A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution MODIFICATIONS DÉCOULANT DU PASSAGE AUX NORMES INTERNATIONALES D'INFORMATION FINANCIÈRE (IFRS) Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 1 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLE DES MATIÈRES 1 CONTEXTE..............................................................................................................................5 2 PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES VISÉES PAR LE PASSAGE AUX IFRS ........6 2.1 2.2 PRATIQUES COMPTABLES RÉGLEMENTAIRES .......................................................................6 PRATIQUES COMPTABLES VISÉES PAR LE PASSAGE AUX IFRS : DÉMARCHE D'ANALYSE .........7 3 IAS 37 - PROVISIONS, PASSIFS ÉVENTUELS ET ACTIFS ÉVENTUELS..........................9 4 IAS 19 - AVANTAGES DU PERSONNEL ............................................................................10 4.1 IFRS 1 - PREMIÈRE APPLICATION DES NORMES INTERNATIONALES D'INFORMATION FINANCIÈRE .....................................................................................................................11 4.2 MODALITÉS RÉGLEMENTAIRES ..........................................................................................12 4.3 IMPACTS DES MODIFICATIONS ...........................................................................................13 4.3.1 Impacts de l'IAS 19 sur les revenus requis de 2011 ................................................13 4.3.2 Impacts de la proposition d'étalement de la radiation du solde ATPC/PTPC ..........15 ANNEXE 1 IFRS ANALYSÉES PAR HYDRO-QUÉBEC..............................................................18 ANNEXE 2 GLOSSAIRE DES PRINCIPAUX TERMES RELATIFS À L'IAS 19 AVANTAGES DU PERSONNEL.........................................................................................................................21 Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 3 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 CONTEXTE 1 Dans leurs demandes respectives R-3669-2008 et R-3677-2008, le Transporteur et le 2 Distributeur informaient la Régie de l'énergie (Régie) qu'Hydro-Québec examinait les 3 enjeux du passage des normes comptables canadiennes aux normes internationales 4 d'information financière (IFRS). Hydro-Québec indiquait alors que le basculement aux 5 IFRS générerait potentiellement des impacts financiers importants pour les prochaines 6 années, l'enjeu principal résidant au niveau de la méthode de l'amortissement à intérêts 7 composés alors en usage pour la majorité de leurs actifs. 8 Afin d'atténuer ces impacts sur ses propres coûts ainsi que sur ceux du Transporteur par 9 le biais de la charge locale de transport, le Distributeur proposait la stratégie suivante en 10 11 trois étapes : • Modifier dès 2009 le traitement comptable des coûts nets liés aux sorties 12 d'immobilisations corporelles et d'actifs incorporels, incluant le versement aux 13 charges en 2009 du solde cumulé au 31 décembre 2008 et de tout ajout 14 subséquent ; 15 • par la méthode de l'amortissement linéaire ; 16 17 18 Remplacer dès 2010 la méthode d'amortissement des actifs à intérêts composés • Procéder s'il y a lieu, en 2011, aux autres modifications découlant du passage aux IFRS. 19 Cette démarche s'inscrivait dans la stratégie de stabilité tarifaire du Distributeur. 20 Par ses décisions D-2009-015 et D-2009-016, la Régie a accepté de modifier le 21 traitement comptable des coûts nets liés aux sorties d'immobilisations corporelles et 22 d'actifs incorporels. 23 D-2009-015, la Régie a invité le Transporteur à amorcer dans son prochain dossier 24 tarifaire ou dans un dossier distinct, l'examen des implications des nouvelles normes 25 comptables tandis que dans la décision D-2009-016, elle a invité le Distributeur à 26 coordonner ses démarches avec le Transporteur dans le cadre d'un dossier générique. 27 Ainsi, le remplacement à compter de janvier 2010 de la méthode d'amortissement à 28 intérêts composés par la méthode de l'amortissement linéaire a été approuvé par la En ce qui concerne le passage aux IFRS, dans la décision Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 5 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 Régie dans la décision D-2010-020 concernant la Phase 1 d'une demande conjointe du 2 Transporteur et du Distributeur. 