Prix du gaz

Société en commandite Gaz Métro CALCUL MENSUEL DU PRIX DE LA FOURNITURE ET DU GAZ DE COMPRESSION

Original : 2008.09.29 Page 1 de 27

TARIF DE FOURNITURE ET DE GAZ DE COMPRESSION

DOCUMENT EXPLICATIF

(SUIVI DE LA DÉCISION D-2008-083)



LEXIQUE DES TERMES TECHNIQUES ET ACRONYMES

AECO/NIT Point situé en Alberta représentant le lieu d'accumulation des puits de production

CGPR Canadian Gas Price Reporter

DAWN Point situé dans le sud de l’Ontario

Dérivé financier Instrument financier issu d’un contrat entre deux parties qui fixe les flux financiers futurs basés sur ceux d’un actif financier sous-jacent réel ou théorique

EMPRESS Point situé à la frontière de l’Alberta et de la Saskatchewan qui constitue le point d’interconnexion entre le réseau intra-Alberta de TCPL (« Nova ») et le réseau principal du transporteur

EUB -> devient « AUC » et « ERCB »

Création au 1er janvier 2008 de deux nouvelles entités réglementaires afin de remplacer l’Energy and Utilities Board (« EUB »), agence quasi-judiciaire du gouvernement de l’Alberta; Elles sont l’Alberta Utilities Commission (« AUC ») et le Energy Resources Conservation Board (« ERCB »). L’« AUC » sera l’organisme qui rendra une décision sur la prochaine prime fixe de transport sur le réseau de Nova Gas, le cas échéant.

« Futures »- contrat à terme

« Futures » est un terme d’appellation anglo-saxonne du contrat à terme sur instrument financier qui sera échangé à une date future et à un prix fixé d’avance (molécule, transport, différentiel de lieu) en fonction d'une quantité donnée, d'une période déterminée et d'un lieu de livraison

Gigajoule (GJ) Unité de mesure d’énergie représentant 1 milliard de joules = 109 joules

GMi EDA Ensemble des points d’interconnexions entre le système de Gaz Métro et ceux de TCPL/TQM qui sont situés dans la zone de livraison EDA (« Eastern Delivery Area ») de TCPL

GMi NDA Ensemble des points d’interconnexions entre le système de Gaz Métro et ceux de TCPL/TQM qui sont situés dans la zone de livraison NDA (« Northern Delivery Area ») de TCPL

Indice mensuel à AECO 7A

Cet indice est compilé à partir des données fournies (prix payés et quantités achetées à chaque jour du mois qui précède le mois concerné; par exemple,

les données qui serviront à bâtir l'indice mensuel du mois de juillet proviennent des achats réalisés à AECO/NIT dès le premier jour du mois de juin;

le résultat de la compilation est connu au début du mois concerné (ici par exemple, début juillet).

On le retrouve sous l’alinéa NGX AB-NIT Month Ahead Index (7A) tiré du CGPR publié par Canadian Enerdata Ltd, à la page intitulée présentement «Monthly Canadian and U.S. Natural Gas Price Summary», page 11.

Indice quotidien à AECO 5A

Cet indice est compilé à partir des données fournies (prix payés et quantités achetées) quotidiennement pour une livraison la journée suivante; par exemple,

les données qui serviront à bâtir l'indice du 7 juillet proviennent des achats réalisés à AECO/NIT le 6 juillet;

le résultat de la compilation de juillet est connu lorsque ce mois est terminé.



On le retrouve sous l’alinéa NGX AB-NIT Same Day Index (5A) tiré du CGPR publié par Canadian Enerdata Ltd, à la page intitulée présentement «Monthly Canadian and U.S. Natural Gas Price Summary», page 11.

Joule Unité de mesure d’énergie

NOVA Réseau intra-Alberta de TCPL

NGTL Nova Gas Transmission Ltd

NIT Nova Inventory Transfer; point virtuel situé sur le réseau de collecte intra Alberta de TCPL et auprès duquel le gaz est transigé

Petajoule (PJ) Unité de mesure d’énergie représentant 1 milliard de térajoules = 1015 joules

Price factor Prime négociée s’ajoutant au prix de l’indice de base

TCPL TransCanada PipeLines Limited



LISTE DES TABLEAUX

# Tableau

Tableau 1 Tableau 2 Tableau 3 Tableau 4 Tableau 5 Tableau 6 Tableau 7 Tableau 8 Tableau 9

Description

Sommaire Projection totale des achats de fourniture de gaz naturel et de gaz de compression sur 12 mois Projection des besoins de gaz de compression Frais reportés des services de fourniture et de gaz de compression et impact des dérivés financiers Amortissement du montant à transférer à l’équilibrage Évaluation du coût moyen du gaz à EMPRESS Annexe 1 - Évaluation du coût moyen pondéré du gaz à

AECO/NIT par saison Annexe 2 - Calcul des prix protégés et fixés par dérivés

financiers durant la période de calcul Annexe 3 - Sommaire cumulatif des dérivés financiers par

type de transaction



MÉCANISME DE CALCUL DU PRIX DE LA FOURNITURE ET DU GAZ DE COMPRESSION

Le mécanisme établissant la méthode de calcul du tarif de fourniture de gaz naturel de

Gaz Métro a été approuvé en 1995 dans la décision D-95-44 (R-3307-94, GMi-12, document 2).

Cette procédure d’ajustement périodique du prix du gaz permet d’établir un coût moyen

pondéré du gaz naturel (« WACOG ») et a pour but de refléter les coûts réels d’acquisition ainsi

que l’évolution des prix dans le marché. Elle comprend principalement les deux étapes

suivantes :

1) Évaluation de l’estimation du coût projeté de la fourniture pour les douze prochains

mois.

2) Évaluation des écarts entre le coût réel d’acquisition et le prix de la fourniture facturé

antérieurement à l’ajustement (écart de prix cumulatif).

Ces étapes sont réalisées le 1er de chaque mois et toute modification du prix de la fourniture est

reflétée dans la facturation du même mois à la clientèle.

LISTE DES DÉCISIONS

Quelques modifications à la méthode de calcul ont été approuvés par la Régie depuis 1995,

mais le principe d’établissement du prix est demeuré le même. Les principales modifications

sont les suivantes :

1999 : Introduction d’un mécanisme d’ajustement mensuel du prix du gaz de

compression (D-99-11, R-3397-98).

2001 : - Depuis le 1er octobre 2001, pour déterminer le prix du gaz de réseau et le prix

du gaz de compression, et ce dans le but d’amenuiser la volatilité du prix du

gaz de réseau et du gaz de compression, la procédure d’ajustement mensuel

du prix du gaz se fait sur la base des données d’une seule institution financière

(parmi les trois institutions retenues) pour les journées ouvrables du mois tout

en s’assurant que les données recueillies soit suffisamment représentatives

des données du marché;



- Introduction de l’établissement du programme de produits financiers dérivés et

limitation de l’enveloppe budgétaire afférente au paiement des primes à 1,5 %

du coût annualisé du gaz de réseau prévu au moment de la transaction

(D-2001-214, R-3463-2001, SCGM-1, document 2).

2002 : Depuis le 1er octobre 2002, utilisation du prix unique pour les tarifs de fourniture

et de gaz de compression afin d’être cohérent avec la méthode de calcul

proposée pour l’établissement d’un prix unique de service de fourniture de gaz

naturel et de gaz de compression, inclusion du coût annuel du gaz de

compression dans l’établissement de l’enveloppe budgétaire affectée au

paiement des primes (D-2002-196, R-3484,2002, SCGM-4, document 2).

2003 : En vigueur le 1er octobre 2003, la Régie relève Gaz Métro de l’obligation de

soumettre dans les prochains dossiers tarifaires, comme suivi de la décision

D-2001-214, les tableaux comparatifs des fluctuations observées entre les

prévisions de l’institution financière retenue pour les projections du prix des

services de fourniture de gaz naturel et de gaz de compression et les prévisions

d’une autre institution financière (D-2003-180, R-3510-2003).

2006 : En vigueur le 1er août 2006, la Régie autorise Gaz Métro à introduire le prix de

migration pour les clients qui veulent migrer de l'achat direct au gaz de réseau

dans un délai moindre que 6 mois (D-2006-086, R-3596-2006, GM-1,

document 3, telle que révisée).

