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Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM)
Demande concernant le coût du capital pour 2007 et 2008
RH-1-2008
Office national de l’énergie
Demande de renseignements no 1 adressée à l’Association canadienne
des producteurs pétroliers (ACPP)
Marchés
Sujet : Demande de gaz naturel au Québec
1.1
Références :
(i)
(ii)
1
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 121, lignes 7-11 et note en
bas de page no 16
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 13, figure 2
Préambule :
Dans la référence (i), M. Safir soutient que [TRADUCTION] « les ventes de
gaz au Québec sont demeurées plutôt constantes depuis 1989 ». La note
en bas de page fait renvoi au Guide statistique de l’énergie, Quatrième
trimestre 2007 (Guide de l’énergie), dont proviennent probablement les
données sur les ventes annuelles de gaz au Québec qui sont illustrées dans
la référence (ii). Les tableaux du Guide de l’énergie mentionnés dans la
note en bas de page de la référence (i) ventilent les ventes de gaz dans la
province de Québec selon les catégories suivantes : ventes directes, ventes
des services de gaz et ventes aux clients des secteurs résidentiel,
commercial et industriel. La ventilation des données sur les ventes de gaz
n’a pas été fournie.
Demande :
a)
Veuillez présenter les données de la figure 2, sur un support lisible
par une machine. Veuillez confirmer si les données de la figure
correspondent au total des ventes des services de gaz, incluant les
ventes directes, que l’on retrouve au tableau 6.7 du Guide de
l’énergie.
b)
Veuillez présenter sur un support lisible par une machine les
données des tableaux 6.6, 6.7, 6.8-1, 6.8-2 et 6.8-3 du Guide de
Sauf avis contraire, les numéros de page indiqués correspondent toujours à la pagination du document Adobe
conservé dans le dépôt central de documents électroniques de l’Office. Ils ne concordent pas forcément avec la
pagination du document imprimé.
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l’énergie se rapportant à la province de Québec.
1.2
c)
Quels sont les facteurs qui, selon M. Safir, ont eu une incidence
sur les tendances de la demande de gaz naturel au Québec?
Références :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, pp. 11-12
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 12, figure 1
Préambule :
Dans la référence (i), M. Safir explique que la mesure appropriée de
l’instabilité des prix est le coefficient de variation. Il a calculé ce
coefficient pour les prix du gaz AECO-C et au carrefour Henry sur
différentes périodes (avant 2001, de 2001 à 2003 et après 2003). La
référence (ii) illustre les modifications du coefficient de variation pour les
prix du gaz AECO-C, au carrefour Henry et selon l’indice NYMEX.
M. Safir a expliqué que [TRADUCTION] « l’augmentation relative des prix
moyens a été supérieure à celle de l’écart type. Par conséquent, le
coefficient de variation a une fois de plus régressé au cours des trois
périodes à l’étude », ce qui signifie que les prix du gaz naturel ont été
moins instables au fil du temps.
En se citant l’exemple du BSOC, l’Office fait remarquer qu’avant 2001,
pour des raisons de capacité, il était difficile d’acheminer du gaz hors du
bassin. Il existait donc un important écart de prix entre le gaz AECO-C et
celui au carrefour Henry. Après la construction ou l’agrandissement de
plusieurs pipelines, permettant à une offre accrue de gaz d’atteindre les
marchés, l’écart précité s’est rétréci.
1.3
Demande :
Veuillez fournir des commentaires et produire votre analyse au sujet de la
notion à l’effet que le recul du coefficient de variation des prix du gaz
AECO-C et au carrefour Henry pourrait s’expliquer, du moins en partie,
par une augmentation de la capacité pipelinière.
Références :
(i)
(ii)
Préambule :
Dans la référence (i), M. Safir affirme que la demande de gaz naturel au
Québec semble relativement stable, mais que l’utilisation de la capacité
du gazoduc de TQM a augmenté progressivement. La référence (ii)
illustre cette amélioration du point de vue de l’utilisation de la capacité.
Preuve écrite de M. Safir, p. 12, lignes 7-11
Preuve écrite de M. Safir, p. 14, figure 3
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Demande :
1.4 Référence :
Veuillez commenter la question de savoir si l’amélioration de l’utilisation
du réseau de TQM est attribuable aux exportations de gaz naturel à partir
de East Hereford, plutôt qu’à la croissance des marchés du gaz naturel au
Québec. Veuillez fournir une preuve quantitative à l’appui de votre
réponse.
Preuve écrite de l’ACPP, pp. 33-34 et note en bas de page no 79
Préambule :
Dans la référence susmentionnée, l’ACPP indique que TQM, au cours de
l’audience RH-2-94, avait soutenu que [TRADUCTION] « les ventes de gaz
sont fortement concentrées chez les gros consommateurs industriels, et
donc sensibles aux changements que connaissent ces clients ». TQM avait
indiqué, en outre, que [TRADUCTION] « Gaz Métro exploite un territoire de
service dont le sort économique est étroitement relié au secteur volatil des
ressources naturelles et des produits de base (à savoir les métaux, les pâtes
et papiers, les produits chimiques et les produits manufacturés). » L’ACPP
souligne, de plus, que [TRADUCTION] « TQM a maintenant diversifié ses
marchés et élargi ses perspectives de croissance grâce au prolongement
vers le réseau Portland Natural Gas Transmission System (PNGTS) ».
Demande :
Veuillez exposer ce que l’ACPP pense de la diversification du marché de
TQM depuis 1994? Dans votre réponse, veuillez indiquer si l’ACPP croit
que cette diversification découle uniquement de l’accès au marché du
Nord-Est des États-Unis que procure le prolongement vers PNGTS ou si le
marché du Québec devient lui-même plus diversifié.
Sujet : Risque de concurrence/risque associé aux marchés d’exportation
1.5
2
Références :
(i)
(ii)
(iii)
Preuve écrite de l’ACPP, p. 36
Preuve écrite de TQM, M. Carpenter, p. 41
Communiqué annonçant l’entrée en exploitation du port en eau
profonde Northeast Gateway d’Excelerate Energy.
http://www.excelerateenergy.com/2008/05/excelerate-energydelivers-first-lng.html2
Des copies sur support papier des documents électroniques dont il est question dans les références constituent la
pièce jointe no 1 à la fin du présent document.
