécessaire pour générer des gains d’efficience. Si les coûts corrélés aux revenus avaient fait l’objet d’un suivi au cours de la première période, la force des mesures incitatives aurait été érodée et l’effort d’administration requis pour assurer ce genre de suivi aurait détourné autant de ressources autrement consacrées à la détection des occasions de gains d’efficience [traduction]^[34].

La Commission a accepté la preuve des services publics d’ATCO, en ce qui a trait aux facteurs qui ont contribué aux résultats obtenus en 2016 et en 2017, comme faisant foi du fait que les entreprises ont agi en conséquence des mesures incitatives prévues dans le plan de RAR. La majeure partie de la décision, toutefois, a été basée sur un examen d’un certain nombre de lacunes alléguées dans le plan de RAR afin de déterminer s’il y avait suffisamment de preuves pour conclure que les gains réalisés par les services publics ATCO, excédant les RCP approuvés de façon générale par la Commission, découlaient d’un problème de conception ou de fonctionnement des plans de RAR de 2013 à 2017 des services publics ATCO. La Commission a conclu qu’il n’y avait aucun fondement probant pour conclure que les gains réalisés par les services publics ATCO au-delà des RCP approuvés de façon générale par la Commission découlaient d’un problème de conception ou de fonctionnement des plans de RAR de 2013 à 2017 des services publics ATCO.

Étant donné ce précédent, les services publics ATCO auraient-ils pu raisonnablement comprendre qu’ils seraient tenus de produire l’information nécessaire pour démontrer la corrélation entre toutes leurs économies de coûts et les gains d’efficience réalisés ?

Est-il raisonnable d’exiger que les services publics assujettis à un régime de RAR démontrent que leurs bénéfices sont le résultat de gains d’efficience intentionnels ?

La productivité est généralement mesurée comme le rapport entre les extrants totaux et les intrants totaux dans le processus de production de l’entreprise. La croissance de la productivité totale des facteurs (PTF), qui est la mesure de la productivité de l’industrie utilisée pour établir le facteur de compensation de la productivité (facteur X) dans les plans de RAR comme ceux approuvés par l’AUC, correspond à la différence entre la croissance des extrants et la croissance des intrants au fil du temps, selon un indice annuel de la croissance des extrants et des intrants d’une année sur l’autre. Les données sur les intrants et les extrants de l’entreprise peuvent théoriquement être utilisées pour estimer la croissance de la productivité propre à l’entreprise et, subsidiairement, la méthode Kahn peut être utilisée pour estimer la croissance de la productivité fondée sur des données financières plutôt que sur les extrants mesurés dans les études de la croissance de la PTF. Compte tenu de la méthode de calcul de la productivité utilisée dans un plan de RAR, il est difficile de corréler des résultats obtenus sur le plan de la croissance de la productivité avec des activités particulières de l’entreprise.

La RAR encourage trois types de gains d’efficience :

• Efficience productive : En tenant pour acquis la demande de la clientèle, l’entreprise de service public répond à cette demande au moindre coût possible et exploite ses activités le plus près possible de la ligne de démarcation de « l’ensemble des possibilités de production », qui caractérise le fonctionnement d’une entreprise au niveau d’efficience le plus élevé possible.

• Efficience allocative : Tenant compte du fait que la demande des clients pour les produits et les services peut varier en fonction du prix de ceux-ci, l’entreprise de service public offre la plus grande gamme de produits et de services possible en utilisant la combinaison la moins coûteuse des intrants actuels et en tenant compte de la structure de coûts et de la technologie futures.

• Efficience dynamique : L’entreprise de service public trouve le taux optimal d’innovation et d’investissement pour améliorer les procédés de production, répondre à l’évolution de la demande des consommateurs et réduire le coût moyen à long terme. Dans la mesure où elle offre plus de souplesse pour l’adoption de nouveaux services ou de plans tarifaires plus attrayants, la RAR peut accroître l’efficience dynamique.

