O. Reg. 557/22: PAYMENTS UNDER SECTION 78.1 OF THE ACT
filed December 9, 2022 under Ontario Energy Board Act, 1998, S.O. 1998, c. 15, Sched. B
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ontario regulation 557/22
made under the
Ontario Energy Board Act, 1998
Made: December 8, 2022
Filed: December 9, 2022
Published on e-Laws: December 9, 2022
Printed in The Ontario Gazette: December 24, 2022
Amending O. Reg. 53/05
(PAYMENTS UNDER SECTION 78.1 OF THE ACT)
1. (1) The definition of “base payment amount” in subsection 0.1 (1) of Ontario Regulation 53/05 is amended by striking out “the hydroelectric facilities, excluding” and substituting “the hydroelectric facilities or the nuclear facilities, as the case may be, excluding”.
(2) Subsection 0.1 (1) of the Regulation is amended by adding the following definitions:
“Pickering B extension activities” means any activities in furtherance of the operation of the Pickering B Nuclear Generating Station during the Pickering B extension period, whether or not the activities occurred during that period;
“Pickering B extension period” means the period beginning on January 1, 2026 and ending no later than September 30, 2026;
2. Subsection 5 (4) of the Regulation is amended by striking out “units” wherever it appears and substituting in each case “generating units”.
3. The Regulation is amended by adding the following section:
Pickering B extension variance account
5.7 (1) Ontario Power Generation Inc. shall establish a variance account in connection with section 78.1 of the Act that records the difference between,
(a) revenues generated during the Pickering B extension period that are earned from the output of the Pickering B Nuclear Generating Station, calculated on the basis of the base payment amount for the nuclear facilities that applies on January 1, 2026; and
(b) the sum of,
(i) any foregone revenues related to foregone output from the Pickering B Nuclear Generating Station arising from any Pickering B extension activities, and
(ii) the revenue requirement impacts arising from the actual non-capital and capital costs incurred in relation to any Pickering B extension activities.
(2) The variance account shall,
(a) take into account any related income tax effects; and
(b) not include any amounts included in,
(i) the Board’s order under section 78.1 of the Act dated January 27, 2022 setting payment amounts for the nuclear facilities, or
(ii) a deferral account established under section 5.2 or 5.6.
(3) Ontario Power Generation Inc. shall record interest on the balance of the account as the Board may direct.
4. (1) Paragraph 10 of subsection 6 (2) of the Regulation is amended by striking out “the nuclear generation facilities referred to in paragraphs 3, 4 and 5 of section 2” at the end and substituting “the nuclear facilities”.
(2) Subparagraph 13 i of subsection 6 (2) of the Regulation is amended by striking out “Dec” and substituting “December”.
(3) Subsection 6 (2) of the Regulation is amended by adding the following paragraph:
14. The Board shall determine the disposition of any balance recorded in the variance account established under subsection 5.7 (1), to the extent the Board is satisfied that,
i. the revenues and costs are accurately recorded in the account,
ii. the costs were prudently incurred, and
iii. the amounts recorded in the account are directly attributable to Pickering B extension activities.
5. The title of the second Schedule to the Regulation is revoked and the following substituted:
Schedule 2
6. The Regulation is amended by adding the following French version:
Paiements visés à l’article 78.1 de la Loi
Définitions
0.1 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.