2007 : La Régie, dans sa décision D-2006-140, demandait la formation d’un groupe de

travail pour analyser les conséquences d’un CU inférieur à 100 % ainsi que la

problématique de l’écart de prix hiver/été résultant des achats à Dawn. En suivi

de cette décision, Gaz Métro a déposé le rapport Interfinancement relié au profil

d’achat de fourniture de gaz naturel. La Régie accepte le transfert, au 1er octobre

de chaque année, de la portion des coûts d’équilibrage inclus au service de

fourniture vers le service d’équilibrage (D-2007-116, R-3630-2007,

Gaz Métro-11, document 1). Cette procédure en vigueur depuis le 1er novembre

2007 permet de diminuer la volatilité du tarif de fourniture de gaz naturel tout en

reflétant les conditions prévalant dans le marché.



2008 : Introduction le 1er juillet 2008 du remboursement forfaitaire du compte d’écart du

coût cumulatif de la fourniture et du gaz de compression avec étalement encadré

par des balises maximale (40 M$) et minimale (20 M$) et modification de la

présentation du rapport Sommaire (Tableau 1) présenté sur la base de taux

unitaires et les quantités sont utilisées pour établir les taux des différents

éléments de calcul). Abolition également du seuil d’écart de prix entre le coût

moyen anticipé et le prix de fourniture réel supérieur à 2 ¢/GJ (D-2008-083,

R-3662-2008, Gaz Métro-1, document 1).



Tableau 1

Ce tableau représente la page « Sommaire » du calcul du prix des services de fourniture de gaz

naturel et du gaz de compression. Elle est présentée sur la base de taux unitaires et contient la

quantité totale d’approvisionnement prévue pour les douze prochains mois ainsi que le détail

des ratios du gaz de compression par zone.

Tableau 1

Prix des services de fourniture de gaz naturel et du gaz de compressionpour les 12 mois débutant le 1 août 2008

Coûts Quantité unitaires Taux

(PJ) ($ Gj) (¢/m3)

Prix variables - Nouveaux contrats 83,935 (A) 10,056 (B)

Impact des prix protégés et fixés par dérivés financiers (Voir Annexe 2) (C) (1,257) (D)

Écart de coût cumulatif de la fourniture de gaz naturel et du gaz de compression courant au 1 août 2008 (Voir Tableau 4) (0,377) (E)

Taux unitaire de remboursement débutant le 1 août 2008 (Voir Tableau 4) 0,000 (F)

Estimation du coût de la fourniture de gaz naturel et du gaz de compression pour les prochains douze mois 8,423

Taux de fourniture de gaz naturel pour les prochains douze mois 8,42$ /GJ 31,903

Prix de fourniture de gaz naturel 8,42$ /GJ 31,903

Prix de migration aux services de fourniture de gaz naturel et de gaz de compression (G) 1,26$ /GJ 4,774 (G=D)

Prix du gaz de compression Sud Nord (H)

Prix de fourniture de gaz naturel au 1 août 2008 8,42$ /GJ 8,42$ /GJRatio de gaz de compression au 1 août 2008 4,09% 3,19%

Prix du gaz de compression ($/GJ) 0,3444 0,2686Prix du gaz de compression (¢/m3) 1,305 1,018

Prix de fourniture de gaz naturel et de gaz de compression

SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO

Taux de fourniture de gaz naturel

(A) La quantité totale prévue pour les 12 prochains mois, présumée être achetée

uniformément, tel que détaillée au Tableau 2.

(B) La prévision du coût projeté moyen d’acquisition du gaz naturel au cours des 12 prochains mois est basée sur les prix « Futures » du marché financier. Ce coût est ajusté

mensuellement pour refléter le coût réel d’acquisition de Gaz Métro.

Les « Futures » utilisés mensuellement par Gaz Métro correspondent à un prix à

AECO/NIT pour les 12 prochains mois offert par cette institution financière indépendante.



Les coûts d’approvisionnement correspondent approximativement aux « Futures » à

AECO/NIT plus le coût de transport entre AECO/NIT et EMPRESS, tel que décrit au

Tableau 6.

La moyenne de ces projections de prix est à la base du calcul mensuel du prix du gaz de

réseau et du gaz de compression du mois suivant. Gaz Métro utilise cette moyenne du

mois courant des prévisions de l’institution pour les périodes couvrant les 12 mois du calcul

(détails aux Tableaux 6 et 7).

(C) Impact des prix protégés et fixés par dérivés financiers, tel que reflété au Tableau 8

(Annexe 2) sous la ligne «Impact unitaire ($/GJ)» en conformité avec les décisions

D-2001-214, D-2002-196, D-2004-196 et D-2007-116.

(D) La valeur unitaire de l’impact des dérivés financiers durant la période de calcul est

déterminée en fonction des prévisions de prix obtenues de l’institution financière.

Gaz Métro simule l’impact des dérivés financiers en vigueur durant la période visée par le

calcul du tarif de la fourniture, tel que détaillée au Tableau 8 (Annexe 2).

(E) La valeur unitaire de l’écart du coût cumulatif de la fourniture et du gaz de compression sert à réconcilier la prévision de coûts et les frais réels afin de refléter les

coûts réels d’acquisition de Gaz Métro, tel que stipulé par l’article 52 de la Loi sur la Régie

de l’énergie.

Le calcul de l’écart du coût cumulatif a été expliqué dans le dossier R-3307-94, GMi-12,

document 2, page 2 de la façon suivante :

« L’écart de prix cumulatif correspond à l’écart entre le coût réel d’acquisition de la

marchandise déboursé à chaque mois par SCGM et l’estimation de prix qui avait été

produite pour ces mêmes mois. Le premier de chaque mois, une estimation de l’écart pour

le mois qui vient de se terminer est produite et ajoutée au solde cumulatif du mois

précédent. (…) Le montant obtenu correspond à l’écart de prix cumulatif devant être intégré

au calcul du coût du gaz. »

Le calcul de l’écart entre le coût d’acquisition réel et le prix facturé à la clientèle est détaillé

au Tableau 4.



(F) Dans l’éventualité où le taux unitaire de remboursement sera actif, il apparaîtra

distinctement sur cette ligne avec une référence à la date du transfert. Pour les fins de

notre exemple, cette ligne est inscrite en rouge puisqu’elle ne sera apparente que lorsque

requis.

(G) La Régie a autorisé Gaz Métro, dans sa décision D-2006-086, à introduire le prix de

migration pour les clients qui veulent migrer de l’achat direct au gaz de réseau dans un

délai moindre que 6 mois. Ce tarif égal le coût unitaire de l’impact des dérivés financiers

((B)=(A)) qui représente l’impact global des dérivés financiers tel que décrit au Tableau 8 (Annexe 2), divisé par la quantité de gaz naturel totale prévue pour les 12 prochains mois,

telle que définie au Tableau 2. Les frais de migration facturés aux clients, le cas échéant,

seraient ajoutés aux sommes à remettre à l’ensemble de la clientèle dans l’écart de coût

cumulatif.

(H) Le ratio de gaz de compression est calculé en fonction de ces zones, tel que défini au texte

des Tarifs, page 44, articles 20 et 21.

Zone Sud : L’ensemble du territoire desservi par Gaz Métro, à l’exception du nord-ouest

québécois (région de l’Abitibi-Témiscamingue), et correspond à la zone de

livraison de « Eastern Zone » de TCPL.

Zone Nord : La région de l’Abitibi-Témiscamingue desservie par Gaz Métro et correspond

à la zone de livraison de « Northern Zone » de TCPL.



Tableau 2

Ce tableau sert à détailler la quantité de gaz naturel totale prévue pour les 12 prochains mois présumée être achetée uniformément. La variation du profil d’achat de fourniture de

Gaz Métro est principalement influencée par le profil de consommation de l’ensemble de la

clientèle. Ainsi, les achats réels de fourniture de gaz naturel et de gaz de compression peuvent

être fort différents des prévisions uniformes d’achat, mais comme il s’agit d’un profil

d’approvisionnement estimé pour les 12 prochains mois, la répartition mensuelle se fait en

fonction du nombre de jour dans le mois. Elle inclut les besoins en gaz de compression détaillés

au Tableau 3.