3 La présente preuve constitue la Phase 2 de cette demande conjointe et traite des autres 4 modifications découlant du passage aux IFRS, tel que souhaité par la Régie. 2 PRINCIPALES MÉTHODES COMPTABLES VISÉES PAR LE PASSAGE AUX IFRS 5 Comme décrit plus amplement lors de la Phase 1 du présent dossier, Hydro-Québec est 6 une entreprise publique qui doit se conformer à la normalisation comptable en vigueur, 7 les principes comptables généralement reconnus (PCGR) au Canada, pour préparer ses 8 états financiers. Le 1er janvier 2011, les IFRS entreront en vigueur au Canada en 9 remplacement des PCGR. Ainsi, à compter de cette date, les états financiers 10 d’Hydro-Québec devront être présentés selon les IFRS. 2.1 Pratiques comptables réglementaires 11 Les PCGR canadiens actuels permettent, lorsque certains critères sont respectés, la 12 comptabilisation d’actifs et de passifs réglementaires aux états financiers à vocation 13 générale. Les IFRS actuellement en vigueur n'abordent pas les pratiques comptables 14 réglementaires. En juillet 2009, l’International Accounting Standards Board (IASB) a 15 publié un exposé-sondage « Activités à tarifs réglementés » sur un projet de norme qui 16 fournirait un cadre de comptabilité pour les actifs et passifs réglementaires. 17 L’IASB a reçu 155 lettres de commentaires en réponse à cet exposé-sondage. De façon 18 générale, les entreprises dont les activités sont réglementées sont favorables au projet 19 de norme. Cependant, d'autres répondants sont plus divisés. Ces derniers considèrent 20 notamment que les actifs et passifs réglementaires ne répondent pas à la définition 21 d’actif et de passif selon le « Cadre de préparation et présentation des états financiers ». 22 L’IASB a donc décidé de continuer son analyse, plus particulièrement sur la cohérence 23 des actifs et passifs réglementaires avec le « Cadre de préparation et présentation des 24 états financiers » et avec les autres IFRS. 25 Dans ce contexte d’incertitude, où l’IASB ne se prononcera pas avant le dépôt de leurs 26 demandes tarifaires 2011 et 2011-2012 respectives, le Transporteur et le Distributeur Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 6 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 maintiennent pour le moment leurs pratiques comptables réglementaires dans leurs 2 demandes tarifaires. 2.2 Pratiques comptables visées par le passage aux IFRS : Démarche d'analyse 3 Dès 2007, Hydro-Québec a établi un plan de conversion aux IFRS. La première étape 4 de la conversion a été de réaliser un diagnostic, c’est-à-dire faire une évaluation 5 approfondie des différences entre les IFRS et les PCGR canadiens. Cette étape a 6 nécessité une analyse des IFRS et un examen détaillé des différences entre ces normes 7 et celles appliquées actuellement par Hydro-Québec. L’annexe 1 fournit la liste complète 8 des IFRS (65 normes et interprétations). 9 De ces 65 IFRS, incluant les interprétations, entrant en vigueur au 1er janvier 2011, 10 44 normes s'appliquant à Hydro-Québec ont été analysées de façon détaillée tandis que 11 21 se sont avérées non pertinentes pour Hydro-Québec. Ce travail a permis d’identifier 12 l’incidence de l’adoption des IFRS sur l’information financière, les systèmes et les 13 processus et d’établir des stratégies d’implantation. 14 Sur les 44 normes analysées, Hydro-Québec a déterminé que 17 d'entre elles avaient 15 des impacts réglementaires, de présentation, de divulgation, de mesure, sur les 16 processus ou sur les systèmes. Le tableau 1 présente ces 17 IFRS. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 7 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLEAU 1 IFRS AYANT DES IMPACTS POUR HYDRO-QUÉBEC 1 2 IFRS IMPACTS RÉGLEMENTAIRE 1 2 3 !AS 1 IAS 7 IAS 10 4 5 6 IAS 16 IAS 19 IAS 21 7 8 IAS 24 IAS 28 9 10 11 IAS 31 IAS 36 IAS 37 12 IAS 39 13 IFRS 1 14 IFRIC 1 15 IFRIC 5 16 IFRIC 14 17 IFRIC 18 Présentation des états financiers Tableau des flux de trésorerie Événements postérieurs à la date de clôture Immobilisations corporelles Avantages du personnel Effets des variations des cours des monnaies étrangères Information relative aux parties liées Participations dans des entreprises associées Participation dans des coentreprises Dépréciation d’actifs Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels Instruments financiers : comptabilisation et évaluation Première application des Normes internationales d'information financière Variation des passifs existants relatifs au démantèlement et à la remise en état et des passifs similaires Droits aux intérêts émanant de fonds de gestion dédiés au démantèlement, à la remise en état et à la réhabilitation de l’environnement IAS 19 – Le plafonnement de l’actif au titre des régimes à prestations définies, les exigences de financement minimal et leur interaction Transfert d’actifs provenant de clients X X PRÉSENTATION DIVULGATION X X X X X X X X X X X X X X X X X MESURE X X X PROCESSUS SYSTÈMES X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X 3 Seules trois normes ont des impacts sur la comptabilité réglementaire : IAS 16 4 « Immobilisations corporelles », IAS 19 « Avantages du personnel » et IAS 37 5 « Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels ». 6 impacts de mesure sur l'établissement de la base de tarification et du revenu requis 7 tandis que les impacts de la troisième norme se situent au niveau de la présentation. 8 Relativement à l'IAS 16, le changement de la méthode d’amortissement des actifs a été 9 réalisé en 2010 lors de la Phase 1. Ainsi, le présent document traite des normes IAS 37 10 Les deux premières ont des et IAS 19. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 8 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 3 IAS 37 - PROVISIONS, PASSIFS ÉVENTUELS ET ACTIFS ÉVENTUELS 1 En vertu des PCGR canadiens, le passif au titre de l’obligation liée à la mise hors 2 service d’une immobilisation, par exemple les coûts à engager afin de procéder au 3 démantèlement de certains réservoirs à carburant, de postes de transport et de 4 centrales thermiques des réseaux autonomes, est comptabilisé dans la période au cours 5 de laquelle l’obligation juridique prend naissance, lorsqu’il est possible d'en faire une 6 estimation raisonnable à la juste valeur. En contrepartie de ce passif, un coût 7 correspondant de mise hors service est ajouté à la valeur comptable de l’immobilisation 8 en cause et est amorti sur la durée de vie utile résiduelle de celle-ci. Au cours des 9 exercices suivants, le passif est rajusté pour refléter tout changement à l'évaluation de 10 l'obligation dû à l’écoulement du temps par une affectation aux charges d’exploitation 11 appelée « charge de désactualisation ». 12 En vertu des IFRS, le passif au titre d’une obligation liée à la mise hors service d’une 13 immobilisation sera calculé de façon similaire. Par contre, la charge de désactualisation, 14 actuellement présentée dans les charges d’exploitation, sera présentée dans les frais 15 financiers. 16 Le Transporteur et le Distributeur proposent de continuer de présenter, dans leurs 17 revenus requis, la charge de désactualisation dans les charges d’exploitation, tel 18 qu'approuvé par la Régie dans ses décisions D-2005-50 et D-2005-34. Cette charge 19 s'élève respectivement à 0,2 M$ et 1,4 M$ pour l'année 2011. Bien que les IFRS 20 considèrent la charge de désactualisation comme un frais financier, il ne s’agit pas 21 proprement dit d’intérêts versés sur des capitaux empruntés. Comme mentionné 22 précédemment, il s’agit plutôt d’ajustements progressifs dans le temps qui permettent de 23 refléter à terme la juste mesure du passif devant être réglé. 24 fondamentale de la charge demeure inchangée. 