«activités de fermeture de Pickering» Activités visant la fermeture d’une centrale de Pickering. («Pickering closure activities»)
«activités de prolongation de l’exploitation de Pickering B» Activités visant à poursuivre l’exploitation de la centrale nucléaire de Pickering B pendant la période de prolongation de l’exploitation de Pickering B, qu’elles aient eu lieu pendant cette période ou non. («Pickering B extension activities»)
«fermeture de Pickering» S’entend de la fermeture ou du déclassement de la centrale nucléaire de Pickering A ou de la centrale nucléaire de Pickering B, ou du retrait de la production d’électricité d’un groupe électrogène de l’une ou l’autre centrale. («Pickering closure»)
«installations hydroélectriques» Les centrales hydroélectriques prescrites aux dispositions 1, 2 et 6 de l’article 2. («hydroelectric facilities»)
«installations nucléaires» Les installations de production nucléaire prescrites aux dispositions 3, 4, 5 et 7 de l’article 2. («nuclear facilities»)
«montant du paiement de base» Le paiement approuvé par la Commission à l’égard de la puissance fournie par les installations hydroélectriques ou les installations nucléaires, selon le cas, à l’exclusion de tout avenant prévoyant des paiements fixes ou variables. («base payment amount»)
«obligation en matière de déclassement nucléaire» Obligation qu’a Ontario Power Generation Inc. relativement au déclassement de ses installations de production nucléaire et à la gestion de ses déchets nucléaires et du combustible épuisé. («nuclear decommissioning liability»)
«Ontario Nuclear Funds Agreement» L’accord conclu le 1er avril 1999 entre Sa Majesté la Reine du chef de l’Ontario, Ontario Power Generation Inc. et certaines filiales d’Ontario Power Generation Inc., y compris les modifications qui y sont apportées. («Ontario Nuclear Funds Agreement»)
«paiement moyen pondéré effectué à OPG» Pour une année donnée, s’entend du paiement total lié à la production moyenne pondérée qui est utilisé dans le calcul des paiements effectués en application de l’article 78.1 de la Loi à l’égard des installations de production prescrites à l’article 2 du présent règlement, calculé conformément à la formule suivante :
(((NPA + NPR) × NPF) + (HPA + HPR) × HPF) / (NPF + HPF)
où :
NPA représente le paiement approuvé par la Commission pour l’année à l’égard des installations nucléaires;
NPR représente l’avenant de paiement approuvé par la Commission pour l’année à l’égard du recouvrement des soldes inscrits aux comptes de report et aux comptes d’écart créés pour les installations nucléaires, à l’exclusion du compte de report créé en application du paragraphe 5.5 (1);
NPF représente les prévisions de production approuvées par la Commission à l’égard des installations nucléaires pour l’année;
HPA représente le paiement approuvé par la Commission pour l’année, ou le paiement prévu résultant de l’application d’une formule approuvée par la Commission pour la fixation des tarifs, le cas échéant, à l’égard des installations hydroélectriques;
HPR représente l’avenant de paiement approuvé par la Commission pour l’année à l’égard du recouvrement des soldes inscrits aux comptes de report et aux comptes d’écart créés pour les installations hydroélectriques;
HPF représente les prévisions en matière de production approuvées par la Commission à l’égard des installations hydroélectriques pour l’année. («OPG weighted average payment amount»)
«période de calcul» Chaque période pour laquelle la Commission établit, en application de la disposition 12 ii du paragraphe 6 (2), les besoins en revenus approuvés, ainsi que l’année qui précède immédiatement cette période. («calculation period»)
«période de prolongation de l’exploitation de Pickering B» Période qui commence le 1er janvier 2026 et qui prend fin au plus tard le 30 septembre 2026. («Pickering B extension period»)
«période de report» La période qui commence le 1er janvier 2017 et se termine à la fin du projet de remise en état de la centrale de Darlington. («deferral period»)
«petit réacteur modulaire» Installation de production nucléaire dont la puissance électrique utile est d’au plus 500 mégawatts. («small modular reactor»)
«plan de renvoi approuvé» Plan de renvoi, au sens que l’Ontario Nuclear Funds Agreement donne au terme «reference plan», qui a été approuvé par Sa Majesté la Reine du chef de l’Ontario conformément à cette entente. («approved reference plan»)
«projet de remise en état de la centrale de Darlington» Les travaux entrepris par Ontario Power Generation Inc. pour la remise en état, entièrement ou partiellement, de la totalité ou d’une partie des groupes électrogènes de la centrale nucléaire de Darlintgon. («Darlington Refurbishment Project»)
(2) Pour l’application du présent règlement, la puissance fournie par une installation de production est mesurée aux points de livraison de celle-ci, calculée conformément aux règles du marché.
Producteur prescrit
1. Ontario Power Generation Inc. est prescrite comme producteur pour l’application de l’article 78.1 de la Loi.
Installations de production prescrites
2. Les installations de production suivantes d’Ontario Power Generation Inc. sont prescrites pour l’application de l’article 78.1 de la Loi :
1. Les centrales hydroélectriques suivantes situées dans la municipalité régionale de Niagara :
i. Sir Adam Beck I.
ii. Sir Adam Beck II.
iii. Centrale de pompage Sir Adam Beck.
iv. De Cew Falls I.
v. De Cew Falls II.
2. La centrale hydroélectrique R. H. Saunders située sur le fleuve Saint-Laurent.
3. La centrale nucléaire de Pickering A.
4. La centrale nucléaire de Pickering B.
5. La centrale nucléaire de Darlington.
6. À compter du 1er juillet 2014, les installations de production d’Ontario Power Generation Inc. qui figurent à l’annexe 1.
7. Les petits réacteurs modulaires situés sur les biens-fonds appartenant à Ontario Power Generation Inc. dans la municipalité de Clarington, comprise dans la municipalité régionale de Durham, qui sont décrits à l’annexe 2.