Bien qu’une entreprise puisse entreprendre des programmes précis visant à réaliser des gains d’efficience mesurables, dans la pratique, les gains d’efficience sont réalisés grâce à une myriade d’activités à tous les niveaux d’une organisation. Au cours d’une année donnée, les gestionnaires d’un service public prennent d’innombrables décisions qui ont une incidence sur les coûts. La distinction entre les économies de coût attribuables au plan et celles qui auraient été réalisées de toute façon représente un défi, et il est presque assurément impossible de les quantifier. Est-il raisonnable de faire le suivi de toutes ces décisions et de dire ensuite lesquelles sont attribuables à des décisions prises dans un souci d’efficience et lesquelles auraient été prises de toute façon avec ou sans un régime de RAR ? Du point de vue de la comptabilité, les budgets sont établis de manière à atteindre des cibles de coûts et de revenus assujetties à un plafond de prix ou de revenus. Certaines cibles sont atteintes, d’autres ne le sont pas. Par ailleurs, bien que les entreprises soient en mesure de fournir des résultats financiers montrant des écarts entre les catégories de revenus et de coûts qui correspondent à leur système de comptabilité, l’établissement d’un lien entre bon nombre de ces écarts et une mesure de la croissance de la productivité est un exercice différent. De même, un exercice exhaustif d’attribution des gains excédant le RCP autorisé une croissance de la productivité attribuable à certaines activités précises de l’entreprise de service public est probablement impossible à réaliser et dépasserait vraisemblablement les objectifs de la Commission lorsqu’elle a approuvé les plans de RAR2.

La RAR a permis à la Commission d’établir des tarifs justes et raisonnables et d’inciter les entreprises à réduire leurs coûts au minimum sans devoir obtenir ou prendre en considération des renseignements sur les coûts autres que les renseignements initiaux requis pour établir les tarifs initiaux. Le souci de réduire le besoin que la Commission obtienne des renseignements sur les coûts des entreprises et d’éviter le problème de l’asymétrie de l’information était l’un des objectifs de la Commission lorsqu’elle a adopté la RAR au départ. Parmi les motivations de la Commission à adopter la RAR, mentionnons les suivantes :

[…] la règlementation du taux de rendement du tarif de base devient de plus en plus laborieuse dans un environnement où certaines entreprises offrent à la fois des services règlementés et non règlementés et où des activités qui étaient auparavant intégrées ont été réparties entre plusieurs entreprises d’exploitation, chacune nécessitant leurs propres procédures relatives aux tarifs et aux besoins en revenus […] Ces conditions compliquent la tâche des organismes de règlementation qui doivent analyser de façon critique, en détail, les jugements et les décisions de la direction qui, dans des marchés concurrentiels et assujettis à d’autres formes de règlementation, sont rendus en réponse à des signaux du marché et à des incitations économiques. Le rôle de l’organisme de règlementation dans un tel environnement est limité à la formulation de conjectures [traduction]^[35].

Lorsque la Commission a approuvé la RAR2, elle n’a pas envisagé que les entreprises seraient, ou devraient être, tenues d’attribuer tout bénéfice dépassant le RCP autorisé aux gains d’efficience découlant d’activités particulières. De plus, il n’existe aucune exigence de ce genre dans la décision 27388-D01-2023 qui a approuvé les plans de RAR3. Si la Commission a maintenant l’intention d’adopter un régime de RAR qui oblige les entreprises à tenir une telle comptabilité, il faudra peut-être revoir le régime actuel de RAR.

Les plans RAR2 ont-ils fonctionné comme prévu ?

Les plans de RAR2 ont peut-être fonctionné comme la Commission l’avait prévu au moment de leur approbation. Il convient de mentionner que, dans la décision 28300-D01-2024, la Commission a déterminé que la conception des plans de RAR2 ne posait aucun problème, mais elle a aussi fait état d’un problème relatif au fonctionnement des plans en 2021 et 2022. Un corollaire de ce constat est que la conception des plans de RAR2 était telle qu’elle devenait inapplicable dans les conditions qui prévalaient en 2021 et 2022, à savoir la période de la COVID-19 et de l’après-COVID qui a entraîné une diminution des charges de travail et a retardé les investissements en capital et les économies de coûts résultant des externalités liées à la COVID. Si la situation avait été différente, les plans auraient sans doute fonctionné comme prévu.

Le facteur de compensation de la productivité dans les plans de RAR2 était fondé sur des études de la PTF qui visaient à mesurer la productivité à long terme de l’industrie, reconnaissant que celle-ci fluctue au fil du temps. Le niveau de productivité atteint n’est pas uniforme, et il peut être périodiquement positif ou négatif d’une année à l’autre. Cependant, à long terme, un niveau moyen de productivité, qu’il soit positif ou négatif, est atteint. Si la période de la RAR2 avait dépassé 2022, les gains réalisés, et les RCP positifs qui en ont découlé, auraient pu être annulé durant les années suivantes, période au cours de laquelle la situation des charges de travail réduites et des investissements en capital retardés qui a prévalu en 2021 et en 2022, par nécessité, se serait vraisemblablement redressée. Du point de vue de la comptabilité, l’augmentation des bénéfices non répartis découlant des résultats du RCP en 2021 et en 2022 aurait pu être réinvestie pour répondre aux besoins en matière d’exploitation et d’investissement en capital au-delà de 2022 pour rattraper le retard après la dissipation des effets persistants de la COVID.