25 De plus, cette charge est, selon le cas, spécifique au Transporteur ou au Distributeur 26 puisqu’elle est directement liée aux actifs dont ceux-ci sont propriétaires. Elle n’est 27 aucunement associée au coût de la dette découlant d’une gestion intégrée de la dette 28 d’Hydro-Québec. Par conséquent, cette charge n’a pas à être prise en compte dans 29 l’établissement du coût de la dette tel que présenté aux pièces pertinentes des 30 demandes tarifaires portant sur la politique financière. Original : 2010-07-20 Ainsi, la nature HQTD-1, Document 1 Page 9 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 La situation actuelle est identique à l’implantation de la norme 3031 « Stocks » de l'ICCA 2 relative aux pièces de rechange principales et de sécurité puisqu’il s’agit aussi d’une 3 norme de présentation aux états financiers. Dans sa décision D-2009-016, la Régie a 4 d'ailleurs autorisé une présentation aux stocks des pièces de rechange principales et de 5 sécurité dans la base de tarification du Distributeur différente de celle retenue aux états 6 financiers d’Hydro-Québec, soit aux immobilisations en cours, et ce suite à l’implantation 7 de la norme 3031. 4 IAS 19 - AVANTAGES DU PERSONNEL1 8 En vertu des PCGR canadiens, tout excédent cumulé des cotisations de l’employeur aux 9 régimes d’avantages sociaux sur les coûts comptabilisés se traduit par un actif au bilan 10 (actif au titre des prestations constituées [ATPC]), alors qu’à l’inverse, l’excédent cumulé 11 des coûts comptabilisés sur les cotisations de l’employeur se traduit par un passif au 12 bilan (passif au titre des prestations constituées [PTPC]). 13 Ainsi, l’ATPC au bilan d’Hydro-Québec résulte du fait qu'elle a cotisé davantage à la 14 caisse de retraite qu’elle n’a comptabilisé de coût à ses livres à l’égard de son régime de 15 retraite, alors que pour les autres régimes d’avantages postérieurs à l’emploi, 16 Hydro-Québec présente un passif à son bilan (PTPC) puisque le coût de ces régimes 17 est supérieur aux cotisations qu'elle y a versées. 18 L’ATPC et le PTPC sont inscrits aux bases de tarification du Transporteur et du 19 Distributeur reconnues par la Régie. L’intégration de cet actif et de ce passif aux bases 20 de tarification permet de récupérer dans les tarifs le coût moyen pondéré du capital 21 relatif à ces éléments. Le tableau 2 en présente les soldes projetés au 31 décembre 22 2010. 1 Le glossaire des principaux termes relatifs à ces coûts est présenté à l'annexe 2. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 10 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLEAU 2 ATPC / PTPC PROJETÉS AU 31 DÉCEMBRE 2010 1 2 3 (En millions de dollars) TRANSPORTEUR DISTRIBUTEUR ATPC 345,4 707,3 PTPC (117,8) (241,2) 227,6 466,1 SOLDE NET 4 5 En vertu des IFRS, l'actif et le passif reliés aux avantages sociaux présentés au bilan 6 d'Hydro-Québec seront de nature tout à fait différente. Dorénavant, à compter de la date 7 de transition, le surplus ou le déficit des régimes d’avantages sociaux sera présenté au 8 bilan plutôt que l’écart cumulé entre les cotisations et les coûts. 9 En fait, de façon générale, l'IAS 19 est assez semblable à l’actuelle norme comptable 10 canadienne 3461 « Avantages sociaux futurs ». Il existe toutefois certaines différences, 11 dont principalement la comptabilisation des gains et pertes actuariels. 12 En vertu des PCGR canadiens, les gains et pertes actuariels sont amortis selon 13 l’approche dite du « corridor ». Cette approche permet de constater dans le coût de 14 retraite uniquement l’amortissement des gains et pertes qui excèdent 10 % de l’actif ou 15 de l’obligation du régime, selon le plus élevé. Les IFRS permettent que la totalité des 16 gains et pertes actuariels soient considérés comme un ajustement aux bénéfices non 17 répartis (BNR), donc qu’ils ne soient jamais comptabilisés dans le coût de retraite. Ainsi, 18 le surplus ou déficit du régime qui sera présenté au bilan ne correspondra plus à l'écart 19 cumulé entre les cotisations et le coût, étant donné que le coût des régimes exclura tous 20 les gains et pertes actuariels. 4.1 IFRS 1 - Première application des Normes internationales d'information financière 21 L'IFRS 1 s’applique à la première adoption des IFRS et requiert leur application 22 rétrospective. En ce qui concerne les régimes d’avantages sociaux, cela signifie qu’il 23 faut recalculer les données comptables depuis l’instauration des régimes, comme si 24 l'IAS 19 avait été appliquée durant toutes ces années. Comme cette application peut 25 nécessiter un exercice laborieux, coûteux et même impossible à réaliser, l'IFRS 1 prévoit Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 11 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 une exemption qui permet de radier, sous forme d’ajustement aux BNR à la date de 2 transition, tous les soldes non amortis reliés aux régimes d'avantages sociaux. 