Tableau 2


Achats de fourniture de gaz naturel et de gaz de compressionpour les 12 mois débutant le 1 août 2008

(Pétajoules)

Répartition par type d'usage: TOTALaoût-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 janv-09 févr-09 mars-09 avr-09 mai-09 juin-09 juil-09

Achats totaux de fourniture de gaz prévus 6,870 6,648 6,870 6,648 6,870 6,870 6,205 6,870 6,648 6,870 6,648 6,870 80,888

Achats totaux de gaz de compression prévus 0,284 0,253 0,253 0,253 0,253 0,253 0,233 0,253 0,253 0,253 0,253 0,253 3,047

Achats totaux prévus 7,154 6,902 7,123 6,901 7,123 7,123 6,438 7,123 6,901 7,123 6,901 7,123 83,935

Répartition par type de contrat d'achat: TOTALaoût-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 janv-09 févr-09 mars-09 avr-09 mai-09 juin-09 juil-09

Achats de fourniture de gaz - Prix variables - Nouveaux contrats 1,554 1,504 1,554 1,500 5,084 6,324 5,712 5,704 3,300 1,550 1,500 1,550 36,836

Achats de fourniture de gaz - Prix variables - Autres 5,600 5,398 5,569 5,401 2,039 0,799 0,726 1,419 3,601 5,573 5,401 5,573 47,099

Achats de fourniture de gaz - Prix variables - Total 7,154 6,902 7,123 6,901 7,123 7,123 6,438 7,123 6,901 7,123 6,901 7,123 83,935



Tableau 3

Ce tableau sert à détailler la quantité de gaz de compression totale prévue pour les 12 prochains mois présumée être achetée uniformément par zone. Les achats de gaz de

compression peuvent être fort différents des prévisions uniformes d’achat, mais comme il s’agit

d’un profil d’approvisionnement estimé pour les 12 prochains mois, la répartition mensuelle se

fait en fonction du nombre de jour dans le mois.

Le ratio de gaz de compression par zone est connu au 1er mois de la projection (dans notre

exemple au mois d’août 2008). Le ratio par zone des mois subséquents est un estimé.

Tableau 3


Projection des besoins de gaz de compressionpour les 12 mois débutant le 1 août 2008

(Pétajoules)

Ratio de gaz de compression août-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 janv-09 févr-09 mars-09 avr-09 mai-09 juin-09 juil-09 Total

Fourniture transportée - Zone Est (PJ) 6,75 6,53 6,75 6,53 6,75 6,75 6,09 6,75 6,53 6,75 6,53 6,75 79,437Ratio de gaz de compression 4,09% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76% 3,76%Gaz de compression requis 0,280 0,250 0,250 0,250 0,250 0,250 0,230 0,250 0,250 0,250 0,250 0,250 3,010

Fourniture transportée - Zone Nord (PJ) 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,11 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 1,451Ratio de gaz de compression 3,19% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81% 2,81%Gaz de compression requis 0,004 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,037

Besoins totaux (PJ) 0,284 0,253 0,253 0,253 0,253 0,253 0,233 0,253 0,253 0,253 0,253 0,253 3,047



Tableau 4

Les différents éléments de ce tableau (divisé en parties) servent à réconcilier l’écart entre

l’estimation des coûts pour un mois donné et les coûts réels d’acquisition de la marchandise

lors de ce même mois.

En effet, pour un mois donné, l’écart entre le coût d’acquisition projeté et facturé à la clientèle

(le prix des « Futures » 12 mois) et le coût d’acquisition réel (fonction des indices publiés

d’Enerdata, des achats spot effectués et des retombées des dérivés financiers), multiplié par les

quantités réelles achetées du mois permet donc de déterminer le montant à remettre ou à

récupérer des clients.

Lorsque le résultat est positif, c’est-à-dire que le coût d’acquisition réel s’est avéré être

supérieur au coût projeté, le montant doit alors être récupéré des clients. Dans le sens

contraire, lorsque le compte est négatif, c’est-à-dire lorsque le coût d’acquisition réel s’est avéré

être inférieur au coût projeté, le montant doit être remis aux clients. L’écart du mois qui vient de

se terminer est ajouté au compte d’écart de coût cumulatif du mois précédent afin d’être remis

ou récupéré mensuellement aux/des clients via la calcul du prix du service de fourniture.

Tableau 4 (Partie 1)

La partie 1 concerne les besoins en gaz de compression pour le mois en cours et détaille les

quantités de gaz naturel achetées (Achats totaux) durant le mois en cours.

Tableau 4

Besoins de gaz de compression pour le mois (A)

Zone Est Zone Nord Total

Achat de fourniture de gaz (GJ/jour) 153 941 2 806GJ/Mois 4 772 169 86 979 Taux de compression 3,92% 3,02% (B) Besoins de gaz de compression (GJ) 187 069 2 627 189 696

Achats totaux (GJ) TOTAL(Empress)(3) (Dawn)(1) (Dawn)(2) (Dawn)(3) (AECO)(1) (AECO)(2) (AECO)(3)

Fourniture de gaz: 1 au 31 juillet 2008 (C) 2 680 877 0 0 0 1 494 267 0 684 003 4 859 148

Gaz de compression: 1 au 31 juillet 2008 104 659 0 0 0 58 335 0 26 703 189 696

2 785 536 0 0 0 1 552 602 0 710 706 5 048 844

(1) Contrats livrés au prix de l'indice mensuel plus prime (2) Contrats livrés au prix de l'indice journalier plus prime (3) Fourniture achetée sur le marché spot au prix moyen

Points de livraison

SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO Frais reportés des services de fourniture de gaz et de gaz de compression

Évaluation au 31 juillet 2008



(A) L’information sur le mois de référence des besoins de gaz de compression fait référence au

mois du calcul en cours des frais reportés.

(B) Les taux de compression des zones Est et Nord de cet encadré proviennent de TCPL pour

le mois en cours et sont accessibles sur leur site internet.

(C) Quantité estimée de fourniture de gaz naturel pour la période du mois courant.


Cet encadré détermine les coûts unitaires du gaz acheté en fonction des points de livraison, des

indices publiés par Enerdata, de la prime fixe de transport sur Nova Gas, du coût moyen des

achats spot effectués durant le mois et des primes, le cas échéant.

Les coûts totaux d’acquisition sont obtenus par la multiplication des quantités achetées par

points de livraison du tableau précédent par le coût unitaire total approprié pour ainsi obtenir le

coût du gaz.

(D) Gaz Métro utilise les indices Enerdata journalier et mensuel en $CAN à AECO/NIT. Dans

cet exemple, l’indice mensuel Enerdata à AECO/NIT (10,7996 $/GJ) est tiré du CGPR, vol.

20, numéro 2, p. 11 sous l’alinéa NGX AB-NIT Month Ahead Index (7A). L’indice

journalier sous l’alinéa NGX AB-NIT Same Day Index (5A) est le résultat de la compilation

du mois et est final seulement lorsque le mois est terminé; l’indice inscrit ici correspond

donc à la moyenne des achats effectués au moment de remettre le calcul pour approbation

à la Régie et ne représente pas l’indice final.

(Empress)(3) (Dawn)(1) (Dawn)(2) (Dawn)(3) (AECO)(1) (AECO)(2) (AECO)(3)Points de livraison

Coût unitaire ($/GJ)

(D) Indice Enerdata 10,7996$ 9,1867$ 10,7996$ 9,1867$(E) Prime fixe de Nova Gas (*) 0,1459$ 0,1459$ 0,1459$ (F) Prix moyen des achats SPOT 9,4275$ 0,0000$ 9,2908$

Primes 0,0045$ 0,0000$ 9,4275$ 10,9455$ 9,3326$ 0,1459$ 10,8041$ 9,1867$ 9,2908$

(*) Prime fixe de transport intérimaire sur le réseau de Nova Gas telle qu'approuvée par l'EUB (2007-109)

Coûts (000$) $/GJ

Coût du gaz 26 261 0 0 0 16 774 0 6 603 49 638(G) Transport Nova Gas 325 325

Total 26 261 0 0 0 16 774 0 6 928 49 963 9,8959Effet des dérivés financiers (7 932) (1,5711)

42 031 8,3248



(E) L’évaluation du coût des achats à Dawn est établie en fonction de l’indice de prix Enerdata

à AECO/NIT (journalier ou mensuel) additionné d’une prime tarifée pour le transport de

courte distance dont le coût estimé est celui de la prime journalière fixe sur Nova entre

AECO/NIT et EMPRESS.

(F) De façon générale, Gaz Métro doit satisfaire une partie de ses besoins par des achats sur

le marché spot afin d’être en mesure de réagir aux variations de la demande ainsi qu’aux

aléas de la température. Le cas échéant, le prix moyen des achats sur les marchés spot à

AECO/NIT et EMPRESS est celui des achats réalisés au moment de la remise du calcul

pour approbation à la Régie.