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(iv)
(v)
(vi)
(vii)
Préambule :
Description du projet de terminal méthanier de Broadwater
Energy
http://www.broadwaterenergy.com/index.php?page=overview
Description du projet pipelinier Northeast Passage d’El Paso
http://www.elpaso.com/northeastpassage/default.shtm
Description du projet pipelinier REX Northeast Express de Kinder
Morgan
http://www.kindermorgan.com/business/gas_pipelines/rockies_ex
press/RE_Northeast_Project.pdf
Description du projet pipelinier Rockies Connector de Williams
http://www.williams.com/gas_pipeline/rockiesconnector.aspx
Dans la référence (i), l’ACPP affirme ce qui suit : [TRADUCTION] « Le
marché que dessert PNGTS est alimenté par un certain nombre d’autres
gazoducs. Lorsqu’elle a fait son entrée sur le marché, PNGTS a dû faire
concurrence aux pipelines qui desservaient déjà la région. De plus,
PNGTS est arrivée exactement au même moment que M&NP, qui, à
l’époque comme aujourd’hui, constitue un concurrent direct. Le fait que
les approvisionnements livrés par M&NP soient une source de
concurrence n’a rien de nouveau. » En outre, l’ACPP fait remarquer que
[TRADUCTION] « l’accroissement des livraisons par M&NP n’est pas non
plus un facteur nouveau ».
Dans la référence (ii), M. Carpenter mentionne que les gazoducs
d’Algonquin, de Tennessee Gas et de M&NP sont des pipelines
concurrents qui desservent le Nord-Est des États-Unis. De plus, toujours
dans la référence (ii), il souligne que plusieurs terminaux méthaniers
(outre le terminal Canaport) sont en voie d’être aménagés pour desservir
la région du Nord-Est américain, dont le terminal Northeast Gateway
d’Excelerate Energy et le port méthanier Neptune de Suez Energy.
La référence (iii) est un communiqué qui annonce la mise en service du
port Northeast Gateway d’Excelerate Energy et la référence (iv) décrit le
projet de port méthanier Broadwater dont la Federal Energy Regulatory
Commission a approuvé la construction et l’exploitation plus tôt cette
année. Les références (v) à (vii) sont des annonces d’autres projets de
gazoduc destinés à transporter le gaz de la région des montagnes
Rocheuses depuis le pipeline Rockies Express East jusqu’au marché du
Nord-Est des États-Unis. Dans sa preuve, l’ACPP n’a pas fait de
commentaires sur ces divers projets méthaniers et pipeliniers, ni sur leur
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incidence du point de vue du risque de concurrence occasionné au
prolongement vers PNGTS de TQM.
L’Office aimerait connaître l’opinion de l’ACPP sur la manière dont
chacun des projets susmentionnés, conçus pour acheminer de nouveaux
approvisionnements gaziers jusqu’à la région du Nord-Est américain,
modifie le risque de concurrence auquel TQM (notamment son
prolongement vers PNGTS) est confrontée dans le Nord-Est des
États-Unis.
Demande :
Veuillez expliquer si, de l’avis de l’ACPP, chacun des projets dans le
Nord-Est des États-Unis dont il est question plus haut représente, pour
TQM, une nouvelle source de risque sur le plan de la concurrence
comparativement au risque que TQM courait en 1994.
Sujet : Agrandissement pour raccorder TQM à PNGTS
1.6 Références :
Préambule :
(i)
(ii)
(iii)
(iv)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 55, lignes 2-3
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 56, ligne 21 et p. 57, ligne 1
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 19, lignes 4-12
Preuve écrite de TQM, annexe 2 : Business Risk and Total Return
Comparison (Risque commercial et comparaison du rendement
total), pp. 19-20, ligne 25 et lignes 1-10
Dans la référence (i), M. Booth souligne [TRADUCTION] « le fait évident
que la demande à East Hereford correspond maintenant à environ 20 % de
la demande totale et représente pour TQM un gain apporté par la
diversification ».
Dans la référence (ii), M. Booth souligne que [TRADUCTION] « le
prolongement du gazoduc de TQM pour le raccorder à PNGTS offre à
TQM une plus large gamme de choix que ceux qui existaient en 1993 »,
ajoutant que « d’autres marchés se sont également développés au
Québec ».
M. Safir fait les commentaires suivants dans la référence (iii) :
[TRADUCTION] « Une autre faille dans l’analyse que M. Carpenter fait du
marché de la Nouvelle-Angleterre réside dans le fait que ce marché n’était
pas raccordé au réseau de TQM en 1994. Il s’ensuit que, bien qu’il y ait un
risque que la demande et les débits diminuent, leurs niveaux ne passeraient
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pas en-deçà de ceux qui étaient envisagés au moment où le risque
commercial de TQM a été évalué pour la dernière fois. Pour l’essentiel,
TQM a connu une plus grande croissance que ce qui était envisagé en
1994, et elle voudrait prétendre que, si son débit retombait maintenant aux
niveaux prévus à l’origine, elle se retrouverait dans une position moins
avantageuse qu’au moment où son ratio du capital-actions a d’abord été
fixé. À mon avis, ce n’est pas une façon appropriée d’évaluer les
changements sur le plan du risque commercial. »
Dans la référence (iv), TQM fait remarquer que le prolongement vers
PNGTS [TRADUCTION] « compte actuellement pour 53 % de la base
tarifaire de TQM » et en conclut que la concurrence qui s’exerce sur le
marché de la Nouvelle-Angleterre [TRADUCTION] « représente une
augmentation considérable, depuis la décision RH-2-94, du risque de
concurrence auquel TQM est exposée ».