3 L’application rétrospective de l’IAS 19 pour les régimes d’avantages sociaux a été jugée 4 impraticable par Hydro-Québec, les régimes ayant été mis en place depuis plusieurs 5 décennies. Conséquemment, Hydro-Québec prévoit se prévaloir le 1er janvier 2011 de 6 l’exemption permise à l'IFRS 1 et radier les soldes non amortis suivants : le coût non 7 amorti des services passés, la perte actuarielle non amortie et l’actif transitoire non 8 amorti (obligation transitoire non amortie). 9 De plus, à compter de cette date, le coût de retraite ne tiendra plus compte notamment 10 de l’amortissement de l’actif transitoire créé lors de l’implantation de la norme comptable 11 3461 « Avantages sociaux futurs » en 1999, ce qui aura un effet à la hausse sur le coût. 12 De même, le coût des autres régimes ne comprendra plus l’amortissement de 13 l’obligation transitoire qui avait été établie lors de la transition à la norme 3461, ce qui 14 aura un effet à la baisse sur le coût de ces avantages. 4.2 15 Modalités réglementaires Comme il a été mentionné lors de la Phase 1 du présent dossier2 : 16 17 18 19 20 21 22 23 « D'un point de vue réglementaire, le principe de base pour le choix d'une méthode comptable est la conformité aux principes comptables généralement reconnus en vigueur et appliqués pour les états financiers à vocation générale. 24 Ainsi, en conformité aux états financiers à vocation générale, le Transporteur et le 25 Distributeur proposent que soit appliquée l'IAS 19 pour les fins de comptabilité 26 réglementaire. Cette proposition repose sur le principe de conformité aux normes 27 comptables en vigueur énoncé ci-dessus mais aussi, sur les difficultés de maintenir 28 l'application de la norme comptable actuelle et ce, à des seules fins réglementaires, 29 notamment un maintien des estimations actuarielles spécifiques ainsi que la mise en 30 place d'un deuxième système de comptabilisation des avantages du personnel. Les conventions comptables applicables à la demanderesse et que la Régie a reconnues au fil des ans ont toujours été considérées conformes aux principes comptables généralement reconnus du Canada pour les fins des états financiers statutaires de l'entreprise. Ce cadre de fonctionnement doit demeurer. » 2 R-3703-2009, Phase 1, pièce HQTD-2, Document 1, page 8, R1.3. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 12 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 De plus, conséquemment à la radiation des soldes non amortis aux états financiers à 2 vocation générale, le Transporteur et le Distributeur proposent de radier l'ATPC et le 3 PTPC établis selon les PCGR, inscrits à leurs bases de tarification à la fin de 2010 et 4 reconnus comme des actifs prudemment acquis et utiles à la prestation de leurs 5 services réglementés. 6 À cette fin, deux possibilités ont été considérées, soit un recouvrement intégral en 2011 7 ou un recouvrement sur une période plus étendue jugée raisonnable. Considérant la 8 charge importante que la première possibilité envisagée causerait dans la détermination 9 des revenus requis de 2011 et la recherche d'une stabilité tarifaire, la seconde avenue 10 offre davantage d'intérêt. Ainsi, il est proposé que l’ATPC et le PTPC inscrits aux bases 11 de tarification du Transporteur et du Distributeur au 31 décembre 2010 soient amortis, à 12 compter du 1er janvier 2011, sur la période correspondant à la durée résiduelle moyenne 13 d'activité (DRMA) des salariés, qui est de 12 ans. La section 4.3 en illustre les impacts. 14 Cette pratique comptable est comparable à celle retenue en 1999, lors de l’implantation 15 de la norme 3461 « Avantages sociaux futurs » de l'ICCA. Une application prospective 16 de la norme 3461 avait alors permis d’amortir l’actif transitoire pour le coût de retraite et 17 l’obligation transitoire pour les autres régimes sur la durée résiduelle moyenne d’activité 18 des salariés, qui était alors de 15 ans. 19 De même, étant donné que l’actif ou le passif comptabilisé au bilan d'Hydro-Québec ne 20 correspondra plus à compter du 1er janvier 2011 à l'écart cumulé entre les cotisations et 21 le coût des régimes, mais plutôt aux surplus ou déficits des régimes, le Transporteur et 22 le Distributeur proposent qu'aucun nouveau montant relatif aux avantages postérieurs à 23 l’emploi ne soit inscrit à leurs bases de tarification respectives. 