(G) Afin de refléter les coûts réels d’acquisition et de ramener les coûts à EMPRESS,

Gaz Métro doit ajouter le coût de la prime fixe mensuelle de transport sur Nova de 325 K$

(Prime fixe de transport intérimaire sur le réseau de Nova Gas telle qu'approuvée par l'EUB

(2007-109)) qui représente la capacité de transport détenue par Gaz Métro entre

AECO/NIT et EMPRESS. Cette capacité de transport sert à transporter le gaz acquis à

AECO/NIT.


Les blocs intitulés « Écart de prix » et « Écart de coût cumulatif » servent à projeter l’écart de

prix du mois courant d’une part et d’autre part, à identifier le solde du compte d’écart de coût

cumulatif projeté à remettre (ou récupérer) à (de) la clientèle.

Écart de prix$/GJ GJ 000 $

Tarif actuellement en vigueur 9,3700$Moins le(s) taux unitaire(s) de remboursement en vigueur(s) (H) 0,0000$Coûts projetés d'acquisition selon la mécanique de calcul 9,3700$ 5 048 844 47 308Coûts projetés selon indice Enerdata 8,3248$ 5 048 844 42 031Transfert de coûts à l'équilibrage (D-2007-116) (I) 0A remettre aux clients Juillet 2008 5 277

Écart de coût cumulatif 000 $

Soldes aux livres au 30 juin 2008 (à remettre aux clients)(J) (26 353)Coût des primes des dérivés financiers contractés du 1 août 2008 au 31 juillet 2009 (Voir Annexe 3) 0Écart de prix du mois courant (5 277)Ecart cumulatif projeté à remettre aux clients (K) (31 630)



(H) Suite à la décision D-2008-083 de la Régie (R-3662-2008), le bloc intitulé « Écart de prix »

servant à projeter l’écart de prix du mois courant a été modifié afin d’isoler les montants qui

font l’objet d’un remboursement. Le(s) taux unitaire(s) de remboursement inclus dans le

tarif de fourniture en vigueur sera (seront) soustrait du tarif pour le calcul de l’écart du mois.

Dans l’exemple ci-dessus, « le(s) taux unitaire(s) de remboursement en vigueur » est

(sont) à zéro car il n’y a pas eu de remboursement antérieur à la date de préparation du

rapport. Le nouveau bloc inséré qui identifie les montants qui devront être transférés pour

faire l’objet d’un remboursement ainsi que le taux unitaire applicable au solde du compte

d’écart de coût cumulatif du compte courant est décrit au Tableau 4 (Partie 4).

(I) La Régie a autorisé le transfert du coût à l’équilibrage dans sa décision D-2007-116

(R-3630-2007, GM-8, document 13, page 1 et GM-11, document 1). La portion des coûts à

transférer du service de fourniture au service d’équilibrage, sous l’alinéa «Transfert de coûts à l’équilibrage (D-2007-116) », sera intégrée au calcul mensuel du prix de la

fourniture du gaz naturel et du gaz de compression le mois suivant la décision de la Régie

sur le dossier tarifaire de Gaz Métro. Pour les fins de notre exemple, cette ligne est inscrite

en rouge puisqu’elle ne sera apparente que lors du calcul du mois suivant la décision de la

Régie. Le solde du montant sera, lors du calcul des mois subséquents, comptabilisé dans

l’écart de coût cumulatif. Ce solde n’est pas considéré lors du déclenchement du

remboursement forfaitaire avec étalement encadré par des balises.

(J) Le solde aux livres représente le solde cumulatif des mois précédents. Au moment du

dépôt, une estimation de l’écart pour le mois courant est produite et ajoutée au solde

cumulatif du mois précédent. Le montant ainsi obtenu correspond à l’écart du coût

cumulatif devant être remis ou récupéré aux/des clients.

(K) La valeur de l’écart du coût cumulatif de la fourniture et du gaz de compression à

remettre ou récupérer aux/des clients est expliquée au Tableau 1 en (E) et correspond au

coût d’acquisition du mois additionné de l’évaluation de l’écart entre les coûts réel et prévu.




Le bloc intitulé « Transfert dans un compte temporaire pour remboursement » sert à

identifier les montants qui devront être transférés pour faire l’objet d’un remboursement ainsi

que le taux unitaire applicable au solde du compte d’écart de coût cumulatif du compte courant.

Le bloc « Compte temporaire de remboursement d’une portion de l’écart cumulé » sert à

calculer le taux unitaire de réduction du prix de la fourniture.

TRANSFERT DANS UN COMPTE TEMPORAIRE POUR REMBOURSEMENT (Milliers $)

Écart cumulatif projeté à remettre aux clients (31 630) (a)Solde du montant transféré vers l'équilibrage (L) (5 176) (b)Solde du compte excluant les montants transférés à l'équilibrage (26 453) (c = a-b)

Balise maximale selon décision D-2008-083 (M) (40 000)Nombre de mois consécutif où le solde du compte est supérieur à 40 millions 0Solde admisible à un remboursement via un taux unitaire 0 (d)

Solde minimal selon décision D-2008-083 (M) (20 000) (e)Montant transféré pour remboursement (N) 0 (f = d-e)

Solde du compte d'écart de coût cumulatif projeté à remettre aux clients (31 630) (g = a-f)

Volume projeté d'achat 83 935 (h)

Impact unitaire de l'écart de coût cumulatif courant (O) (0,377) (g÷h)

COMPTE TEMPORAIRE DE REMBOURSEMENT D'UNE PORTION DE L'ÉCART CUMULÉ

Montant transféré pour remboursement (milliers $) (N) 0 (a)

Volume projeté d'achat en date du 1 août 2008 (milliers Gj) 83 935 (b)

Taux unitaire de remboursement débutant le 1 août 2008 ($/Gj) (P) 0,000 (a÷b)

(L) Le solde du montant transféré vers l’équilibrage est ainsi identifié afin de l’exclure lors du

déclenchement du remboursement (D-2008-083, R-3662-2008, Gaz Métro-1, document 1).

Ce solde est calculé dans le tableau d’amortissement du montant transféré à l’équilibrage

au Tableau 5 et reporté ici afin de calculer le solde du compte excluant les montants

transférés à l’équilibrage.

(M) Le suivi des balises maximale (40 M$) et minimale (20 M$) est fait par ce tableau. Le

remboursement accéléré du compte d’écart de coût cumulatif se fait lorsque le niveau du

compte cumulatif d’écart de coût à remettre aux clients, excluant les montants transférés à

l’équilibrage, excède 40 M$ sur une période de 3 mois consécutifs. Le nombre de mois

consécutif où le solde du compte est supérieur à 40 M$ sera indiqué à la ligne « Nombre de

mois consécutif où le solde du compte est supérieur à 40 millions ». De façon inverse,

lorsque le solde du compte à recevoir des clients excède 40 M$ sur une période de 3 mois

consécutifs, Gaz Métro procédera à sa récupération auprès de ses clients à un taux

unitaire fixe. Le maintien de 20 M$ de seuil minimal dans le compte d’écart est nécessaire



afin de réduire le risque de renversement complet du compte et maintenir ainsi une certaine

stabilité dans le prix.

(N) Le solde du compte d’écart de coût cumulatif projeté à remettre aux clients, une fois le

transfert effectué, est divisé par la quantité projetée d’achat pour les 12 prochains mois tel

que décrit au Tableau 2 afin d’obtenir un impact unitaire d’écart de coût cumulatif courant.

(O) L’impact unitaire de l’écart de coût cumulatif courant s’obtient en divisant le solde du

compte d’écart de coût cumulatif projeté à la projection totale des achats de fourniture de

gaz naturel et de gaz de compression sur 12 mois, lequel est reporté au Tableau 1

(Sommaire) du rapport à la ligne « Écart de coût cumulatif de la fourniture de gaz naturel et

du gaz de compression courant au 1 août 2008 » dans notre exemple.

(P) Le taux unitaire de remboursement s’obtient en divisant le montant transféré pour

remboursement par la projection totale des achats de fourniture de gaz naturel et de gaz de

compression sur 12 mois. Ce taux unitaire est reporté au Tableau 1 (Sommaire), à la ligne

« taux unitaire de remboursement débutant le 1 août 2008 ».


Les détails de l’impact des dérivés financiers pour le mois en cours est reporté à la ligne « Effet

des dérivés financiers » au Tableau 4 (Partie 2).



SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTRO Frais reportés des services de fourniture de gaz et de gaz de compression

pour les 12 mois débutant le 1 août 2008 Évaluation au 31 juillet 2008 (suite)

Impact des dérivés financiers pour le moisNombre de jours du mois : 31

par jour mensuel Indice---> 10,7996# (GJ) (GJ) Impact ($)

Prix fixe Plancher

346 2 500 77 500 5,990 (372 744,00)347 2 500 77 500 5,900 (379 719,00)354 2 500 77 500 5,990 (372 744,00)

Prix fixe (avec option) Plancher

376 2 500 77 500 5,500 8,000 (193 750,00)382 2 500 77 500 5,350 8,000 (205 375,00)386 2 500 77 500 5,550 8,000 (189 875,00)387 2 500 77 500 5,520 8,000 (192 200,00)388 2 500 77 500 5,520 8,000 (192 200,00)389 2 500 77 500 5,490 8,000 (194 525,00)393 2 500 77 500 6,000 8,000 (155 000,00)401 5 000 155 000 7,400 9,790 (370 450,00)402 2 500 77 500 7,000 8,770 (137 175,00)409 5 000 155 000 7,250 9,500 (348 750,00)412 2 500 77 500 7,250 9,650 (186 000,00)417 5 000 155 000 7,200 9,200 (310 000,00)420 2 500 77 500 6,820 9,000 (168 950,00)434 2 500 77 500 7,200 9,100 (147 250,00)437 2 500 77 500 7,200 9,000 (139 500,00)457 2 500 77 500 6,780 9,000 (172 050,00)466 2 500 77 500 7,100 9,100 (155 000,00)467 2 500 77 500 7,000 9,100 (162 750,00)468 2 500 77 500 7,000 9,000 (155 000,00)470 2 500 77 500 6,910 9,000 (161 975,00)471 2 500 77 500 6,800 9,000 (170 500,00)472 2 500 77 500 6,760 9,000 (173 600,00)478 2 500 77 500 6,650 9,000 (182 125,00)482 2 500 77 500 6,460 9,000 (196 850,00)488 2 500 77 500 6,490 9,000 (194 525,00)

Collier Plancher Plafond

367 2 500 77 500 5,500 6,750 (313 844,00)

Collier - Remboursement limité Plancher Plafond

349 2 500 77 500 5,250 6,400 8,000 (124 000,00)357 2 500 77 500 5,250 6,910 10,550 (282 100,00)375 2 500 77 500 5,250 6,300 8,500 (170 500,00)383 2 500 77 500 5,000 5,700 8,000 (178 250,00)390 2 500 77 500 5,750 6,750 8,260 (117 025,00)392 2 500 77 500 5,750 6,750 8,750 (155 000,00)395 2 500 77 500 5,750 6,750 8,630 (145 700,00)459 2 500 77 500 5,950 7,750 9,750 (155 000,00)473 2 500 77 500 6,030 7,750 9,750 (155 000,00)476 2 500 77 500 6,000 7,750 9,750 (155 000,00)

TOTAL 105 000 3 255 000 (7 932 001,00)

Prix

Limite de protection



Tableau 5

Ce tableau d’amortissement sert à suivre le solde résiduel des montants transférés vers le

service d’équilibrage afin qu’il ne soit pas considéré lors du déclenchement du remboursement

(D-2008-083, R-3662-2008, Gaz Métro-1, document 1).

Le mini-encadré intitulé « Amortissement du montant transféré pour remboursement via un taux

unitaire » sert à évaluer l’amortissement des remboursements accélérés via un taux unitaire.

Chaque montant transféré via ce taux unitaire fera l’objet d’un suivi individualisé dans une

colonne distincte.

Tableau 5

nov. 2007 déc. 2007 janv. 2008 févr. 2008 mars 2008 avr. 2008 mai 2008 juin 2008 juil. 2008 août 2008 sept. 2008Prévision 12 mois (TJ) 86 313 86 313 86 313 86 313 85 098 83 874 83 874 83 783 83 935 83 935Volume d'achat réel mensuel (TJ) 5 383 9 995 10 026 11 419 12 676 7 559 5 360 5 001 Volume d'achats estimés du dernier mois (TJ) 5 049Montant transféré (milliers $) (12 709) 0 0Solde du début (milliers $) 0 (11 916) (10 536) (9 313) (8 081) (6 877) (6 257) (5 857) (5 508) (5 176)Taux unitaire sur prévision 12 mois ($) (0,147) (0,138) (0,122) (0,108) (0,095) (0,082) (0,075) (0,070) (0,066) Amortissement (milliers $) (793) (1 380) (1 224) (1 232) (1 204) (620) (400) (350) (331) Solde de la fin (milliers $) (11 916) (10 536) (9 313) (8 081) (6 877) (6 257) (5 857) (5 508) (5 176)

s/oSolde du montant transféré pour remboursement via un taux unitaire (milliers $) 0Transfert (milliers $) 0Taux unitaire identifié lors du transfert ($) 0,000Volume d'achat du mois précédent applicable au remboursement (TJ) 5 049Amortissement (milliers $) 0Solde à amortir (milliers $) 0


Date du transfert

Amortissement du montant transféré pour remboursement via un taux unitaire

Amortissement du montant transféré à l'équilibrage



Tableau 6

Ce tableau détaille les quantités prévues être achetées auprès des fournisseurs à prix variables

sur une période de 12 mois, débutant à la date de l’estimation du prix de la fourniture. La

quantité totale doit être la même que celle du Tableau 1 (Sommaire) et de la prévision d’achat

totale de gaz naturel au Tableau 2.

Tableau 6

Évaluation du coût du gaz pour les 12 mois débutant le 1 août 2008

Quantité: 83,935 PJ (A)

Période: 1 août 2008 au 31 juillet 2009(B) (C) (D)

Fournisseurs Indice Points de Quantité Prix AECO Prime Transp AECO $MM $/GJlivraison (PJ) ($/GJ) ($/GJ) ($/GJ)

1 CGPR - AECO (1) AECO 1,846 9,908$ 0,0000 $ 0,1459 18,56 10,0541 CGPR - AECO (3) AECO 2,730 9,908$ 0,0025 $ 0,1459 27,45 10,0562 CGPR - AECO (2) DAWN 1,815 9,908$ N/A 0,1459 18,25 10,0542 CGPR - AECO (2) DAWN 1,510 9,908$ N/A 0,1459 15,18 10,0542 CGPR - AECO (2) DAWN 2,420 9,908$ N/A 0,1459 24,33 10,0542 CGPR - AECO (4) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0542 CGPR - AECO (4) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0542 CGPR - AECO (5) DAWN 0,900 9,908$ N/A 0,1459 9,05 10,0542 CGPR - AECO (5) DAWN 0,295 9,908$ N/A 0,1459 2,97 10,0542 CGPR - AECO (4) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0542 CGPR - AECO (4) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0542 CGPR - AECO (5) DAWN 0,450 9,908$ N/A 0,1459 4,52 10,0542 CGPR - AECO (6) DAWN 0,150 9,908$ N/A 0,1459 1,51 10,0543 CGPR - AECO (1) AECO 0,923 9,908$ 0,0075 $ 0,1459 9,29 10,0613 CGPR - AECO (1) AECO 0,460 9,908$ 0,0075 $ 0,1459 4,63 10,0613 CGPR - AECO (3) AECO 2,730 9,908$ 0,0065 $ 0,1459 27,46 10,0604 CGPR - AECO (2) DAWN 2,420 9,908$ N/A 0,1459 24,33 10,0544 CGPR - AECO (2) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0544 CGPR - AECO (5) DAWN 0,295 9,908$ N/A 0,1459 2,97 10,0544 CGPR - AECO (4) DAWN 0,755 9,908$ N/A 0,1459 7,59 10,0545 CGPR - AECO (1) AECO 0,923 9,908$ 0,0075 $ 0,1459 9,29 10,0615 CGPR - AECO (1) AECO 0,460 9,908$ 0,0075 $ 0,1459 4,63 10,0616 CGPR - AECO (2) DAWN 0,484 9,908$ N/A 0,1459 4,87 10,0546 CGPR - AECO (6) DAWN 0,300 9,908$ N/A 0,1459 3,02 10,0546 CGPR - AECO (5) DAWN 0,590 9,908$ N/A 0,1459 5,93 10,0546 CGPR - AECO (4) DAWN 1,510 9,908$ N/A 0,1459 15,18 10,0546 CGPR - AECO (4) DAWN 0,605 9,908$ N/A 0,1459 6,08 10,0546 CGPR - AECO (6) DAWN 0,300 9,908$ N/A 0,1459 3,02 10,0546 CGPR - AECO (5) DAWN 0,450 9,908$ N/A 0,1459 4,52 10,0546 CGPR - AECO (6) DAWN 0,300 9,908$ N/A 0,1459 3,02 10,0547 CGPR - AECO (3) AECO 2,730 9,908$ 0,0073 $ 0,1459 27,47 10,0618 CGPR - AECO (3) AECO 2,730 9,908$ 0,0050 $ 0,1459 27,46 10,0599 CGPR - AECO (3) AECO 2,730 9,908$ 0,0070 $ 0,1459 27,47 10,061