Demande :
a)
Veuillez préciser si l’assertion à l’effet que le prolongement vers
PNGTS [TRADUCTION] « représente pour TQM un gain apporté par
la diversification » est censée laisser entendre que le risque de
marché et/ou le risque de concurrence de TQM sont moins grands
aujourd’hui qu’ils ne l’étaient en 1994, en raison du prolongement.
b)
Veuillez exposer si – ou dans quelle mesure – un nouveau marché
rendu accessible grâce à un investissement ou à un agrandissement
pipelinier important implique forcément un « gain apporté par la
diversification ». Veuillez commenter l’importance de la
concurrence ou de la conjoncture de la demande sur le nouveau
marché et traiter de tous les autres facteurs qui vous semblent
importants.
c)
Dans quelle mesure la réponse au point b) étaie-t-elle
spécifiquement l’assertion selon laquelle le prolongement reliant le
gazoduc de TQM à PNGTS représente pour TQM un gain apporté
par la diversification? Veuillez expliquer.
Sujet : Types de taux de rendement et la norme de rendement équitable
1.7 Références :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, p.43
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, annexe B, p. 8
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(iii) Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, annexe B, p. 13
Préambule :
Dans la référence (i), l’ACPP déclare que des rendements qui sont
supérieurs à ceux dont les investisseurs ont objectivement besoin sont
inéquitables envers les payeurs de droits.
Dans la référence (ii), M. Booth affirme qu’une entreprise investira dans
de nouveaux projets si le taux de rendement attendu est supérieur à ce
qu’il en coûte pour réunir les capitaux.
Dans la référence (iii), M. Booth souligne que les régies ne devraient pas
se soucier de permettre aux investisseurs de [TRADUCTION] « conserver
l’acquis », mais devraient plutôt s’assurer que les droits exigés sont justes
et raisonnables.
Demande :
a)
Veuillez comparer et mettre en contraste les quatre concepts
suivants, tels qu’ils s’appliquent à une société réglementée comme
TQM : le taux de rendement requis, le taux de rendement attendu,
le taux de rendement autorisé et le taux de rendement réel (ou
réalisé).
b)
D’après l’exposé fourni en réponse au point a), veuillez expliquer
lequel des quatre types de taux de rendement permet le mieux de
répondre à la norme de rendement équitable et à ses trois
exigences.
c)
Veuillez traiter de la capacité des services publics de produire une
valeur économique ajoutée dans une situation où le taux de
rendement autorisé est égal au taux de rendement requis.
d)
Est-il raisonnable d’interpréter la position de l’ACPP comme
voulant dire qu’un rendement déterminé au moyen de la méthode
du CMPCAI avec des facteurs de pondération liés à la valeur
marchande permettrait de compenser les actionnaires en fonction
de leur taux de rendement attendu?
e)
Est-il raisonnable d’interpréter la position de l’ACPP comme
voulant dire qu’un rendement déterminé au moyen de la méthode
du CMPCAI avec des facteurs de pondération liés à la valeur
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comptable permettrait de compenser les actionnaires en fonction de
leur taux de rendement requis?
Sujet : Variabilité du RCA
1.8 Références :
(i)
(ii)
(iii)
Préambule :
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, pp. 29-30
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 37, ligne 25, à la p. 39,
ligne 4
Preuve écrite de TQM, M. Vilbert, p. 29, lignes 9-12
Dans la référence (i), M. Safir compare la variabilité de l’écart entre le
RCA autorisé et le RCA réel (différence RCA réel/autorisé) chez des
sociétés pipelinières canadiennes et américaines, et souligne que
[TRADUCTION] « la variabilité autour du RCA moyen constitue une mesure
admise du risque ».
La référence (ii) fournit un exemple dans lequel M. Booth, s’appuyant sur
des comparaisons similaires, tire des conclusions au sujet du degré de
risque que présentent les pipelinières canadiennes.
Dans la référence (iii), M. Vilbert soutient que [TRADUCTION] « les bêtas
sont une mesure des risques qui ne peuvent être éliminés par
diversification. C’est-à-dire qu’ils mesurent le risque “systématique” d’un
titre – soit la mesure dans laquelle la valeur de ce titre varie de façon
supérieure ou inférieure à la moyenne lorsque le marché bouge. »
Demande :
a)
Veuillez décrire l’utilité des variations antérieures de la différence
RCA réel/autorisé pour ce qui est de refléter le niveau de risque
antérieur et futur d’une société pipelinière.
b)
Veuillez exposer si des variations antérieures des RCA réels
reflètent un risque systématique, et dans quelle mesure.
c)
Veuillez expliquer pourquoi vous avez choisi d’examiner les
variations de la différence RCA réel/autorisé, plutôt que seulement
les variations des RCA réels.
d)
Veuillez décrire l’utilité des variations antérieures de la différence
RCA réel/autorisé pour ce qui est d’évaluer spécifiquement le
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risque à long terme de recouvrement des investissements auquel
les pipelinières sont exposées.
e)
Veuillez commenter l’utilité d’examiner les variations antérieures
de la différence RCA réel/autorisé, par opposition à des
estimations des bêtas, lorsqu’il s’agit d’évaluer le risque
commercial et les coûts d’immobilisations (i) d’une société en
particulier et (ii) d’un groupe de sociétés. Dans votre réponse,
veuillez tenir compte des facteurs propres aux sociétés pipelinières,
s’il y a lieu.
Sujet : Protection accordée par la réglementation
1.9 Références :
Préambule :
(i)
(ii)
(iii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 44, lignes 15-19
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 46, lignes 10-11
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 51, lignes 17-22
Dans la référence (i). M. Booth dit qu’il est d’avis que [TRADUCTION] :
« les risques dont M. Carpenter a fait état dans son témoignage, et qu’ont
entérinés les autres témoins pour le compte de TQM, ont été passés aux
payeurs de droits dans une large mesure, ou le seront si jamais ils se
matérialisent. L’histoire de la réglementation au Canada montre que
lorsque surviennent des risques susceptibles d’infliger des pertes aux
services publics, les régies ont invariablement pour approche de transférer
ces risques aux payeurs de droits, par le truchement des mécanismes
réglementaires. »
Dans la référence (ii), M. Booth déclare que [TRADUCTION] « La BCUC
[British Columbia Utilities Commission] peut recourir à cette protection
réglementaire, et l’a bel et bien fait dans le cas de PNG [Pacific Northern
Gas], mais ne peut pas sauver une entreprise de la spirale de la mort. »
La référence (iii) expose les cinq facettes du risque commercial que
l’Office a examinées au cours de l’audience RH-4-2001.