4.3 4.3.1 Impacts des modifications Impacts de l'IAS 19 sur les revenus requis de 2011 24 Le tableau 3 présente les impacts sur les revenus requis 2011 du Transporteur de 25 l'application de l'IAS 19. Ces impacts s'élèvent à 212,4 M$ dont 186,7 M$ attribuables à 26 la charge locale. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 13 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLEAU 3 IMPACTS DE L'IAS 19 SUR LES REVENUS REQUIS 2011 TRANSPORTEUR 1 2 3 En millions de dollars Revenus requis Radiation du solde ATPC/PTPC Rendement sur la base de tarification Impacts indirects Coût de retraite1 Avantages complémentaires à la retraite2 212,4 227,6 -18,6 6,9 -3,5 4 5 Notes: 6 (1): Impacts des radiations de l’actif transitoire non amorti et du coût non amorti des services passés, de la 7 constatation des pertes actuarielles aux BNR et de la baisse du rendement prévu. 8 (2): Impact de la radiation de l’obligation transitoire non amortie. 9 Le tableau 4 présente les impacts sur les revenus requis 2011 du Distributeur de 10 l'application de l'IAS 19. Ces impacts s'élèvent à 600,5 M$ équivalant à une hausse de 11 6,2 % de l'ensemble des tarifs. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 14 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLEAU 4 IMPACTS DE L'IAS 19 SUR LES REVENUS REQUIS 2011 DISTRIBUTEUR 1 2 3 En millions de dollars Revenus requis Coûts de distribution et services à la clientèle Charge locale de transport Ajustements des contrats spéciaux (rabais) 600,5 433,6 186,7 -19,8 Impact tarifaire 6,2% Coûts de distribution et services à la clientèle Radiation du solde ATPC/PTPC Rendement sur la base de tarification Impacts indirects Coût de retraite1 Avantages complémentaires à la retraite2 433,6 466,1 -38,3 12,8 -7,0 4 5 Notes: 6 (1): Impacts des radiations de l’actif transitoire non amorti et du coût non amorti des services passés, de la 7 8 constatation des pertes actuarielles aux BNR et de la baisse du rendement prévu. (2): Impact de la radiation de l’obligation transitoire non amortie. 4.3.2 Impacts de la proposition d'étalement de la radiation du solde ATPC/PTPC 9 Les tableaux 5 et 6 présentent respectivement pour le Transporteur et le Distributeur les 10 impacts sur les revenus requis 2011 de la proposition d'étaler la radiation du solde 11 ATPC/PTPC sur un horizon de 12 ans. 12 Les impacts pour le Transporteur s'élèvent à 19,9 M$ dont 17,5 M$ sont attribuables à la 13 charge locale de transport. Ceux du Distributeur incluant sa quote-part des ajustements 14 au coût de transport, s'élèvent à 55,2 M$, entraînant un impact tarifaire de 0,5 %. 15 La proposition du Transporteur et du Distributeur permet donc de réduire de façon 16 importante l'impact tarifaire pour 2011, de la radiation du solde ATPC/PTPC. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 15 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution 1 2 3 TABLEAU 5 IMPACTS SUR LES REVENUS REQUIS 2011 – ÉTALEMENT DE LA RADIATION SUR 12 ANS TRANSPORTEUR En millions de dollars Revenus requis Étalement de la radiation du solde ATPC/PTPC Rendement sur la base de tarification Impacts indirects Coût de retraite1 Avantages complémentaires à la retraite2 19,9 19,0 -2,5 6,9 -3,5 4 5 6 7 TABLEAU 6 IMPACTS SUR LES REVENUS REQUIS 2011 – ÉTALEMENT DE LA RADIATION SUR 12 ANS DISTRIBUTEUR En millions de dollars Revenus requis Coûts de distribution et services à la clientèle Charge locale de transport Ajustements des contrats spéciaux (rabais) 55,2 39,5 17,5 -1,9 Impact tarifaire 0,5% Coûts de distribution et services à la clientèle Étalement de la radiation du solde ATPC/PTPC Rendement sur la base de tarification Impacts indirects Coût de retraite1 Avantages complémentaires à la retraite2 39,5 38,8 -5,1 12,8 -7,0 8 9 10 11 Notes: (1): Impacts des radiations de l’actif transitoire non amorti et du coût non amorti des services passés, de la constatation des pertes actuarielles aux BNR et de la baisse du rendement prévu. 