10 CGPR - AECO (7) N/D 47,099 9,908$ 0,0022 $ 0,1459 473,63 10,056

83,935 844,07

Coût moyen du gaz: 10,056 (E)

Types de contrats:(1) Nouveaux contrats à partir de novembre 2007(2) Nouveaux contrats à partir de décembre 2007(3) Nouveaux contrats à partir de novembre 2008(4) Nouveaux contrats à partir de décembre 2008(5) Nouveaux contrats à partir de janvier 2009(6) Nouveaux contrats à partir de avril 2009(7) Contrats non encore négociés




(A) La quantité totale prévue pour les 12 prochains mois, tel que détaillée au Tableau 2.

(B) Le prix à AECO/NIT correspond au prix moyen indiqué au Tableau 7 (Annexe 1).

(C) À ce prix s’ajoute les primes connues auprès des fournisseurs. Pour les contrats non

encore négociés dont le point de livraison est « N/D », Gaz Métro estime la prime moyenne

à partir des primes négociées en vigueur.

(D) On ajoute à la prévision le coût du transport entre AECO/NIT et EMPRESS.

(E) Le coût d’acquisition moyen du gaz à EMPRESS est reporté au Tableau 1 (Sommaire). Il

correspond aux coûts totaux divisés par les quantités totales échangés à l’intérieur de la

période de calcul.



Tableau 7 (Annexe 1)

L’évaluation du coût moyen du gaz à AECO/NIT s’obtient en utilisant le prix milieu des

médianes entre l’offre et la demande affichées lors des jours où il y a des soumissions par

l'institution financière choisie.

Les données provenant de l’institution financière sont produites en fonction de périodes définies

(été et hiver). La moyenne des prix projetés pour l’ensemble des journées ouvrables du mois

(D-2001-214, R-3463-2001, SCGM-1, document 2) pour chacune des périodes est pondérée en

fonction du nombre de mois inclus dans chaque période.

Tableau 7

Point de livraison: AECO/NIT Point de livraison: AECO/NIT Point de livraison: AECO/NIT

Période: Août à octobre 2008 Période: Novembre 2008 à mars 2009 Période: Avril à juillet 2009 Prix moyen

pondéréPrix Prix Prix à AECO/NIT

Date Moyen Date Moyen Date Moyen($/Gj) ($/Gj) ($/Gj) ($/Gj)

27 juin 2008 11,123$ 27 juin 2008 12,094$ 27 juin 2008 10,262$ 11,241$30 juin 2008 11,279$ 30 juin 2008 12,289$ 30 juin 2008 10,428$ 11,416$1 juillet 2008 11,370$ 1 juillet 2008 12,414$ 1 juillet 2008 10,559$ 11,535$2 juillet 2008 11,190$ 2 juillet 2008 12,098$ 2 juillet 2008 10,313$ 11,276$3 juillet 2008 11,441$ 3 juillet 2008 12,434$ 3 juillet 2008 10,600$ 11,574$7 juillet 2008 10,812$ 7 juillet 2008 11,838$ 7 juillet 2008 10,217$ 11,041$8 juillet 2008 10,265$ 8 juillet 2008 11,340$ 8 juillet 2008 9,908$ 10,594$9 juillet 2008 9,865$ 9 juillet 2008 10,911$ 9 juillet 2008 9,732$ 10,256$

10 juillet 2008 10,113$ 10 juillet 2008 11,188$ 10 juillet 2008 9,897$ 10,489$11 juillet 2008 9,784$ 11 juillet 2008 10,877$ 11 juillet 2008 9,729$ 10,221$14 juillet 2008 9,788$ 14 juillet 2008 10,877$ 14 juillet 2008 9,737$ 10,225$15 juillet 2008 9,430$ 15 juillet 2008 10,374$ 15 juillet 2008 9,258$ 9,766$16 juillet 2008 9,398$ 16 juillet 2008 10,279$ 16 juillet 2008 9,226$ 9,708$17 juillet 2008 8,834$ 17 juillet 2008 9,692$ 17 juillet 2008 8,853$ 9,198$18 juillet 2008 8,992$ 18 juillet 2008 9,775$ 18 juillet 2008 8,869$ 9,277$21 juillet 2008 8,949$ 21 juillet 2008 9,697$ 21 juillet 2008 8,794$ 9,209$22 juillet 2008 8,737$ 22 juillet 2008 9,406$ 22 juillet 2008 8,609$ 8,973$23 juillet 2008 8,526$ 23 juillet 2008 9,056$ 23 juillet 2008 8,358$ 8,691$24 juillet 2008 8,208$ 24 juillet 2008 8,736$ 24 juillet 2008 8,270$ 8,449$25 juillet 2008 8,016$ 25 juillet 2008 8,531$ 25 juillet 2008 8,119$ 8,265$28 juillet 2008 8,057$ 28 juillet 2008 8,608$ 28 juillet 2008 8,161$ 8,321$29 juillet 2008 7,931$ 29 juillet 2008 8,550$ 29 juillet 2008 8,141$ 8,259$

AECO/NIT: 9,641 $ AECO/NIT: 10,503 $ AECO/NIT: 9,365 $ 9,908 $


Pour la période du 1 août 2008 au 31 juillet 2009Évaluation du coût du gaz à AECO / NIT




Ce tableau regroupe l’ensemble des dérivés en vigueur durant les mois du calcul. Le résultat

des prix du gaz à AECO/NIT selon les mois d’été ou d’hiver décrit à la ligne « Période » du

Tableau 7 (Annexe 1) sont reportés à ce tableau (Annexe 2) à la ligne « Prix projeté-> » pour

évaluer l’impact des dérivés financiers par période.

Les zones ombragées de cette annexe indiquent que le calcul n’est pas applicable pour ce

mois.

Si le total de l’impact des dérivés est négatif, Gaz Métro doit remettre l’impact unitaire à sa

clientèle et doit le récupérer si l’impact est positif. Cet impact unitaire estimé des dérivés

financiers actifs durant la période visée par le calcul du tarif de fourniture (D-2008-083) est

affiché au Tableau 1 (Sommaire). Le taux unitaire (C) est obtenu en divisant l’impact total (A)

par les quantités prévues d’achat (B).



Tableau 8

août-08 sept-08 oct-08 nov-08 déc-08 janv-09 févr-09 mars-09 avr-09 mai-09 juin-09 juil-09 Total31 30 31 30 31 31 28 31 30 31 30 31 365

Prix projeté-> 9,641 9,641 9,641 10,503 10,503 10,503 10,503 10,503 9,365 9,365 9,365 9,365# Quantité Prix Limite de

Transaction journalière fixe protection(GJ) ($/GJ) ($/GJ)