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Demande :
a)
Veuillez exposer quelles facettes du risque, parmi celles que
mentionne la référence (iii), peuvent influer à la longue sur le
risque que court TQM d’avoir des actifs sous-utilisés ou d’être
entraînée dans une spirale de la mort.
b)
Spécifiquement en ce qui a trait à la matérialisation des risques qui
pourraient entraîner une sous-utilisation des actifs ou faire en sorte
que TQM soit entraînée dans une spirale de la mort, veuillez
illustrer au moyen d’exemples ou autrement comment, selon votre
déclaration, il y aura transfert de ces risques aux payeurs de droits.
Sujet : Nouveaux projets pipeliniers au Canada
1.10 Références :
Préambule :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 9, lignes 2-3
Preuve écrite de TQM, annexe 1: Fair Return (Rendement
équitable), p. 22, lignes 22-23
Dans la référence (i), M. Safir affirme que [TRADUCTION] « les sociétés
pipelinières canadiennes n’ont pas craint de lancer de nouveaux projets,
en dépit de l’utilisation de RCA établis suivant la formule de l’ONÉ ».
On lit ce qui suit dans la référence (ii) [TRADUCTION] : « TQM constate
qu’au cours des dix dernières années, personne n’a proposé de nouveaux
projets pipeliniers de grande envergure qui adopteraient la formule du
RCA conçue en 1994. »
Demande :
Veuillez préciser si l’ACPP et/ou M. Safir croient que les nouveaux
projets pipeliniers ont été ou sont élaborés en fonction de RCA fixés
suivant la formule, et dans quelle mesure. Veuillez étayer votre réponse
au moyen de preuves.
Sujet : Fuite des investissements
1.11 Référence :
Préambule :
Preuve écrite de l’ACPP, M. Safir, p. 9, lignes 13-15
Au sujet de la formule du RCA adoptée à l’instance RH-2-94, la
référence souligne que [TRADUCTION] « il n’y a aucune indication des
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répercussions économiques, comme la fuite d’investissements, que l’on
s’attendrait à voir si les rendements procurés par la formule n’étaient pas
compatibles avec les risques commerciaux ».
Demande :
a)
Veuillez décrire de quelle façon le phénomène de la fuite
d’investissements se manifesterait-il dans le contexte des
pipelinières canadiennes s’il se produisait en réaction à des RCA
autorisés qui sont trop bas.
b)
Veuillez traiter de la façon dont serait mesurée la fuite des
investissements lorsque des entreprises cotées en bourse qui sont
propriétaires de pipelines réglementés travailleraient également
dans d’autres branches d’activité, à la fois réglementées et non
réglementées.
Sujet : Structure du capital
1.12 Références :
Préambule :
(i)
(ii)
(iii)
(iv)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 57, lignes 10-16
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 3, lignes 30-34
Preuve écrite de l’ACPP, p. 3
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 42, tableau 13
Dans la référence (i), M. Booth soutient que [TRADUCTION] « dans
l’absolu, je continuerais de recommander un ratio de capital-actions
ordinaire de 30 % pour TQM du fait qu’il n’y a aucune raison de
l’augmenter sur la base des risques commerciaux. En outre, je ne vois pas
non plus de problèmes liés à l’accès aux marchés financiers qui
justifieraient une augmentation. Cependant, l’EUB de l’Alberta a relevé
le seuil à l’égard des services publics qui présentent les risques les plus
faibles en faisant passer à plus de 30 % le ratio en question pour ce qui
est des exploitants d’installations de transport imposables. Si l’Office ne
s’oppose pas au jugement de l’EUB à l’effet que le ratio de capitalactions ordinaire des services publics qui présentent les risques les plus
faibles devrait se situer autour de 32 % ou 33 % et un rendement calculé
selon une formule, il faudrait alors faire augmenter légèrement le ratio de
TQM jusqu’à 32 %. »
Dans le résumé de la référence (ii), M. Booth dit [TRADUCTION]
« recommander que le ratio de capital-actions ordinaire de TQM puisse
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passer à 32 %. En termes de risques commerciaux, l’entreprise serait
ainsi placée sur le même rang que les réseaux de transport d’électricité
albertains. Il s’agirait alors d’une augmentation de 2 % à partir des 30 %
actuellement accordés, ou encore de 7 % à partir de ce qui était permis
avant 1994, malgré le fait qu’à mon avis, les risques commerciaux
qu’elle court sont moindres à l’heure actuelle. »
Dans la référence (ii), il est fait mention que [TRADUCTION] « l’ACPP
accepte l’évaluation de M. Booth à l’effet que le ratio de capital-actions
ordinaire de TQM devrait demeurer à 30 % s’il n’est tenu compte que de
l’évolution des risques commerciaux depuis que la décision RH-2-94 a
été rendue. L’ACPP accepte en outre la recommandation de M. Booth
d’augmenter ce ratio à 32 % pour qu’il soit comparable à celui des
exploitants d’installations de transport albertaines et conforme à la
décision rendue en 2003 par l’EUB de l’Alberta au sujet d’AltaLink. »
La référence (iv) indique que le ratio de capital-actions ordinaire
approuvé pour AltaLink était de 35 % selon la décision rendue par l’EUB
en 2004, soit une augmentation de 1 % par rapport au plus récent niveau
« approuvé par l’Office ».
L’Office demande des renseignements supplémentaires quant aux
positions de l’ACPP et de M. Booth en ce qui a trait au ratio de TQM
jugé approprié pour 2007 et 2008.
Demande :
a)
Veuillez préciser sur quelle base est effectuée la recommandation
de 32 %, à la lumière du chiffre de 35 % dans la référence (iv) et
de la référence spécifique de l’ACPP à la « décision rendue en
2003 par l’EUB de l’Alberta au sujet d’AltaLink ».
b)
Veuillez préciser ce qui, de l’avis de l’ACPP et de M. Booth, est
le ratio approprié à l’égard de TQM pour 2007 et 2008, puis
expliquer.