12 (2): Impact de la radiation de l’obligation transitoire non amortie. 13 Le tableau 7 présente sur l'horizon de 12 ans les impacts de la proposition du 14 Transporteur et du Distributeur d'un étalement de la radiation du solde ATPC/PTPC. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 16 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution TABLEAU 7 IMPACTS DE L'ÉTALEMENT DE LA RADIATION DU SOLDE ATPC/PTPC (EN MILLIONS DE DOLLARS) 1 2 3 4 TRANSPORTEUR 2010 Solde net (ATPC - PTPC) au 31 décembre Rendement (%) 227,6 2011 208,6 7,374% 2012 189,6 7,374% 2013 170,7 7,374% 2014 151,7 7,374% 2015 132,7 7,374% 2016 113,8 7,374% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 94,8 7,374% 75,8 7,374% 56,9 7,374% 37,9 7,374% 18,9 7,374% (0,0) 7,374% Total Rendement sur le solde moyen Amortissement 16,1 19,0 14,7 19,0 13,3 19,0 11,9 19,0 10,5 19,0 9,1 19,0 7,7 19,0 6,3 19,0 4,9 19,0 3,5 19,0 2,1 19,0 0,7 19,0 100,7 227,6 Impacts 35,1 33,6 32,3 30,9 29,5 28,1 26,7 25,3 23,9 22,5 21,1 19,7 328,3 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 77,7 7,440% 38,8 7,440% (0,0) 7,440% DISTRIBUTEUR 2010 Solde net (ATPC - PTPC) au 31 décembre Rendement (%) 5 466,1 2011 427,3 7,440% 2012 388,4 7,440% 2013 349,6 7,440% 2014 310,7 7,440% 2015 271,9 7,440% 233,1 7,440% 194,2 7,440% 155,4 7,440% 116,5 7,440% Rendement sur le solde moyen Amortissement 33,2 38,8 30,3 38,8 27,5 38,8 24,6 38,8 21,7 38,8 18,8 38,8 15,9 38,8 13,0 38,8 10,1 38,8 7,2 38,8 4,3 38,8 1,4 38,8 208,1 466,1 Impacts 72,1 69,2 66,3 63,4 60,5 57,6 54,7 51,8 49,0 46,1 43,2 40,3 674,2 Note: Les taux de rendement ont été fixés au niveau 2011 pour la période considérée Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 17 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution ANNEXE 1 IFRS ANALYSÉES PAR HYDRO-QUÉBEC IFRS IAS 1 IAS 2 IAS 7 IAS 8 IAS 10 IAS 11 IAS 12 IAS 16 IAS 17 IAS 18 IAS 19 IAS 20 IAS 21 IAS 23 IAS 24 IAS 26 IAS 27 IAS 28 IAS 29 IAS 31 IAS 32 IAS 33 IAS 34 IAS 36 IAS 37 IAS 38 IAS 39 IAS 40 IAS 41 Présentation des états financiers Stocks Tableaux des flux de trésorerie Méthodes comptables, changements d’estimations comptables et erreurs Événements postérieurs à la date de clôture Contrats de construction Impôts sur le résultat Immobilisations corporelles Contrats de location Produits des activités ordinaires Avantages du personnel Comptabilisation des subventions publiques et informations à fournir sur l’aide publique Effets des variations des cours des monnaies étrangères Coûts d’emprunt Information relative aux parties liées Comptabilité et rapports financiers des régimes de retraite États financiers consolidés et individuels Participations dans es entreprises associées Information financière dans les économies hyperinflationnistes Participation dans des coentreprises Instruments financiers: présentation Résultat par action Information financière intermédiaire Dépréciation d’actifs Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels Immobilisations incorporelles Instruments financiers : comptabilisation et évaluation Immeubles de placement Agriculture Original : 2010-07-20 IMPACT HYDROQUÉBEC Oui Non Oui Non Oui Non Non Oui COMMENTAIRES Non pertinent pour Hydro-Québec Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Oui Non Oui Non Oui Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Oui Non Non pertinent pour Hydro-Québec Oui Non Non Non Oui Oui Non pertinent pour Hydro-Québec Non Oui Non Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non pertinent pour Hydro-Québec HQTD-1, Document 1 Page 18 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution ANNEXE 1 (SUITE) IFRS ANALYSÉES PAR HYDRO-QUÉBEC NORME IFRS 1 IFRS 2 IFRS 3 IFRS 4 IFRS 5 IFRS 6 IFRS 7 IFRS 8 IFRIC 1 IFRIC 2 IFRIC 4 IFRIC 5 IFRIC 6 IFRIC 7 IFRIC 8 IFRIC 9 IFRIC 10 IFRIC 11 IFRIC 12 IFRIC 13 IFRIC 14 IFRIC 15 IFRIC 16 IFRIC 17 IFRIC 18 Première application des Normes internationales d'information financière Paiement fondé sur des actions Regroupement d’entreprises Contrats d’assurance Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées Prospection et évaluation de ressources minérales