Date prescrite pour le par. 78.1 (2) de la Loi
3. Le 1er avril 2008 est prescrit pour l’application du paragraphe 78.1 (2) de la Loi.
4. . . . . .
Comptes de report et d’écart
5. (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte d’écart au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription des frais d’immobilisations et des frais non liés aux immobilisations qui ont été engagés ainsi que des revenus réalisés ou du manque à gagner à partir du 1er avril 2005 en raison d’écarts par rapport aux prévisions énoncées dans le document intitulé Forecast Information (as of Q3/2004) for Facilities Prescribed under Ontario Regulation 53/05, qui est affiché et disponible sur le site Web de la Commission de l’énergie de l’Ontario, lesquels frais et revenus sont liés à ce qui suit :
a) des différences dans la production d’hydroélectricité dues à des différences entre les conditions hydrologiques prévues et réelles;
b) des changements imprévus des exigences réglementaires nucléaires ou des changements technologiques imprévus ayant une incidence directe sur les installations de production nucléaire, à l’exclusion des retombées sur les besoins en revenus décrites aux paragraphes 5.1 (1) et 5.2 (1);
c) des changements des revenus tirés de services accessoires provenant des installations de production prescrites aux termes de l’article 2;
d) des actes de la nature, y compris les phénomènes météorologiques violents;
e) des pannes et des restrictions du réseau de transport pour lesquelles il n’y a par ailleurs pas d’indemnisation au moyen des crédits de règlement de la gestion de la congestion conformément aux règles du marché.
(2) Le calcul des revenus réalisés ou du manque à gagner en raison de changements survenus dans la production d’électricité liés aux alinéas (1) a), b), d) et e) est fondé sur les prix suivants :
1. 33,00 $ par mégawattheure produit par les installations de production hydroélectrique prescrites aux dispositions 1 et 2 de l’article 2.
2. 49,50 $ par mégawattheure produit par les installations de production nucléaire prescrites aux dispositions 3, 4 et 5 de l’article 2.
(3) Ontario Power Generation Inc. inscrit sur le solde d’ouverture mensuel du compte des intérêts simples au taux annuel de 6 % appliqué au solde d’ouverture mensuel du compte, lesquels sont composés annuellement.
(4) Ontario Power Generation Inc. crée un compte de report au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription des frais non liés aux immobilisations qui sont engagés le 1er janvier 2005 ou après cette date et qui sont reliés à la remise en service de tous les groupes électrogènes de la centrale nucléaire de Pickering A, y compris les groupes électrogènes qui, selon ce que le conseil d’administration d’Ontario Power Generation Inc. a établi, devraient être entreposés dans un lieu sûr.
(5) Pour l’application du paragraphe (4), les frais non liés aux immobilisations comprennent notamment ce qui suit :
a) les coûts de construction, les coûts d’évaluation, les coûts des études de préingénierie, les coûts d’achèvement des projets et les coûts de démobilisation;
b) les frais d’intérêt, inscrits en tant qu’intérêts simples sur le solde d’ouverture mensuel du compte au taux annuel de 6 % appliqués au solde d’ouverture mensuel du compte, lesquels sont composés annuellement.
5.1 . . . . .
Compte de report — responsabilité nucléaire
5.2 (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte de report au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription, à compter de la date de prise d’effet de la première ordonnance rendue par la Commission en application de cet article, des retombées sur les besoins en revenus découlant des changements relatifs à son obligation globale en matière de déclassement nucléaire entre :
a) d’une part, le passif découlant du plan de renvoi approuvé qui est incorporé dans la plus récente ordonnance rendue par la Commission en application de l’article 78.1 de la Loi;
b) d’autre part, le passif découlant du plan de renvoi approuvé actuel.
(2) Ontario Power Generation Inc. inscrit les intérêts sur le solde du compte conformément à la directive de la Commission.
5.3 . . . . .
Compte d’écart — aménagement de nouvelles installations nucléaires
5.4 (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte d’écart au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription, à compter de la date de prise d’effet de la première ordonnance rendue par la Commission en application de cet article, des différences entre :
a) les retombées sur les besoins en revenus découlant des frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisations réellement engagés et des engagements financiers fermes pris en vue des nouvelles installations nucléaires projetées, notamment les frais associés à ce qui suit :
(i) la planification et la préparation en vue des nouvelles installations,
(ii) le repérage technologique pour les nouvelles installations,
(iii) la conception, l’aménagement et la construction des nouvelles installations;
b) le montant des retombées sur les besoins en revenus découlant des frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisations réellement engagés et des engagements financiers fermes qui étaient inclus dans les paiements effectués en application de l’article 78.1 de la Loi.