Sujet : Changements survenus depuis 1994
1.13 Références :
(i)
(ii)
(iii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 21, lignes 15-24
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 22, ligne 2
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 13, lignes 5-8
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Préambule :
Dans les références (i) et (ii), M. Booth fournit une comparaison des
marchés financiers en 1994, 2001 et 2008, et affirme que les
changements les plus importants sont survenus entre 1994 et 2001.
Dans la référence (iii), il précise que ses estimations de la prime de risque
sont fondées sur un rendement des obligations à long terme du Canada de
4,75 %.
Demande :
a)
Veuillez exposer s’il est juste de présumer que les variables
présentées dans la référence (i) décrivent complètement l’état des
marchés financiers en 1994, 2001 et 2008 ou s’il faudrait tenir
compte d’autres variables telles que les taux de change ou les
indices des marchés boursiers.
b)
Veuillez exposer les conséquences d’utiliser la variable du
rendement réel des obligations du Canada pour estimer le coût du
capital de TQM.
c)
Veuillez exposer les raisons qui pourraient expliquer la baisse
marquée, entre 2001 et 2008, de la variable du rendement réel des
obligations du Canada.
d)
Veuillez illustrer comment l’estimation de 4,75 % a été calculée
pour le rendement des obligations à long terme du Canada.
Sujet : Valeur comptable et valeur marchande
1.14 Références :
Préambule :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, annexe B, pp. 6 et 14
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, annexe B, p. 4
Dans la référence (i), on lit que tout ratio valeur marchande–valeur
comptable nettement plus élevé que 1,0 dénote que les investisseurs ont
touché un rendement supérieur à ce qui constitue un taux de rendement
juste et équitable (p. 6). De plus, on affirme, à la page 14, que le ratio
valeur marchande–valeur comptable est le signal de base qui indique si
les investisseurs font l’objet d’un traitement équitable ou non.
La référence (ii) indique qu’une entreprise peut accroître sa valeur
marchande en augmentant son bénéfice au moyen d’un taux de
rendement plus élevé, ou en réduisant son coût du capital.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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Demande :
a)
D’après la première assertion dans la référence (i), veuillez
expliquer si le ratio valeur marchande–valeur comptable reflète
des taux de rendement réalisés ou des taux de rendement
attendus.
b)
Veuillez expliquer le lien entre le ratio valeur marchande–valeur
comptable, d’une part, et la norme de rendement équitable et ses
trois exigences, d’autre part.
c)
Veuillez commenter les limites du ratio valeur marchande–valeur
comptable, s’il y en a, pour ce qui est de déterminer la valeur
d’une entreprise réglementée et la mesure dans laquelle ce ratio
est utilisé par les intervenants du marché financier pour évaluer
les actions des entreprises.
d)
Pour contourner les limites mentionnées en c), y a-t-il d’autres
ratios qui puissent être utilisés afin de déterminer la valeur d’une
entreprise réglementée. Dans l’affirmative, veuillez décrire ces
ratios.
e)
Outre ce qui est mentionné dans la référence (ii), veuillez décrire
d’autres facteurs qui feraient dévier la valeur marchande d’une
entreprise réglementée, comme TQM, de sa valeur comptable.
Sujet : Acquisitions de services publics canadiens
1.15 Référence :
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 4, lignes 14-21
Préambule :
La référence souligne que les acquisitions de services publics canadiens
semblent représenter des investissements attrayants puisque les
acquéreurs paient généralement de fortes primes par rapport à la valeur
comptable de l’entreprise achetée. La référence poursuit en disant que,
une fois qu’il est reconnu que la prime d’acquisition représente un actif
non productif, il est clair que les investisseurs sont prêts à l’absorber
simplement pour bénéficier du rendement des actifs comptables qui sont
compris dans la base tarifaire.
Demande :
a)
Veuillez décrire les éléments qui sont susceptibles de constituer la
prime d’acquisition dans une acquisition type d’un service public
canadien.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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b)
Veuillez exposer les facteurs qui peuvent influer sur l’importance
de chacun des éléments relevés au point a).
c)
Veuillez commenter dans quelle mesure on peut supposer que les
éléments relevés au point a) représentent des actifs non productifs
dans le cas de n’importe quelle acquisition.
Sujet : Double effet de levier et société de portefeuille (services publics)
1.16
Références :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 35, lignes 21-27
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 36, lignes 1-2
Préambule :
La référence (i) mentionne que le phénomène du double effet de levier
peut transférer les avantages fiscaux de la dette aux actionnaires de la
société mère, et peut aussi signifier une baisse de la cotation et une
augmentation du coût de la dette pour le service public, en l’absence
d’un « isolement financier » de la société mère. M. Booth ajoute que
ces considérations sont partiellement pertinentes dans le cas de TQM
puisque sa structure d’entreprise empêche qu’une situation du genre
d’Enron se produise.
La référence (ii) souligne que TransCanada, en particulier, peut lever
des fonds pour des actifs non réglementés, alors que ses actifs
réglementés sous-endettés soutiennent la cotation de toute l’entreprise.
Demande :
a)
Veuillez décrire le ou les aspects du cas d’Enron qui sont
sous-entendus dans la référence (i).
b)
Veuillez exposer pourquoi la structure d’entreprise de TQM
empêcherait qu’une telle situation se produise.
c)
Veuillez exposer pourquoi TransCanada est plus susceptible que
Gaz Métro de se prévaloir de la situation décrite dans la
référence (ii).
Sujet : Dividendes et impôts
1.17 Références :
(i)
(ii)
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 89, lignes 9-12
Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, p. 29, lignes 21-23
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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(iii) Preuve écrite de l’ACPP, M. Booth, annexe D, p. 11,
lignes 19-21
(iv) Preuve écrite de TQM, annexe 5, p. 61, lignes 19-25
(v) Communiqué du ministère des Finances du Canada en date du
23 novembre 2005 annonçant une réduction de l’impôt sur le
revenu des particuliers applicable aux dividendes (pièce jointe
no 2 – http://www.fin.gc.ca/news05/05-082f.html).