Par ailleurs, est-il possible que les effets de la COVID-19 sur les charges de travail plus faibles et les investissements en capital retardés en 2021 et 2022 aient pu être le résultat d’événements exogènes dûment pris en compte comme facteurs Z dans les plans de RAR2? Dans la décision 20414-D01-2016 (Errata), les critères suivants devaient être appliqués pour évaluer si l’effet d’un événement exogène peut être pris en compte comme facteur Z :

(i) L’effet doit être attribuable à un événement qui échappe au contrôle de la direction.

(ii) L’effet de l’événement doit être Il doit exercer une influence importante sur le fonctionnement de l’entreprise de distribution; autrement, il devrait être passé en charges ou reconnu à titre de revenu, dans le cours normal des activités.

(iii) L’effet de l’événement ne devrait pas exercer une influence importante sur le facteur d’inflation dans la formule de la RAR.

(iv) Tous les coûts réclamés à titre de rajustement exogène doivent être engagés avec prudence.

(v) L’effet de l’événement était imprévu [traduction]^[36].

Les économies de coûts auraient-elles pu être considérées comme exogènes et corrigées comme un rajustement du facteur Z dans le cadre des plans ? Toutefois, les critères de rajustement du facteur Z semblent dire que seuls les coûts peuvent rajustés à titre de facteur exogène. Ils ne mentionnent pas les économies découlant d’événements exogènes admissibles à la prise en compte du facteur Z.

Les plans ont pris fin, et les tarifs initiaux ont été rebasés. Ils tiennent compte d’au moins une partie des gains de 2021 et de 2022 qui ont été constatés lors de la période subséquente de la RAR, alors que les besoins en revenus d’ATCO Gas et d’ATCO Electric ont diminué de 51 millions de dollars et de 41 millions de dollars, respectivement^[37]. Tout cela peut être conforme à ce que prévoyait la décision approuvant les plans de RAR2. Quoi qu’il en soit, il semblerait que les réductions des besoins en revenus au moment du rebasement devraient être prises en compte dans le calcul de la réparation de la Commission pour éviter la double comptabilisation.

Qu’est-ce qui constitue des tarifs justes et raisonnables dans un plan de RAR ?

Le résultat de la décision 28300-D01-2024^[38] est que les tarifs sont justes et raisonnables en vertu de la RAR seulement lorsque les gains au-delà du RCP autorisé peuvent être attribués à des gains d’efficience découlant des incitations prévues dans la RAR. Cela peut s’avérer problématique. Le mécanisme de partage des bénéfices adopté dans la RAR3 exige que les bénéfices réalisés supérieurs à 100 points de base soient partagés avec les consommateurs. Les parties pourraient maintenant faire valoir que toute part des bénéfices partagés de l’entreprise de service public devrait revenir aux consommateurs, à moins que l’entreprise puisse démontrer que les bénéfices découlent de gains d’efficience réalisés grâce aux mesures qu’elle a prises.

En vertu de la règlementation des coûts du service (RCS), si les tarifs approuvés permettaient à l’entreprise de recouvrer ses coûts engagés de manière prudente, y compris une possibilité raisonnable d’obtenir un rendement équitable, tel que déterminé par l’organisme de règlementation, alors les tarifs sont considérés comme justes et raisonnables. Jusqu’à ce qu’ils ne le soient plus, moment où l’entreprise demanderait, ou moment où l’organisme de règlementation entamerait, une instance de révision des tarifs sur une base prospective.

La RAR, pour sa part, donne lieu à des tarifs justes et raisonnables en règlementant directement les tarifs que l’entreprise de service public peut facturer, en établissant les tarifs, puis en les régissant pendant la durée de la RAR au moyen de la formule I-X et d’un autre mécanisme du plan de RAR, indépendamment des coûts réels pour l’entreprise ou des bénéfices qu’elle réalise. Les revenus et les coûts sont dissociés pour la durée du plan. En vertu de la RAR, les tarifs sont considérés comme justes et raisonnables si les tarifs initiaux au début de la période de RAR sont justes et raisonnables, sur la même base que dans le cadre de la RCS. On suppose qu’ils demeurent justes et raisonnables jusqu’à la fin de la période de RAR et jusqu’à ce que les tarifs initiaux soient rétablis pour la prochaine période de RAR.