(2) Ontario Power Generation Inc. inscrit les intérêts sur le solde du compte conformément à la directive de la Commission.
Compte de report — lissage du taux pour la remise en état de la centrale de Darlington
5.5 (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte de report au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription, à compter du début de la période de report, de la différence entre :
a) d’une part, le montant des besoins en revenus approuvé par la Commission qui, en l’absence de la sous-disposition 12 i du paragraphe 6 (2) du présent règlement, aurait été utilisé pour le calcul des paiements devant être effectués en application de l’article 78.1 de la Loi chaque année de la période de report à l’égard des installations nucléaires;
b) d’autre part, la partie du montant des besoins en revenus visé à l’alinéa a) qui est utilisée pour le calcul des paiements effectués en application de l’article 78.1 de la Loi, après le calcul, conformément à la sous-disposition 12 i du paragraphe 6 (2) du présent règlement, du montant des besoins en revenus qui doit être reporté pour cette année à l’égard des installations nucléaires.
(2) Ontario Power Generation Inc. inscrit sur le solde du compte les intérêts à un taux de dette à long terme qui tient compte de son coût d’emprunt à long terme établi ou approuvé périodiquement par la Commission, lesquels sont composés annuellement.
Compte de report — coûts de fermeture de Pickering
5.6 (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte de report au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription des frais liés à l’emploi et des frais non liés aux immobilisations se rapportant aux tiers fournisseurs de services qu’a engagés Ontario Power Generation Inc. et qui découlent des activités de fermeture de Pickering, notamment :
a) les frais liés au licenciement, à la mise à pied, à la réaffectation ou au recyclage d’employés;
b) les frais liés à l’embauche d’employés ou à l’engagement de tiers fournisseurs de services pour accomplir les activités de fermeture de Pickering, et à leur rémunération.
(2) Le paragraphe (1) s’applique, que les frais aient été engagés avant ou après la fermeture de Pickering, mais ne s’applique :
a) ni aux frais que peut recouvrer Ontario Power Generation Inc. aux termes de l’Ontario Nuclear Funds Agreement;
b) ni nommément aux frais qui ont déjà été inclus dans une ordonnance rendue par la Commission en application de l’article 78.1 de la Loi.
(3) Ontario Power Generation Inc. inscrit les coûts de fermeture de Pickering au compte de renvoi tels qu’ils sont pris en compte dans les états financiers vérifiés d’Ontario Power Generation Inc. que son conseil d’administration a approuvés, et inscrit les intérêts sur le solde du compte conformément à la directive de la Commission.
Compte d’écart — prolongation de l’exploitation de Pickering B
5.7 (1) Ontario Power Generation Inc. crée un compte d’écart au titre de l’article 78.1 de la Loi pour l’inscription de la différence entre les sommes suivantes :
a) les revenus générés pendant la période de prolongation de l’exploitation de Pickering B qui sont réalisés à partir de la puissance fournie par la centrale nucléaire de Pickering B, lesquels sont calculés sur la base du montant du paiement de base pour les installations nucléaires qui s’applique le 1er janvier 2026;
b) le total de ce qui suit :
(i) le manque à gagner lié à la perte de puissance de la centrale nucléaire de Pickering B découlant des activités de prolongation de l’exploitation de Pickering B,
(ii) les retombées sur les besoins en revenus découlant des frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisations réellement engagés relativement aux activités de prolongation de l’exploitation de Pickering B.
(2) Le compte d’écart :
a) tient compte des incidences fiscales connexes;
b) n’inclut pas les sommes comprises, selon le cas :
(i) dans l’ordonnance de la Commission prévue à l’article 78.1 de la Loi et datée du 27 janvier 2022, qui fixe les paiements pour les installations nucléaires,
(ii) dans un compte de report créé en application de l’article 5.2 ou 5.6.
(3) Ontario Power Generation Inc. inscrit les intérêts sur le solde du compte conformément à la directive de la Commission.
Règles régissant le calcul des paiements qu’effectue la Commission
6. (1) Sous réserve du paragraphe (2), la Commission peut établir la forme, la méthodologie, les hypothèses et les calculs à employer pour rendre une ordonnance qui établit le montant des paiements pour l’application de l’article 78.1 de la Loi.