Préambule :
Dans la référence (i), M. Booth fait allusion à une déclaration de
George Lewis, de la RBC Dominion Valeurs mobilières Inc., selon
laquelle un service public compte généralement une plus grande
proportion d’actionnaires privés et nationaux, par comparaison à une
société canadienne type.
La référence (ii) mentionne que des sociétés comme Bell Canada
Enterprises, EnCana et Suncor envisageaient de convertir leurs actifs,
en tout ou partie, en fiducie de revenu.
La référence (iii) affirme que la réduction des obstacles à
l’investissement étranger n’occasionnera pas de fortes pressions de
vente à l’égard de valeurs canadiennes à avantages fiscaux, comme les
titres de services publics.
Demande :
a)
Veuillez préciser la source de la déclaration rapportée dans la
référence (i) et le contexte dans lequel elle a été faite.
b)
Veuillez concilier la déclaration dans la référence (i) et l’énoncé
de référence (iv) qui précise que les fonds de pension sont très
intéressés à investir dans des actifs d’infrastructures
énergétiques.
c)
Veuillez décrire pourquoi des sociétés comme Bell Canada
Enterprises, EnCana et Suncor auraient envisagé de se convertir
en fiducie de revenu en dépit de l’annonce faite par le ministère
des Finances, le 23 novembre 2005 (référence (v)), concernant
la réduction de l’impôt des particuliers sur les revenus de
dividendes.
d)
Dans la perspective des investisseurs américains et investisseurs
institutionnels canadiens, y compris les fonds de pension, qui
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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acquièrent des actions canadiennes avec dividendes, comme les
titres de services publics, veuillez commenter l’importance de la
retenue d’impôt et du crédit d’impôt pour dividendes, et leur
effet d’incitation (ou de dissuasion) du point de vue de
l’investissement dans des actions avec dividendes au Canada.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
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Pièce jointe no 1 (DR no 1.5)
News Release announcing commencement of operations at Excelerate Energy’s Northeast
Gateway Deepwater Port
Tuesday, May 20, 2008
EXCELERATE ENERGY DELIVERS FIRST LNG CARGO TO NORTHEAST GATEWAY DEEPWATER PORT
Excelerate Energy delivers first LNG cargo to Northeast Gateway Deepwater Port
(First new East Coast LNG facility in more than 30 years)
IN MASSACHUSETTS BAY - With the arrival of the vessel Excellence at the new Northeast Gateway (NEG) Deepwater
liquefied natural gas (LNG) Port, Houston-based Excelerate Energy L.L.C. announced today that the NEG facility has
commenced commercial operations. Operating approximately 18 miles east of Boston in Massachusetts Bay, Excellence is
currently off-loading its cargo of natural gas into the existing HubLine natural gas pipeline system operated by Spectra
Energy, also headquartered in Houston.
"This delivery is a milestone in efforts to bring a new, safe, clean, affordable energy source to the New England region in
record time," said Rob Bryngelson, Excelerate Energy CEO. "During the course of this project it became extremely clear
that our ship-board regasification technology is the quickest, least expensive and most environmentally responsible way to
bring new natural gas supplies to markets."
Excelerate Energy and Spectra Energy teamed up to extend a 16-mile, 24-inch pipeline lateral from Spectra Energy's
HubLine to the Deepwater Port. Regional energy studies show that New England’s demand for natural gas will
increase considerably in coming years, and call for new supplies to ensure price and supply stability.
"The Northeast Gateway project brings an important new natural gas supply to the heart of the New England market
area," said Bill Yardley, group vice president, Spectra Energy Transmission. "Spectra Energy looks forward to its
continuing partnership with Excelerate to provide greater supply diversity and reliability to the region. We also extend
our joint appreciation to state and federal agencies for the thorough review and timely approvals of this project."
Since introducing the concept of the NEG project in the summer of 2004, Excelerate Energy began the permitting process
in June 2005 and received its license for the facility in May 2007. Construction began immediately upon receipt of the
license and was completed in December 2007. The completion and commissioning of NEG marks the first new LNG
receiving facility to be built on the U.S. east coast in more than 30 years.
The regasification system developed by Excelerate Energy allows its purpose-built vessels, referred to as Regasification
Vessels, to regasify its cargo of LNG using existing technology in a new application and deliver vaporous natural gas
through one of two turret loading buoys located approximately 90 feet below the water surface. The vessel draws one of
the buoys into a specially designed compartment and connects it to the onboard regasification equipment. The buoys not
only act as a conduit for the gas delivery, but also act as a mooring for the vessels, eliminating the need to anchor the ships
at the Deepwater Port. This robust system, designed and tested with crude oil in the North Sea, has been used in the US
Gulf of Mexico by Excelerate Energy – even providing natural gas supplies throughout Hurricane Katrina in 2005.
With its inaugural delivery, Excellence will offload about one billion cubic feet of gas in order to test all of the port and
pipeline systems. The delivery follows preliminary commissioning activities conducted in February, 2008. Ultimately, the
system is capable of supplying up to approximately 20 percent of New England’s natural gas demand.
In addition to their ability to regasify LNG through its on board system, Excelerate Energy's vessels also retain their
conventional LNG discharge capability, enabling the vessels to offload at standard land-based LNG terminals as well as
into Excelerate Energy's proprietary receipt points around the world. Additionally, Excelerate Energy pioneered LNG
transshipment via ship-to-ship transfer, further increasing the flexibility of its operations. These ships are by far the
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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cleanest LNG tankers in the world due to the use of state-of-the-art technology that reduce both air and water emissions
to nominal levels. While operating at NEG, the vessels are able to reduce their NOx emissions by nearly 90 percent and
their water consumption and discharge by nearly 98 percent, a phenomenal accomplishment.
Aside from the Northeast Gateway Deepwater LNG Port, Excelerate also operates the Gulf Gateway Deepwater Port in
the Gulf of Mexico about 116 miles south of Louisiana. The company has also pioneered GasPort technology comprising
dockside LNG regasification facilities. The company’s first GasPort at Teesside in the United Kingdom was
commissioned in February 2007. Excelerate also is developing similar facilities in South America and the Middle East.
