Lois et règlements

2012-58 - Compte de report relatif à la remise à neuf de Point Lepreau

Table des matières
Texte intégral
Abrogé le 1er octobre 2013
RÈGLEMENT DU
NOUVEAU-BRUNSWICK 2012-58
pris en vertu de la
Loi sur l’électricité
(D.C. 2012-187)
Déposé le 25 mai 2012
En vertu de l’article 149 de la Loi de l’électricité, le lieutenant-gouverneur en conseil prend le règlement suivant :
Abrogé : 2013, c.7, art.168
Titre
1Règlement sur le compte de report relatif à la remise à neuf de Point Lepreau - Loi sur l’électricité.
Définitions
2Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.
« compte de report » Compte de report établi et maintenu par la Corporation de distribution en application de l’article 143.1 de la Loi.(deferral account)
« électricité de remplacement » Électricité que fournit la Corporation de production à la Corporation de distribution pendant la période d’interruption de service et qui, n’eût été du projet, aurait normalement été fournie à la Corporation de distribution par la Corporation d’énergie nucléaire à partir de l’électricité produite par la Centrale de Point Lepreau.(replacement electricity)
« Loi » La Loi sur l’électricité. (Act)
« période d’interruption de service » Période où la Centrale nucléaire de Point Lepreau est en interruption de service en raison du projet et qui se termine au moment où elle est remise en service normal.(out of service period)
« Prix PPA nucléaire » Le prix par MWh convenu par l’entente intitulée « New Brunswick Power Distribution and Customer Service Corporation and New Brunswick Power Nuclear Corporation Power Purchase Agreement - Point Lepreau Nuclear Generating Station » datée du 1er octobre 2004 et qui prévoit ce qui suit : (Nuclear PPA Price)
a) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2008, 53,19 $ par MWh;
b) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2009, 53,71 $ par MWh;
c) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2010, 54,18 $ par MWh;
d) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2011, 54,35 $ par MWh;
e) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2012, 54,92 $ par MWh;
f) pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2013, 55,81 $ par MWh;
g) pour les exercices financiers ultérieurs, le prix doit être redressé en fonction de l’indice des prix à la consommation conformément à l’équation prévue à l’entente.
« projet » Projet de remise à neuf de la Centrale nucléaire de Point Lepreau.(project)
« système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions » Système logiciel de la Corporation de production qui prévoit que l’on inscrive aux livres les coûts réels du combustible et les coûts réels d’achat de puissance supportés par la Corporation de production et lequel est utilisé pour l’ordonnancement des opérations d’achat et de vente d’énergie et de puissance et pour la répartition des coûts réels de combustible et d’énergie et des revenus provenant des ventes hors province pour chaque transaction. (Transaction Scheduling and Settlement system)
« système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions » Système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions qui a été modifié afin de déterminer le coût estimé du combustible et le coût d’achat de puissance supportés par la Corporation de production dans le cadre d’une simulation de non interruption de service pendant la période d’interruption de service. (Modified Transaction Scheduling and Settlement system)
Détermination du coût de l’électricité de remplacement et des dépenses afférentes
3(1)Afin de déterminer le coût de l’électricité de remplacement et des dépenses y afférentes, la Corporation de production doit faire ce qui suit :
a) déterminer les coûts réels de combustible et d’achat de puissance pour la période d’interruption de service selon le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions;
b) estimer les coûts de combustible et d’achat de puissance pour la période d’interruption de service, selon le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions.
3(2)La différence entre les coûts réels de combustible et d’achat de puissance déterminés selon l’alinéa (1)a) et les coûts estimés de combustible et d’achat de puissance déterminés selon l’alinéa (1)b) représente les coûts de l’électricité de remplacement et des dépenses y afférentes.