La décision 28300-D01-2024^[39] semble avoir redéfini ce qui constitue des tarifs justes et raisonnables en vertu de la RAR.

La décision 28300-D01-2024 constitue-t- elle une tarification rétroactive ?

L’une des questions soulevées dans cette décision est de savoir si le tarif s’assimile à une tarification rétroactive. Il n’est pas clair dans le libellé des décisions de la Commission en matière de RAR, en remontant jusqu’à la décision 2009-035, si la Commission avait l’intention d’appliquer rétroactivement toute réparation nécessaire découlant de la réouverture d’un plan de RAR. La question est maintenant de savoir si c’est possible.

En vertu de la RCS, les tarifs ont été établis sur une base prospective et sont demeurés inchangés jusqu’à ce que l’entreprise revienne avec une demande de mise à jour de ses besoins en revenus et de fixation de nouveaux tarifs, ou jusqu’à ce que la Commission entame une instance en ce sens. Si l’entreprise était en mesure de fournir un service à des coûts inférieurs aux prévisions, ou si les unités de facturation étaient supérieures aux prévisions, elle était autorisée à conserver tout RCP supérieur au RCP autorisé établi au moment où les tarifs ont été fixés. Il a été interdit à la Commission de rajuster les tarifs afin de récupérer les gains réalisés par l’entreprise au-delà du RCP autorisé, car cela constituait une fixation rétroactive des tarifs. De même, si l’entreprise n’était pas en mesure d’obtenir le rendement autorisé au cours de la période précédente, les tarifs de la période suivante ne comprendraient pas de majoration pour recouvrer le manque à gagner de la période précédente. Tout manque à gagner reste porté au compte de l’entreprise.

En vertu de la RAR, les tarifs et les coûts sont dissociés. Les tarifs initiaux sont établis de la même façon que dans le cadre de la RCS, mais ils sont rajustés chaque année en fonction de la formule de la RAR, de sorte que l’entreprise peut bénéficier d’une période de statu quo prolongée entre les instances d’établissement des tarifs. Au moment du rebasement, comme dans le cas de la RCS, le besoin en revenus utilisé pour établir les tarifs initiaux pour la prochaine période de la RAR tient compte des résultats réels de la période précédente afin que les clients bénéficient la productivité améliorée de l’entreprise (coûts moins élevés ou unités de facturation plus élevées) dans les tarifs établis pour la période suivante. Et, comme dans le cas de la RCS, les bénéfices de l’entreprise au cours de la période précédente ne sont pas récupérés, en grande partie parce que cela aurait pour effet d’éliminer les incitations à l’efficience de la RAR, et parce que cette pratique  serait  probablement  considérée comme une tarification rétroactive. De même, si l’entreprise de service public subit une attrition des bénéfices dans le cadre du plan de RAR, elle ne recouvre pas ses pertes au cours de la période de RAR suivante. Toutefois, la décision 28300-D01-2024 a changé la donne.

Plus important encore, elle soulève la question de savoir si la Commission peut prendre des mesures de réparation rétroactivement lorsqu’il a été constaté que le plan de RAR était problématique. Ou la question de savoir si la réparation ne peut être appliquée qu’à une période subséquente, en rajustant les paramètres du prochain plan de RAR. Comme dans le cas de la RCS, est-il interdit à la Commission d’appliquer des mesures de réparation de manière à ce que tout revenu excédentaire au cours d’une période antérieure soit payé aux clients ou de manière à ce que tout revenu insuffisant soit recouvré auprès d’eux au cours d’une période subséquente? Et il n’est certainement pas clair de savoir si la disposition de réouverture visait à corriger rétroactivement tout problème de conception ou de fonctionnement d’un plan de RAR. Est-ce que cela constitue une tarification rétroactive ?^[40]

MOT DE LA FIN

Cette décision entraînera probablement des répercussions pour la Commission, les entreprises qu’elle règlemente et les consommateurs, dont certaines ne sont peut-être pas encore connues. Entre autres, elle pourrait émousser les incitations à l’efficience de gestion de la RAR et refroidir les ardeurs des services publics à se prêter au jeu de la RAR. Certaines des questions soulevées dans cette décision pourraient entraîner des changements dans la conception des plans de RAR en Alberta et peut-être dans d’autres administrations. De plus, certains enjeux vont certainement se retrouver devant la Cour d’appel de l’Alberta. Certains s’observeront dans les réponses des entreprises de service public règlementées à la RAR, tandis que d’autres pourraient avoir une incidence sur les consommateurs dans les années à venir. Il sera intéressant de surveiller les retombées de cette décision.