As part of the federal environmental review process, certain mitigation measures were recommended by the National
Oceanographic Atmospheric Administration (NOAA) to protect the endangered North Atlantic right whale from
potential impacts caused by the construction and operation of the NEG facility. Excelerate Energy endorsed these
recommendations and entered into a partnership with the Cornell University Bioacoustic Research Program (Cornell)
and the Woods Hole Oceanographic Institution (WHOI) to develop a system of auto-detection buoys (ABs) equipped with
passive acoustic hydrophones with sensors specially tuned to pick up the characteristic vocalizations of right whales, as
well as other marine mammals. Advanced software developed by the Cornell team translates the whale calls into
automated alerts that can be relayed through the web and maritime radio networks. Ten of these ABs have been installed
along a nearly 50-mile segment of the recently re-aligned Boston Traffic Separation Scheme (TSS) leading to the
Northeast Gateway Port.
Excelerate Energy also has established operational procedures to further reduce the risk of striking whales while
approaching Northeast Gateway.
"Excelerate takes its responsibility to environmental stewardship very seriously," said Jonathan Cook, Excelerate’s
COO. "We have adopted operational procedures such as reducing the vessels' speed and posting additional lookouts who
have received special training in marine mammal identification."
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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Project Description for Broadwater Energy’s LNG Terminal
Project Overview
Broadwater Energy is a joint venture between TransCanada Corporation and Shell to address energy
shortages threatening the Long Island Sound region of New York and Connecticut. Broadwater would safely
and reliably deliver a large new supply of clean-burning natural gas to homes, businesses, and power
generation plants.
Broadwater plans to build and install a floating facility moored in the Long Island Sound to receive imports
of liquefied natural gas (LNG). LNG is natural gas that has been cooled so that it becomes a liquid that can
be economically shipped throughout the world in specially designed ships.
Physically, Broadwater would consist of a ship-like vessel moored in Long Island Sound. The vessel, known
as a Floating Storage Regasification Unit, or FSRU, would be about 1,200 feet long and 180 feet wide and
would rise about 75 to 80 feet above the water. LNG carriers will unload their cargo to the FSRU.
The Broadwater FSRU's proposed location is at the widest point of the Sound, about nine miles north of the
coast of Riverhead, New York (about 10 miles from the nearest Connecticut shoreline). The terminal would
connect with the existing sub-sea Iroquois Gas Transmission system (Iroquois) pipeline via an underwater
connecting pipeline that would be about 22 miles long.
Every two to three days, the FSRU would receive LNG shipments from ocean-going carriers that would enter
the Sound and offload their cargo. The LNG would be stored in tanks in the hull of the FSRU. The LNG would
be warmed back into a gas (regasified) so the natural gas can be delivered to the New York and Connecticut
markets through the existing Iroquois pipeline
Project Description for El Paso’s Northeast Passage Pipeline
Tennessee Gas Pipeline Company (Tennessee), a subsidiary of El Paso Corporation (El Paso) and a major supplier of
natural gas to utilities and power generators in the northeastern United States, proposes to develop the Northeast Passage
Project (Project) from supply points in Ohio and/or the Gulf Coast to a number of locations throughout the mid-Atlantic,
Pennsylvania, New York and New Jersey areas.
The project is being deferred to a 2012-2013 timeframe to better align with market area qrowth projections. In the interim,
Tennessee continues to pursue commercial activities to enhance its system and transportation services serving Northeast
markets. For more information, contact our toll-free number 1-866-683-5587.
The Northeast Passage Project would interconnect with other major pipelines and utilities to provide reliable and economical
natural gas transportation service to help meet growing energy demands in the northeastern United States. The Project
would provide customers with access to prolific and diverse supplies of primarily domestic natural gas from several key
producing basins in the Rocky Mountains and the Gulf Coast. The capacity created by the Project would help meet the
needs of both power generators and local gas distribution companies for clean natural gas.
El Paso Corporation provides natural gas and related energy products in a safe, efficient, and dependable manner. El Paso
Corporation owns North America's largest natural gas pipeline system and one of North America's largest independent
natural gas producers.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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Project Description for Kinder Morgan’s REX Northeast Express Pipeline (from p. 3-4 of
website)
Description of the Northeast Express Project
While the construction of REX continues to progress on schedule, considerable interest has
been expressed by existing and potential shippers, including producers, end users, LDCs
and other interstate pipelines in extending the REX pipeline from its planned terminus at
Clarington, Ohio, eastward to a point near Princeton, New Jersey,
and in expanding the REX pipeline between Lebanon, Ohio and Clarington, Ohio.
The proposed extension path from Clarington, Ohio to Princeton, New Jersey, is
a stand alone project, and is not dependent on an expansion between Lebanon, Ohio
and Clarington, Ohio. The proposed expansion from Lebanon, Ohio to Clarington, Ohio,
coupled with the extension path from Clarington, Ohio to Princeton, New Jersey is
also offered on a stand alone basis. Construction of capacity on
the combined expansion/extension path would entail an expansion of planned REX facilities
between Lebanon and Clarington, and the quantity of expansion capacity that is
proposed between Lebanon and Clarington may be modified independent of the extension from
Clarington to Princeton based on expressions of interest to this open season.
Based on initial feedback from potential shippers, the REX Northeast Express Project,
depicted in Figure 3, has been designed to provide the following:
o
o
o
A 375 mile, 42inch diameter pipeline extension of the REX pipeline originating at
the planned terminus of the REX pipeline near Clarington, Ohio, traversing northeast to
Oakford, Pennsylvania, and then proceeding east to the Princeton,
New Jersey area. The extension has a design capacity of 1,500,000 Dth/d.
A 1,000,000 Dth/d capacity expansion of the REX pipeline between Lebanon
and Clarington, Ohio.
Based on market interest, planned interconnections would include:
•
The construction of receipt capability at four points including ANR
Pipeline Company (“ANR”) at Lebanon; TETCO (M2) at Lebanon; Texas Gas
Transmission LLC (“TGT”) at Lebanon; and Tennessee Gas
Pipeline Company (“TGP”) in Guernsey County, Ohio.
•
The TETCO, TGT and TGP receipt points will be bidirectional points, as they
are already planned delivery points off the REX pipeline system.