(2) Les règles suivantes s’appliquent au prononcé d’une ordonnance par la Commission qui établit le montant des paiements pour l’application de l’article 78.1 de la Loi :
1. La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre le solde inscrit au compte d’écart créé en application du paragraphe 5 (1) sur une période d’au plus trois ans, dans la mesure où elle est convaincue de ce qui suit :
i. les revenus inscrits au compte ont été réalisés ou constituent un manque à gagner et les frais ont été engagés de manière prudente,
ii. les revenus et les frais ont été inscrits avec exactitude au compte.
2. Lorsqu’elle fixe les paiements relatifs aux éléments d’actif prescrits en application de l’article 2, la Commission ne doit pas adopter des méthodologies, hypothèses ou calculs qui se fondent sur la conclusion de contrats pour la totalité ou une partie de la production de ces éléments d’actif.
3. La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre le solde inscrit au compte de report créé en application du paragraphe 5 (4). La Commission autorise le recouvrement du solde selon une méthode linéaire sur une période d’au plus 15 ans.
4. La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre les frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisations engagés et les engagements financiers fermes pris à l’égard du projet de remise en état de la centrale de Darlington ou engagés pour augmenter la production d’une installation de production visée à l’article 2, remettre celle-ci en état ou y ajouter de la puissance électrique utile, notamment les coûts d’évaluation ainsi que les coûts et engagements des études de préingénierie si, selon le cas :
i. les coûts et les engagements financiers se situaient dans les limites des budgets du projet approuvés à cette fin par le conseil d’administration d’Ontario Power Generation Inc. avant que la première ordonnance de la Commission ne soit rendue en application de l’article 78.1 de la Loi à l’égard d’Ontario Power Generation Inc.,
ii. les coûts et les engagements financiers n’ont pas été approuvés par le conseil d’administration d’Ontario Power Generation Inc. avant que la première ordonnance de la Commission ne soit rendue en application de l’article 78.1 de la Loi à l’égard d’Ontario Power Generation Inc., si la Commission est convaincue que les coûts ont été engagés de manière prudente et les engagements financiers, pris de manière prudente.
4.1 La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre les frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisation engagés et les engagements financiers fermes pris en vue de nouvelles installations nucléaires projetées, notamment les frais visés aux sous-alinéas 5.4 (1) a) (i) à (iii), dans la mesure où elle est convaincue de ce qui suit :
i. les frais ont été engagés de manière prudente,
ii. les engagements financiers ont été pris de manière prudente.
5. Lorsqu’elle rend sa première ordonnance en application de l’article 78.1 de la Loi à l’égard d’Ontario Power Generation Inc., la Commission accepte les sommes liées aux questions suivantes énoncées dans les derniers états financiers vérifiés d’Ontario Power Generation Inc. que son conseil d’administration a approuvés avant la date de prise d’effet de cette ordonnance :
i. les actifs et passifs d’Ontario Power Generation Inc., autres que le compte d’écart visé au paragraphe 5 (1), qui doivent être calculés conformément la disposition 1,
ii. les revenus qu’a réalisés Ontario Power Generation Inc. à l’égard de la location des centrales nucléaires de Bruce,
iii. les frais qu’a engagés Ontario Power Generation Inc. à l’égard des centrales nucléaires de Bruce.
6. Sans préjudice de sa portée générale, la disposition 5 s’applique aux valeurs se rapportant à ce qui suit :
i. les déductions pour amortissement,
ii. les retombées sur les besoins en revenus des décisions en matière de comptabilité et de politique fiscale,
iii. les frais d’immobilisations et frais non liés aux immobilisations engagés et les engagements financiers fermes pris pour augmenter la production d’une installation de production visée à l’article 2, remettre celle-ci en état ou y ajouter de la puissance électrique utile.
7. La Commission veille à ce que le solde inscrit au compte de report créé en application du paragraphe 5.2 (1) soit recouvré selon une méthode linéaire sur une période d’au plus trois ans, dans la mesure où elle est convaincue que les retombées sur les besoins en revenus sont inscrites avec exactitude au compte, en fonction des éléments suivants, tels qu’ils sont pris en compte dans les états financiers vérifiés d’Ontario Power Generation Inc. que son conseil d’administration a approuvés :
i. le rendement de l’assiette tarifaire,
ii. la dotation aux amortissements,
iii. les impôts sur le revenu et sur le capital,
iv. les dépenses en combustible.
7.1 La Commission veille à ce que le solde inscrit au compte d’écart créé en application du paragraphe 5.4 (1) soit recouvré selon une méthode linéaire sur une période d’au plus trois ans, dans la mesure où elle est convaincue de ce qui suit :
i. les frais ont été engagés de manière prudente,
ii. les engagements financiers ont été pris de manière prudente.