Instruments financiers : informations à fournir Secteurs opérationnels Variation des passifs existants relatifs au démantèlement et à la remise en état et des passifs similaires Parts sociales des entités coopératives et instruments similaires Déterminer si un accord contient un contrat de location Droits aux intérêts émanant de fonds de gestion dédiés au démantèlement, à la remise en état et à la réhabilitation de l’environnement Passifs découlant de la participation à un marché spécifique - déchets d’équipements électriques et électroniques Application de l’approche du retraitement dans le cadre de IAS 29 Information financière des économies hyperinflationnistes Champ d’application de IFRS 2 Réexamen de dérivés incorporés Information financière intermédiaire et dépréciation IFRS 2 – Actions propres et transactions intra-groupe Accords de concession de services Programmes de fidélisation de la clientèle IAS 19 – Le plafonnement de l’actif au titre des régimes à prestations définies, les exigences de financement minimal et leur interaction Contrats de construction de biens immobiliers Couvertures d’un investissement net dans un établissement à l’étranger Distribution d’actifs non monétaires aux propriétaires Transferts d’actifs provenant de clients Original : 2010-07-20 IMPACT HYDROQUÉBEC Oui COMMENTAIRES Non Non Non Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Oui Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Oui Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Oui Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Oui HQTD-1, Document 1 Page 19 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution ANNEXE 1 (SUITE) IFRS ANALYSÉES PAR HYDRO-QUÉBEC NORME SIC 7 SIC 10 SIC 12 SIC 13 SIC 15 SIC 21 SIC 25 SIC 27 SIC 29 SIC 31 SIC 32 Introduction de l’euro Aide publique – absence de relation spécifique avec des activités opérationnelles Consolidation - Entités ad hoc Entités contrôlées conjointement – apports non monétaires par des coentrepreneurs Avantages dans les contrats de location simple Impôt sur le résultat – recouvrement des actifs non amortissables réévalués Impôt sur le résultat – changements de statut fiscal d’une entité ou de ses actionnaires Évaluation de la substance des transactions impliquant la forme juridique d’un contrat de location Accords de concession de services : informations à fournir Produits des activités ordinaires – opérations de troc impliquant des services de publicité Immobilisations incorporelles – coûts liés aux sites web Original : 2010-07-20 IMPACT HYDROQUÉBEC Non Non COMMENTAIRES Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Non Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non pertinent pour Hydro-Québec Non Non Non Non HQTD-1, Document 1 Page 20 de 21 A Demande R-3703–2009 – Phase 2 TransÉnergie et Distribution ANNEXE 2 GLOSSAIRE DES PRINCIPAUX TERMES RELATIFS À L'IAS 19 AVANTAGES DU PERSONNEL Durée résiduelle moyenne d’activité des salariés actifs Durée résiduelle moyenne d’activité, jusqu’à la date d’admissibilité intégrale (ex : date de retraite), du groupe de salariés actifs qui devraient normalement toucher des avantages en vertu du régime. Gains et pertes actuariels Variations de la valeur de l’obligation du régime et des actifs du régime causées soit par la modification d’une hypothèse actuarielle (ex : taux d’actualisation), soit par l’écart entre les résultats réels et les résultats prévus à partir des hypothèses actuarielles. Méthode du corridor Méthode selon laquelle un montant au titre de l’amortissement du gain actuariel ou de la perte actuarielle est comptabilisé dans les résultats de l’exercice, seulement si le gain actuariel net non amorti ou la perte actuarielle nette non amortie au début de l’exercice excède un corridor de 10 % du plus élevé de la valeur de l’obligation du régime, ou de la valeur des actifs du régime. L’amortissement, le cas échéant, correspond à l’excédent du corridor divisé par la durée résiduelle moyenne d’activité des salariés actifs. Surplus (déficit) de régime Écart entre la valeur actuelle de l’obligation du régime et la juste valeur des actifs du régime à une date donnée. Original : 2010-07-20 HQTD-1, Document 1 Page 21 de 21