Two bidirectional interconnects at Oakford, one with Dominion Transmission
Inc. (“DTI”) and one with Columbia Gas Transmission (“Columbia”).
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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•
Two bidirectional interconnects in Juniata County, Pennsylvania, one with
TETCO at the P01 point where the TETCO line to the Leidy storage area
originates and one with DTI near Perulack, Pennsylvania.
•
Five delivery point interconnects near the eastern terminus of the project.
Delivery points will include TETCO (M3) in Hunterdon County, New Jersey,
Transco at Transco’s station 205 (Zone 6 NonNY), UGI in Lebanon County or
Berks County, Pennsylvania, PECO in Bucks County,
Pennsylvania, and Algonquin at the southern most point on the Algonquin system.
•
Booster compression services will be available at Lebanon, Guernsey County,
Oakford and PO1/Perulack. The booster compression service is
designed to allow receipt of lower pressure gas into the Project.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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Project Description for Williams’ Rockies Connector Pipeline
Rockies Connector
An important component of Williams' Northeast Supply Project is the development of a new, 250-mile extension of its
existing Transco natural gas pipeline. The company is calling this pipeline extension Rockies Connector. Williams is
currently in the preliminary stages of designing this extension, gathering data for studies that will help the company
determine the location of the facilities that would be needed.
Rockies Connector is being designed to connect natural gas supplies originating
from the Rocky Mountains, Appalachia and the emerging Marcellus shale supply
regions to growing, major markets in the Northeast. The proposed pipeline
extension would connect Williams’ Transco Station 195 in York County, Penn., to
the eastern terminus of the Rockies Express pipeline in Monroe County, Ohio. Once
complete, the extension will provide Northeast markets with unprecedented access
to abundant, domestic natural gas supplies.
As proposed, service on the Northeast Supply Project would be available by
November 2011.
Project Update
May 5, 2008 -- Williams’ survey
crews continue to conduct field
studies and gather information
to develop an extension of its
Transco pipeline called
Rockies Connector. The
company is investigating the
expansion as part of its
Northeast Supply project.
Interstate natural gas pipelines are regulated by the Federal Energy Regulatory
Commission (FERC).
As such, FERC requires operators like Williams to
obtain a federal Certificate of Public Convenience
and Necessity, in addition to various state and
local permits, before any pipeline facilities can be
built. In early 2009 Williams intends to request
that the FERC initiate a pre-filing environmental
review of the Northeast Supply proposal. The
FERC pre-filing process is intended to solicit early
input from citizens, governmental entities and
other interested parties to identify and address
issues with potential facility locations. Williams will
host a series of formal public workshops in the
affected areas to formally introduce the proposal
to the public and solicit feedback. Your input is
important to us and can help shape the final
project scope.
Williams currently anticipates filing a certificate
application with FERC for the Northeast Supply
project in late 2009.
Pièce jointe à la lettre de l’ONÉ
datée du 26 juin 2008
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Pièce jointe no 2 (DR no 1.17)
Ottawa, le 23 novembre 2005
2005-082
Le ministre des Finances prend des mesures
dans le dossier des fiducies de revenu
Document connexe :
•
Document d'information
Le ministre des Finances, Ralph Goodale, a répondu aujourd’hui aux inquiétudes concernant les fiducies de revenu et
les autres entités intermédiaires en annonçant une réduction de l’impôt sur le revenu des particuliers applicable aux
dividendes. Cette mesure aidera à uniformiser les règles du jeu pour les sociétés et les fiducies de revenu.
« Comme la durée de la présente session du Parlement est incertaine et qu’il faut assurer plus de certitude et une
meilleure stabilité sur le marché des fiducies de revenu, il est tout à fait justifié de prendre des mesures immédiates », a
déclaré le ministre Goodale. « Il se dégageait un large consensus dans les mémoires reçus pendant la consultation, en
faveur d’une réduction de l’impôt sur le revenu des particuliers applicable aux dividendes. L’annonce d’aujourd’hui
donne suite à ce consensus et met fin à la consultation. »
Cette réduction d’impôt prendra la forme d’une hausse du taux de majoration des dividendes et du taux du crédit
d’impôt pour dividendes. Elle permettra de faire en sorte que l’impôt total sur les dividendes reçus des grandes sociétés
canadiennes soit davantage comparable à l’impôt payé sur les attributions des fiducies de revenu, et d’éliminer la
« double imposition » des dividendes au niveau fédéral. Le ministre a déposé aujourd’hui à la Chambre des communes
un Avis de motion de voies et moyens visant à mettre en œuvre ces mesures.
« La réduction de l’impôt payé par les particuliers sur les dividendes favorisera l’épargne et l’investissement et aidera à
établir un meilleur équilibre entre le régime fiscal des grandes sociétés et celui des fiducies de revenu », a déclaré le
ministre Goodale. « Cette mesure profitera aux Canadiens et leur permettra, au bout du compte, de payer moins
d’impôt. »
Encourager davantage l’épargne et l’investissement et accroître la neutralité du régime fiscal en ce qui concerne la
structure des entreprises sont deux éléments importants du Plan pour la croissance et la prospérité annoncé
récemment par le gouvernement. La réduction d’impôt annoncée aujourd’hui est conforme au but ultime du Plan, qui
consiste à rehausser le niveau de vie de tous les Canadiens.
Le ministre du Revenu national, John McCallum, recommencera à rendre des décisions anticipées au sujet des
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datée du 26 juin 2008
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structures d’entreprise faisant appel à des entités intermédiaires.
De plus amples détails sur cette mesure sont fournis dans le document d’information ci-joint.
________________________________________________________
Pour plus de renseignements, les médias peuvent communiquer avec :
Pat Breton
Attaché de presse
Cabinet du ministre des Finances
(613) 996-7861
David Gamble
Division des affaires publiques
et des opérations
(613) 996-8080
Si vous désirez recevoir un courriel vous avisant automatiquement à chaque émission d’un communiqué de presse,
veuillez visiter le site Web du ministère des Finances Canada à l’adresse suivante :
www.fin.gc.ca/scripts/register_f.asp.