7.2 La Commission veille à ce que le solde inscrit au compte de report créé en application du paragraphe 5.6 (1) et les incidences fiscales connexes soient recouvrés selon une méthode linéaire sur une période d’au plus 10 ans à partir du jour où le dernier groupe électrogène des centrales nucléaires de Pickering A et B cesse de produire de l’électricité de façon permanente, dans la mesure où elle est convaincue que les frais ont été engagés de manière prudente et sont inscrits avec exactitude au compte.
8. La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre les sommes liées aux retombées des besoins en revenus de son obligation en matière de déclassement nucléaire découlant de l’actuel plan de renvoi approuvé.
9. La Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre tous les frais qu’elle engage à l’égard des centrales nucléaires de Bruce.
10. Si les revenus d’Ontario Power Generation Inc. réalisés à l’égard de la location des centrales nucléaires de Bruce dépassent les coûts qu’elle engage à l’égard de ces centrales, l’excédent doit être affecté à la réduction des paiements exigés en application du paragraphe 78.1 (1) de la Loi à l’égard de la puissance fournie par les installations nucléaires.
11. Lorsque la Commission rend sa première ordonnance en application de l’article 78.1 de la Loi à l’égard d’Ontario Power Generation Inc., qui prend effet le 1er juillet 2014 ou par la suite, les règles suivantes s’appliquent :
i. L’ordonnance prévoit le paiement de sommes à l’égard de la puissance fournie par une installation de production visée à la disposition 6 de l’article 2 pendant la période allant du 1er juillet 2014 au jour qui précède la date de prise d’effet de l’ordonnance.
ii. La Commission accepte la valeur respective des actifs et des passifs des installations de production visée à la disposition 6 de l’article 2, énoncée dans les derniers états financiers vérifiés d’Ontario Power Generation Inc. que son conseil d’administration a approuvés avant que cette ordonnance n’ait été rendue. Cela comprend les valeurs liées aux incidences fiscales des écarts temporaires et aux retombées sur les besoins en revenus des décisions en matière de comptabilité et de politique fiscale qui sont prises en compte dans ces états financiers.
12. Pour l’application de l’article 78.1 de la Loi, au moment de fixer les montants des paiements relatifs aux installations nucléaires pendant la période de report :
i. la Commission calcule la partie des besoins en revenus qu’elle approuve à l’égard des installations nucléaires pour chaque année qui doit être inscrite au compte de report créé en application du paragraphe 5.5 (1), en vue de rendre plus stables les changements d’une année à l’autre du paiement moyen pondéré effectué à OPG au cours de chaque période de calcul,
ii. la Commission calcule les besoins en revenus approuvés visés au paragraphe 5.5 (1) et le montant des besoins en revenus approuvés à reporter en application de la sous-disposition i sur une base quinquennale pour les 10 premières années de la période de report et, par la suite, sur une base périodique que fixe la Commission,
iii. il est entendu que le calcul par la Commission des besoins en revenus approuvés d’Ontario Power Generation Inc. pour les installations nucléaires ne doit pas être limité par les changements annuels des montants des paiements à la sous-disposition i,
iv. la Commission veille à ce qu’Ontario Power Generation Inc. recouvre le solde inscrit au compte de report créé en application du paragraphe 5.5 (1), et elle autorise le recouvrement du solde selon une méthode linéaire sur une période d’au plus 10 ans commençant à la fin de la période de report,
v. la Commission accepte la nécessité du projet de remise en état de la centrale de Darlington à la lumière du plan du ministère de l’Énergie connu comme le Plan énergétique à long terme de 2013 et de la politique connexe du ministre souscrivant à la nécessité de la remise en état des installations nucléaires.
13. Lorsque la Commission rend sa première ordonnance en application de l’article 78.1 de la Loi qui prend effet le 1er janvier 2022 ou par la suite et qui fixe les montants des paiements relatifs aux installations hydroélectriques, les règles suivantes s’appliquent :
i. L’ordonnance prévoit le montant d’un paiement de base relatif aux installations hydroélectriques qui est égal au montant du paiement de base relatif aux installations hydroélectriques du 31 décembre 2021, et qui s’applique jusqu’à la date de prise d’effet d’une ordonnance subséquente fixant le montant des paiements relatifs aux installations hydroélectriques qui entre en vigueur après le 31 décembre 2026.
ii. La sous-disposition i s’applique uniquement à l’égard de 50 % de la puissance fournie par l’installation de production de Chats Falls.