Méthodes, hypothèses et modèles
4La détermination du coût de l’électricité de remplacement et des dépenses y afférentes se fait en respectant les méthodes, les hypothèses les modèles qui suivent :
a) le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions fait abstraction de toute exigence de marche non intermittente imposée par l’ER à l’installation de production de Coleson Cove en raison du projet;
b) dans le cas où l’unité 3 de l’installation de production de Coleson Cove est mise en marche pour faire des essais relatifs à un nouveau mélange de coke de pétrole et mazout lourd, le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions considère cette opération comme étant une exigence de marche non intermittente;
c) il est pris pour acquis que la Centrale nucléaire de Point Lepreau produit 3 898 GWh pour l’exercice financier qui se termine le 31 mars 2009, ce qui donne un facteur de capacité annualisé de 73,55 % et pour les exercices financiers subséquents il est tenu pour acquis qu’elle produit 3 804 GWh annuellement, ce qui donne un facteur de capacité annualisé de 71,78 %; la répartition mensuelle de la production annuelle est déterminée selon les données historiques relatives aux pannes planifiées et forcées et celles relatives au rationnement de la production de l’unité et la quantité d’énergie pour le premier et le dernier mois de la période d’interruption de service est répartie au prorata en tenant compte de la date du début et de celle de la fin de la période d’interruption de service et du nombre de jours dans le mois;
d) un redressement mensuel de l’impact financier découlant des opérations de couverture sur les achats de combustible et d’énergie et de l’impact financier des opérations de change est calculé au prorata en tenant compte des changements relatifs à la quantité et à la provenance de l’énergie fournie par la Corporation de production pendant la période d’interruption de service et en tenant compte de la position couverte réelle quant aux achats de combustible et d’énergie et quant aux opérations de change pendant la période d’interruption de service;
e) sous réserve de ce qui est prévu pour l’installation de production de Dalhousie, tant pour le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions que pour le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions, le coût du combustible est évalué selon la méthode du coût moyen pondéré des stocks ce qui fait que le coût des achats en période courante est ajouté au coût moyen calculé pour la période précédente pour donner le coût moyen actuel; les coûts du combustible dans le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions doivent refléter les achats estimés de combustible dans la simulation; le coût du combustible utilisé à l’installation de production de Dalhousie dans le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions est évalué selon la méthode du coût moyen pondéré des stocks et le coût moyen du combustible est réputé être le même tant pour le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions que pour le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions;
f) le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions fait abstraction des contrats entre la Corporation de production et Hydro-Québec datés du 2 mars 2007, pour l’achat de puissance garantie et d’énergie garantie pour la période allant du 1er décembre 2008 au 31 mars 2009 à l’exception de l’achat de puissance garantie et d’énergie garantie totalisant 50 MW et 37 200 MWh en décembre 2008, 150 MW et 111 600 MWh en janvier 2009 et 150 MW et 100 800 MWh en février 2009;
g) le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions tient compte des achats d’énergie garantie qui auraient quand même été faits s’il n’y avait pas eu d’interruption de service alors qu’il fait abstraction de tous les autres contrats d’achat d’énergie pour remplacer l’énergie qu’aurait produite la Centrale nucléaire de Point Lepreau, si non économiques;
h) il doit être pris pour acquis que le volume de ventes-export est le même tant pour le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions que pour le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions;
i) il doit être pris pour acquis que les exigences quant aux réserves d’exploitation sont les mêmes tant pour le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions que pour le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions;
j) la production hydroélectrique doit être ajustée dans le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions de façon à ce que la production horaire excédentaire soit repoussée à des périodes ultérieures afin d’éviter les pertes qui résultent des restrictions de charge et de réseau;
k) il doit être pris pour acquis que les pertes de réseau dans le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions sont inférieures de 0,65 % pour les mois de décembre, janvier et février alors que pour tous les autres mois elles sont inférieures de 1 %;
l) à moins de dispositions particulières indiquées par ces méthodes, hypothèses et modèles, tous les autres facteurs, notamment ceux qui ont trait aux restrictions de charge et de réseau doivent être conformes aux principes et aux normes généralement reconnus pour les entreprises de service public d’électricité et doivent être les mêmes tant pour le système logiciel d’ordonnancement et de règlement des transactions que pour le système logiciel modifié d’ordonnancement et de règlement des transactions.
Détermination du montant pour opérer compensation visé à l’alinéa 143.1(7)c) de la Loi
5Pour les fins de l’alinéa 143.1(7)c) de la Loi, le montant pour opérer compensation est déterminé en appliquant le Prix PPA nucléaire à la quantité d’électricité de remplacement fournie pendant la période d’interruption de service.
Entrée en vigueur
6Le présent règlement est réputé être entré en vigueur le 28 mars 2008.
N.B. Le présent règlement est refondu au 1er octobre 2013.