1. Au moment de la rédaction, la décision ne faisait pas l’objet d’un appel.

* Mark Kolesar est chercheur, auteur et consultant dans le domaine de la règlementation des services publics et de l’élaboration de politiques, et participe fréquemment à des webinaires et à des conférences au Canada et aux États-Unis. Il a été membre de l’Alberta Utilities Commission pendant douze ans, dont six ans à titre de vice-président et deux ans à titre de président. Mark est maintenant directeur principal chez Kolesar Buchanan & Associates Ltd., où il donne des conseils sur les questions de règlementation des services publics.

En tant qu’ancien président de l’Alberta Utilities Commission, j’ai lu avec grand intérêt la décision 28300-D01-2024. J’ai pour objectif ici de souligner les questions que soulève cette décision, de mon point de vue en tant qu’ancien président de l’organisme de règlementation. Rien ici ne constitue un avis juridique sur la décision, n’étant pas avocat.

2. AUC-Initiated Review Under the Reopener Provision of the 2018-2022 Performance-Based Regulation Plans for ATCO Electric and ATCO Gas (22 mai 2024), AUC 28300-2024, en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission<efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/806783>.
3. 2018-2022 Performance-Based Regulation Plans for Alberta Electric and Gas Distribution Utilities (6 février 2017), AUC 20414-2016, au para 261.
4. Le terme « enveloppe de dépenses » ne figure pas dans la décision.
5. Supra note 2 au para 73.
6. Ibid au para 76.
7. Ibid.
8. Ibid au para 74.
9. Ibid au para 69.
10. Ibid au para 78.
11. Ibid au para 87.
12. Ibid au para 90.
13. Ibid au para 95.
14. Ibid au para 96.
15. Ibid au para 110 [nous soulignons].
16. Ibid aux para 111–12 [nous soulignons].
17. Ibid au para 177.
18. Ibid.
19. Ibid au para 178.
20. Ibid.
21. AUC-Initiated Review Under the Reopener Provision of the 2013-2017 Performance-Based Regulation Plan for the ATCO Utilities, AUC 23604-D01-2019.
22. Lettre de la première ministre de l’Alberta Danielle Smith au ministre de l’Abordabilité et des Services publics Nathan Neudorf (19 juillet 2023), en ligne (pdf ) : <open.alberta.ca/dataset/bf7f9a42-a807-49b3-8ba3-451ae3bc2d2f/resource/9ebd0656-8e60-45f4-ad06-41f06a3177eb/download/au-mandate-letter-affordability-et-utilities-2023.pdf>.
23. Evaluation of Performance-Based Regulation in Alberta (30 juin 2021), AUC 26356-D01-2021, en ligne (pdf) : <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/701629>.
24. Supra note 2 au para 79.
25. 2024–2028 Performance-Based Regulation Plan for Alberta Electric and Gas Distribution Utilities (4 octobre 2023), AUC 27388-D01-2023, en ligne (pdf ) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/794425>.
26. Ibid au para 327.
27. Rob Drinkwater, « ATCO Electric agrees to $31 million penalty following regulator’s investigation » (18 avril 2022), en ligne : <www.cbc.ca/news/canada/edmonton/atco-electric-penalty-investigator-transmission-line-1.6422427>.
28. Bob Weber, « ATCO Electric fined $3 million for unearned rate increases, overstating its costs » (9 juillet 2024), en ligne : <calgary.citynews.ca/2024/07/09/atco-contraventions-fines>.
29. Supra note 22 au para 107 [nous soulignons].
30. Ibid au para 108 [nous soulignons].
31. L’auteur faisait partie du comité d’experts de l’AUC qui a rendu la décision 23604-D01-2019.
32. AUC-Initiated Review Under the Reopener Provision of the 2018-2022 Performance-Based Regulation Plans for ATCO Electric and ATCO Gas, (22 mai 2024), AUC 28300-D01-2024, au para 100, en ligne (pdf) : <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/806783>.
33. Supra note 21 au para 16.
34. Ibid, pièce 33.
35. Rate Regulation Initiative, Distribution Performance-Based Regulation, (12 septembre 2012), AUC 2012-237, au para 14.
36. Supra note 2 au para 91.
37. Supra note 32 au para 114.
38. Ibid.
39. Ibid.
40. La Commission a déjà permis à une entreprise de transport de recouvrer un manque à gagner important découlant d’un plan de règlementation fondé sur une formule qui avait été approuvé; toutefois, la décision n’a pas été contestée et a été réglée au moyen d’un accord négocié.