376 2 500 5,500 8,000 (193 750) (187 500) (193 750) (575 000)382 2 500 5,350 8,000 (205 375) (198 750) (205 375) (609 500)386 2 500 5,550 8,000 (189 875) (183 750) (189 875) (563 500)387 2 500 5,520 8,000 (192 200) (186 000) (192 200) (570 400)388 2 500 5,520 8,000 (192 200) (186 000) (192 200) (570 400)389 2 500 5,490 8,000 (194 525) (188 250) (194 525) (577 300)393 2 500 6,000 8,000 (155 000) (150 000) (155 000) (460 000)397 2 500 6,500 9,200 (202 500) (209 250) (209 250) (189 000) (209 250) (202 500) (209 250) (202 500) (209 250) (1 842 750)398 2 500 6,500 8,450 (146 250) (151 125) (151 125) (136 500) (151 125) (146 250) (151 125) (1 033 500)399 2 500 6,500 9,260 (207 000) (213 900) (213 900) (193 200) (213 900) (207 000) (213 900) (207 000) (213 900) (1 883 700)400 2 500 6,390 9,500 (233 250) (241 025) (241 025) (217 700) (241 025) (223 125) (230 563) (223 125) (230 563) (2 081 400)401 5 000 7,400 9,790 (347 355) (336 150) (347 355) (358 500) (370 450) (370 450) (334 600) (370 450) (294 750) (304 575) (294 750) (304 575) (4 033 960)402 2 500 7,000 8,770 (137 175) (132 750) (137 175) (132 750) (137 175) (137 175) (123 900) (137 175) (132 750) (137 175) (132 750) (137 175) (1 615 125)409 5 000 7,250 9,500 (348 750) (337 500) (348 750) (1 035 000)412 2 500 7,250 9,650 (185 303) (179 325) (185 303) (180 000) (186 000) (186 000) (168 000) (186 000) (158 625) (163 913) (158 625) (163 913) (2 101 005)417 5 000 7,200 9,200 (310 000) (300 000) (310 000) (300 000) (310 000) (310 000) (280 000) (310 000) (300 000) (310 000) (300 000) (310 000) (3 650 000)420 2 500 6,820 9,000 (168 950) (163 500) (168 950) (501 400)423 2 500 7,100 9,000 (142 500) (147 250) (147 250) (133 000) (147 250) (142 500) (147 250) (142 500) (147 250) (1 296 750)434 2 500 7,200 9,100 (147 250) (142 500) (147 250) (142 500) (147 250) (147 250) (133 000) (147 250) (142 500) (147 250) (142 500) (147 250) (1 733 750)437 2 500 7,200 9,000 (139 500) (135 000) (139 500) (135 000) (139 500) (139 500) (126 000) (139 500) (135 000) (139 500) (135 000) (139 500) (1 642 500)448 2 500 6,900 9,000 (157 500) (162 750) (162 750) (147 000) (162 750) (157 500) (162 750) (157 500) (162 750) (1 433 250)452 2 500 6,750 9,000 (168 750) (174 375) (174 375) (157 500) (174 375) (168 750) (174 375) (168 750) (174 375) (1 535 625)453 2 500 6,950 9,000 (153 750) (158 875) (158 875) (143 500) (158 875) (153 750) (158 875) (153 750) (158 875) (1 399 125)455 5 000 6,735 9,000 (339 750) (351 075) (351 075) (317 100) (351 075) (339 750) (351 075) (339 750) (351 075) (3 091 725)457 2 500 6,780 9,000 (172 050) (166 500) (172 050) (510 600)458 2 500 6,650 9,000 (176 250) (182 125) (182 125) (164 500) (182 125) (176 250) (182 125) (176 250) (182 125) (1 603 875)461 2 500 6,600 9,000 (180 000) (186 000) (186 000) (168 000) (186 000) (180 000) (186 000) (180 000) (186 000) (1 638 000)465 2 500 6,530 9,000 (185 250) (191 425) (191 425) (172 900) (191 425) (185 250) (191 425) (185 250) (191 425) (1 685 775)466 2 500 7,100 9,100 (155 000) (150 000) (155 000) (460 000)467 2 500 7,000 9,100 (162 750) (157 500) (162 750) (483 000)468 2 500 7,000 9,000 (155 000) (150 000) (155 000) (150 000) (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (150 000) (155 000) (150 000) (155 000) (1 825 000)470 2 500 6,910 9,000 (161 975) (156 750) (161 975) (156 750) (161 975) (161 975) (146 300) (161 975) (156 750) (161 975) (156 750) (161 975) (1 907 125)471 2 500 6,800 9,000 (170 500) (165 000) (170 500) (506 000)472 2 500 6,760 9,000 (173 600) (168 000) (173 600) (515 200)475 2 500 6,540 9,000 (184 500) (190 650) (190 650) (172 200) (190 650) (184 500) (190 650) (184 500) (190 650) (1 678 950)478 2 500 6,650 9,000 (182 125) (176 250) (182 125) (176 250) (182 125) (182 125) (164 500) (182 125) (176 250) (182 125) (176 250) (182 125) (2 144 375)482 2 500 6,460 9,000 (196 850) (190 500) (196 850) (584 200)483 2 500 6,400 9,000 (195 000) (201 500) (201 500) (182 000) (201 500) (195 000) (201 500) (195 000) (201 500) (1 774 500)488 2 500 6,490 9,000 (194 525) (188 250) (194 525) (188 250) (194 525) (194 525) (175 700) (194 525) (188 250) (194 525) (188 250) (194 525) (2 290 375)489 2 500 6,770 10,000 (242 250) (250 325) (250 325) (226 100) (250 325) (194 625) (201 113) (194 625) (201 113) (2 010 800)500 2 500 7,000 10,000 (225 000) (232 500) (232 500) (210 000) (232 500) (177 375) (183 288) (177 375) (183 288) (1 853 825)501 2 500 6,950 10,000 (228 750) (236 375) (236 375) (213 500) (236 375) (181 125) (187 163) (181 125) (187 163) (1 887 950)505 2 500 7,250 9,500 (168 750) (174 375) (174 375) (157 500) (174 375) (158 625) (1 008 000)507 2 500 7,080 9,500 (181 500) (187 550) (187 550) (169 400) (187 550) (171 375) (1 084 925)508 2 500 7,000 9,500 (187 500) (193 750) (193 750) (175 000) (193 750) (177 375) (1 121 125)510 2 500 7,400 10,000 (195 000) (201 500) (201 500) (182 000) (201 500) (147 375) (1 128 875)513 2 500 7,200 10,000 (210 000) (217 000) (217 000) (196 000) (217 000) (162 375) (1 219 375)523 2 500 7,595 9,500 (147 638) (147 638) (133 350) (147 638) (132 750) (709 013)532 2 500 7,550 9,500 (151 125) (151 125) (136 500) (151 125) (136 125) (726 000)538 2 500 7,340 9,500 (167 400) (167 400) (151 200) (167 400) (151 875) (805 275)542 2 500 7,240 9,500 (175 150) (175 150) (158 200) (175 150) (159 375) (843 025)547 2 500 7,290 10,000 (210 025) (210 025) (189 700) (210 025) (155 625) (975 400)559 2 500 7,150 9,500 (182 125) (182 125) (164 500) (182 125) (166 125) (877 000)569 2 500 7,250 9,500 (174 375) (174 375) (157 500) (174 375) (158 625) (839 250)571 2 500 7,200 9,500 (178 250) (178 250) (161 000) (178 250) (162 375) (858 125)577 2 500 7,150 9,500 (182 125) (182 125) (164 500) (182 125) (166 125) (877 000)599 2 500 6,740 9,500 (213 900) (213 900) (193 200) (213 900) (196 875) (1 031 775)

# Quantité Prix Limite deTransaction journalière fixe protection

(GJ) ($/GJ) ($/GJ) 608 2 500 7,000 9,500 (193 750) (193 750) (175 000) (193 750) (177 375) (933 625)619 2 500 7,200 9,250 (158 875) (158 875) (143 500) (158 875) (153 750) (773 875)632 2 500 8,105 9,250 (88 738) (88 738) (80 150) (88 738) (85 875) (432 238)633 2 500 8,370 9,250 (68 200) (68 200) (61 600) (68 200) (66 000) (332 200)642 2 500 8,680 9,200 (40 300) (40 300) (36 400) (40 300) (39 000) (196 300)644 2 500 8,395 9,250 (66 263) (66 263) (59 850) (66 263) (64 125) (322 763)647 2 500 7,850 9,250 (108 500) (108 500) (98 000) (108 500) (105 000) (528 500)

# Quantité Prix Transaction journalière fixe

(GJ) ($/GJ)346 2 500 5,990 -- (282 953) (273 825) (282 953) (839 730)347 2 500 5,900 -- (289 928) (280 575) (289 928) (860 430)354 2 500 5,990 -- (282 953) (273 825) (282 953) (839 730)

# Quantité Prix Prix

Transaction journalière plancher plafond (GJ) ($/GJ) ($/GJ)

367 2 500 5,500 6,750 (224 053) (216 825) (440 878)