14. La Commission détermine l’affectation de tout solde inscrit dans le compte d’écart créé en application du paragraphe 5.7 (1), dans la mesure où elle est convaincue de ce qui suit :
i. les revenus et les frais sont inscrits avec exactitude au compte.
ii. les frais ont été engagés de manière prudente,
iii. les sommes inscrites au compte sont directement imputables aux activités de prolongation de l’exploitation de Pickering B.
(3) Il est entendu que la règle énoncée à la disposition 13 du paragraphe (2) n’a pas d’incidence sur le pouvoir qu’a la Commission d’approuver, selon le cas :
a) les changements apportés au mécanisme d’incitation en matière d’hydroélectricité applicable à Ontario Power Generation Inc.;
b) la création de comptes de report ou d’écart se rapportant aux installations hydroélectriques ou les changements apportés à ces comptes;
c) le recouvrement des sommes se rapportant aux installations hydroélectriques qu’Ontario Power Generation Inc. inscrit à un compte de report ou d’écart visé à l’alinéa b), ou le recouvrement des avenants de paiement y afférents.
7. . . . . .
Annexe 1
1. Abitibi Canyon.
2. Alexander.
3. Aquasabon.
4. Arnprior.
5. Auburn.
6. Barrett Chute.
7. Big Chute.
8. Big Eddy.
9. Bingham Chute.
10. Calabogie.
11. Cameron Falls.
12. Caribou Falls.
13. Chats Falls.
14. Chenaux.
15. Coniston.
16. Crystal Falls.
17. Des Joachims.
18. Elliott Chute.
19. Eugenia Falls.
20. Frankford.
21. Hagues Reach.
22. Hanna Chute.
23. High Falls.
24. Indian Chute.
25. Kakabeka Falls.
26. Lakefield.
27. Lower Notch.
28. Manitou Falls.
29. Matabitchuan.
30. McVittie.
31. Merrickville.
32. Meyersberg.
33. Mountain Chute.
34. Nipissing.
35. Otter Rapid.
36. Otto Holden.
37. Pine Portage.
38. Ragged Rapids.
39. Ranney Falls.
40. Seymour.
41. Sidney.
42. Sills Island.
43. Silver Falls.
44. South Falls.
45. Stewartville.
46. Stinson.
47. Trethewey Falls.
48. Whitedog Falls.
Annexe 2
1. PT RDAL BTN: LTS 18 & 19, 20 & 21, 22 & 23, 24 & 25, ALL BF CON (DARLINGTON) CLOSED BY BY-LAW N90910; PT LTS 18, 19, 20, 21, 22, 23 & 24, BF CON (DARLINGTON); LTS 183 TO 754 INCL, 913 TO 1533 INCL, PT LTS 131 TO 133 INCL, 157 TO 182 INCL & 885 TO 912 INCL, STATION RD, FIFTH AVE, SIXTH AVE, SEVENTH AVE, EIGHTH AVE, NINTH AVE, TENTH AVE, ELEVENTH AVE, TWELFH AVE, THIRTEENTH AVE, FOURTEENTH AVE, FIFTEENTH AVE & SIXTEENTH AVE CLOSED BY BYLAW N90910 & PT SEVENTEENTH AVE, PL 97 (DARLINGTON), PARTS 2, 15, 18 AND 19 PLAN 40R28277 AND PTS 1, 3, 4 & 7 TO 15 INCL, 40R18818, SAVE AND EXCEPT PARTS 1, 2, 3, 4, 5, 13, 14, 15, 16, 17, 18 AND 19 PLAN 40R26289 AND SAVE AND EXCEPT PTS 1, 2, 3, 4, 5, 18 & 19 PLAN 40R28269 AND SAVE AND EXCEPT PTS 8, 9, 10, 11, 12, 13 & 14 PLAN 40R28277; S/T EASE PTS 3, 5, 8, 9 PL 40R20514 AND PTS 14 AND 15 PL 40R28269 AND PT 17 PLAN 40R28277 IN FAVOUR OF PT 9, 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107221; S/T EASE PTS 4, 6, 7, 10 PL 40R20514 AND PT 11 PL 40R20514 SAVE AND EXCEPT PT 8 PL 40R28277 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107221 ; T/W EASE PT LTS 19, 20, 21, PT RDAL BTN LTS 20 & 21, BFC DARLINGTON, PT 1, PL 40R20513 (IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514) AS IN DR107221 ; T/W EASE PT LT 21 BFC DARLINGTON, PT 2, PL 40R20513 (IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514) AS IN DR107221 S/T EASE PT 8, PL 40R18818 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 15, PL 40R18818 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 4, PL 40R18818 IN FAVOUR PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 12, PL 40R18818 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 13, PL 40R18818 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PTS 20, 21 & 22, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PTS 5, 6 & 18, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 17, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 19, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PTS 23 & 24, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PT 3, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229 ; S/T EASE PTS 5, 8 & 9, PL 40R20514 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229; S/T EASE PTS 14 AND 15 PLAN 40R28269 AND PT 17 PL 40R28277 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229; T/W ROW PT 2, PL 40R20513 IN FAVOUR OF PT 9, PL 40R18818 & PT 1, PL 40R20514 AS IN DR107229; TOGETHER WITH AN EASEMENT AS IN DR1184508; TOGETHER WITH AN EASEMENT AS IN DR1184509; MUNICIPALITY OF CLARINGTON, à savoir tous les biens-fonds identifiés par le numéro de cote foncière 26606-0367 (ED) dans un dossier enregistré au bureau d’enregistrement immobilier de la division d’enregistrement des droits immobiliers de Durham (no 40).