# Quantité Prix Prix Limite de Transaction journalière plancher plafond protection

(GJ) ($/GJ) ($/GJ) ($/GJ) 349 2 500 5,250 6,400 8,000 (124 000) (120 000) (124 000) (368 000)357 2 500 5,250 6,910 10,550 (211 653) (204 825) (211 653) (628 130)375 2 500 5,250 6,300 8,500 (170 500) (165 000) (170 500) (506 000)383 2 500 5,000 5,700 8,000 (178 250) (172 500) (178 250) (529 000)390 2 500 5,750 6,750 8,260 (117 025) (113 250) (117 025) (347 300)392 2 500 5,750 6,750 8,750 (155 000) (150 000) (155 000) (460 000)395 2 500 5,750 6,750 8,630 (145 700) (141 000) (145 700) (432 400)459 2 500 5,950 7,750 9,750 (146 553) (141 825) (146 553) (434 930)464 2 500 5,750 7,600 9,600 (150 000) (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (132 375) (136 788) (132 375) (136 788) (1 293 325)469 5 000 5,990 7,750 9,750 (300 000) (310 000) (310 000) (280 000) (310 000) (242 250) (250 325) (242 250) (250 325) (2 495 150)473 2 500 6,030 7,750 9,750 (146 553) (141 825) (146 553) (434 930)476 2 500 6,000 7,750 9,750 (146 553) (141 825) (146 553) (150 000) (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (121 125) (125 163) (121 125) (125 163) (1 682 505)490 5 000 6,000 7,370 10,000 (309 225) (299 250) (309 225) (917 700)494 2 500 6,000 7,450 10,000 (191 250) (197 625) (197 625) (178 500) (197 625) (143 625) (148 413) (143 625) (148 413) (1 546 700)550 2 500 6,850 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)557 2 500 6,750 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)566 2 500 7,000 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)578 2 500 6,750 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)586 2 500 6,295 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)588 2 500 6,300 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)590 2 500 6,200 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)593 2 500 6,100 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)596 2 500 6,000 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)602 2 500 6,500 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)605 2 500 6,300 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)606 2 500 6,500 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)607 2 500 6,600 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)610 2 500 6,500 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)617 2 500 7,000 7,500 9,500 (155 000) (155 000) (140 000) (155 000) (139 875) (744 875)628 2 500 7,000 8,500 9,000 (38 750) (38 750) (35 000) (38 750) (37 500) (188 750)639 2 500 8,000 8,500 9,150 (50 375) (50 375) (45 500) (50 375) (48 750) (245 375)

TOTAL 262 500 (7 453 253) (7 212 825) (7 229 200) (7 022 250) (12 177 188) (12 177 188) (10 998 750) (12 177 188) (10 968 000) (6 188 375) (5 842 500) (6 037 250) (105 483 965) (A)

Prévision de volume (Gj) 83 934 900 (B)

Impact Unitaire ($/Gj) (1,257) (C)

Pour la période du 1 août 2008 au 31 juillet 2009Impact des prix protégés et fixés par dérivés financiers



Pour la période du 1 août 2008 au 31 juillet 2009Impact des prix protégés et fixés par dérivés financiers




Ce tableau (Annexe 3) contient l’ensemble des dérivés contractés par Gaz Métro et la période

couverte par cette annexe excède donc celle couverte par celle du calcul du prix de la

fourniture. Ceci fait suite à l’ordonnance de la Régie :

« ORDONNE à SCGM de continuer à soumettre à la Régie les rapports mensuels de ses

transactions sur le marché des dérivatifs financiers, conformément à la décision D-95-65 »

(D-2000-152, R-3307-94, 2000 07 31).

Outre le calcul des primes qui pourraient éventuellement être versées à une institution

financière pour l’achat d’une option, l’Annexe 3 n’influence pas le calcul du tarif de fourniture.

Le programme de dérivés financiers permet de protéger un volume maximal de gaz naturel

selon une balise temporelle prédéfinie. Ces bornes maximales et le suivi du programme de

produits dérivés sont conformes au dossier tarifaire en vigueur (D-2007-116, R-3630-2007,

GM-5, document 1, page 3 de 15).

Dans sa décision (D-2001-214, R-3463-2001), la Régie acceptait la proposition globale du

programme de produits financiers dérivés; toutefois, la Régie limite l’enveloppe budgétaire

afférente au paiement des primes à 1,5 % du coût total du gaz de réseau prévu au moment de

la transaction.



Exemple : Tableau 9 (Annexe 3, page 4 de 4)

SOCIÉTÉ EN COMMANDITE GAZ MÉTROSommaire cumulatif des transactions de dérivatifs financiers de type «prix fixe à remboursement maximal» en date du 1 août 2008

Coût Coût total de la# Date de Quantité Prix Prix Limite de Coût Quantité de la prime prime à l'extérieur Répartition Répartition Répartition Répartition

Transaction transaction journalière plancher plafond protection de la prime totale (Août 2008 à juillet 2009) de la période de calcul (nov-oct) (nov-oct) (nov-oct) (nov-oct)du contrat (GJ) ($/GJ) ($/GJ) ($/GJ) ($/GJ) De À (GJ) ($) ($) 07/08 08/09 09/10 10/11

(GJ) (GJ) (GJ) (GJ)625 2008-04-16 2 500 7,170 -- 9,250 0,000 2010-11-01 2011-04-30 452 500 0 0 0 0 452 500627 2008-04-25 2 500 7,695 -- 9,250 0,000 2009-11-01 2010-04-30 452 500 0 0 0 452 500 0629 2008-04-25 2 500 7,530 -- 9,250 0,000 2010-10-01 2011-04-30 530 000 0 0 0 0 530 000630 2008-04-29 2 500 7,610 -- 9,250 0,000 2009-11-01 2010-04-30 452 500 0 0 0 452 500 0631 2008-04-30 2 500 7,400 -- 9,250 0,000 2010-10-01 2011-04-30 530 000 0 0 0 0 530 000632 2008-04-30 2 500 8,105 -- 9,250 0,000 2008-12-01 2009-04-30 377 500 0 0 377 500 0 0633 2008-05-16 2 500 8,370 -- 9,250 0,000 2008-12-01 2009-04-30 377 500 0 0 377 500 0 0636 2008-05-19 2 500 7,750 -- 9,250 0,000 2010-11-01 2011-04-30 452 500 0 0 0 0 452 500642 2008-07-11 2 500 8,680 -- 9,200 0,000 2008-12-01 2009-04-30 377 500 0 0 377 500 0 0644 2008-07-21 2 500 8,395 -- 9,250 0,000 2008-12-01 2009-04-30 377 500 0 0 377 500 0 0646 2008-07-22 2 500 7,500 -- 9,250 0,000 2010-11-01 2011-04-30 452 500 0 0 0 0 452 500647 2008-07-24 2 500 7,850 -- 9,250 0,000 2008-12-01 2009-04-30 377 500 0 0 377 500 0 0648 2008-07-25 2 500 7,700 -- 9,250 0,000 2009-11-01 2010-04-30 452 500 0 0 0 452 500 0

Sous-total cumulatif des transactions de type «prix fixe à remboursement maximal» (GJ) 5 662 500 0 0 0 1 887 500 1 357 500 2 417 500 Total cumulatif des transactions de type «prix fixe à remboursement maximal» (GJ) 90 275 000 0 0 25 620 000 35 672 500 13 097 500 3 700 000

TRANSACTIONS CONTRACTÉES EN JUILLET 2008: 2 037 500 0 0

GRAND TOTAL CUMULATIF DES DÉRIVÉS FINANCIERS (GJ) 136 185 000 0 0 38 425 000 47 572 500 25 967 500 9 885 000GRAND TOTAL DU COÛT DES PRIMES DES DÉRIVÉS FINANCIERS CONTRACTÉS EN JUILLET 2008 0 0

Coût des primes des dérivés financiers contractés en juillet 2008 pour la période de calcul (août 2008 à juillet 2009) ($) 0Coût total des primes des dérivés financiers contractés en juillet 2008 pour la période de calcul, aux fins des frais reportés ($) 0Coût des primes des dérivés financiers contractés en juillet 2008, en vigueur à l'extérieur de la période de calcul ($) 0Coûts totaux projetés de fourniture de gaz et de gaz de compression pour août 2008 ($) 844 073 715Enveloppe budgétaire permise des primes (max. 1,5%) ($) 12 661 106 (A)Coût cumulatif des primes des dérivés financiers pour la période de calcul ($) 0Enveloppe budgétaire permise non utilisée ($) 12 661 106

Période

(A) La liste des décisions de la Régie concernant l’enveloppe budgétaire permise des

primes est la suivante: D-2001-214, D-2002-196, D-2004-196 et D-2007-116.

Documents

Prix du gaz