2. RDAL BTN LTS 24 & 25 CON BROKEN FRONT DARLINGTON CLOSED BY BYLAW N90910, PT LT 23 CON BROKEN FRONT DARLINGTON & PT LT 24 CON BROKEN FRONT DARLINGTON PT 6, 10R94; PT LT 21 CON BROKEN FRONT DARLINGTON & PT LT 22 CON BROKEN FRONT DARLINGTON PTS 1 & 2, 10R342; PT LT 19 CON BROKEN FRONT DARLINGTON & PT LT 20 CON BROKEN FRONT DARLINGTON PT 4, 10R342; PT LT 18 CON BROKEN FRONT DARLINGTON PT 6, 10R342; RDAL BTN LTS 22 & 23 CON BROKEN FRONT DARLINGTON CLOSED BY BYLAW N90910 PT 5, 10R553; RDAL BTN LTS 20 & 21 CON BROKEN FRONT DARLINGTON CLOSED BY BYLAW N90910 PT 3, 10R342; RDAL BTN LTS 18 & 19 CON BROKEN FRONT DARLINGTON CLOSED BY BYLAW N90910 PTS 5 & 9, 10R342; FIRST AV PL 97 DARLINGTON, SECOND AV PL 97 DARLINGTON, THIRD AV PL 97 DARLINGTON & FOURTH AV PL 97 DARLINGTON CLOSED BY BYLAW N90910; LT 1534 PL 97 DARLINGTON; LT 1535 PL 97 DARLINGTON; LT 1536 PL 97 DARLINGTON; LT 1537 PL 97 DARLINGTON; LT 1538 PL 97 DARLINGTON; LT 1539 PL 97 DARLINGTON; LT 1540 PL 97 DARLINGTON; LT 1541 PL 97 DARLINGTON; LT 1542 PL 97 DARLINGTON; LT 1543 PL 97 DARLINGTON; LT 1544 PL 97 DARLINGTON; LT 1545 PL 97 DARLINGTON; LT 1546 PL 97 DARLINGTON; LT 1547 PL 97 DARLINGTON; LT 1548 PL 97 DARLINGTON; LT 1549 PL 97 DARLINGTON; LT 1550 PL 97 DARLINGTON; LT 1551 PL 97 DARLINGTON; LT 1552 PL 97 DARLINGTON; LT 1553 PL 97 DARLINGTON; LT 1554 PL 97 DARLINGTON; LT 1555 PL 97 DARLINGTON; LT 1556 PL 97 DARLINGTON; LT 1557 PL 97 DARLINGTON; LT 1558 PL 97 DARLINGTON; LT 1559 PL 97 DARLINGTON; LT 1560 PL 97 DARLINGTON; LT 1561 PL 97 DARLINGTON; LT 1562 PL 97 DARLINGTON; LT 1563 PL 97 DARLINGTON; LT 1564 PL 97 DARLINGTON; LT 1565 PL 97 DARLINGTON; LT 1566 PL 97 DARLINGTON; LT 1567 PL 97 DARLINGTON; LT 1568 PL 97 DARLINGTON; LT 1569 PL 97 DARLINGTON; LT 1570 PL 97 DARLINGTON; LT 1571 PL 97 DARLINGTON; LT 1572 PL 97 DARLINGTON; LT 1573 PL 97 DARLINGTON; LT 1574 PL 97 DARLINGTON; LT 1575 PL 97 DARLINGTON; LT 1576 PL 97 DARLINGTON; LT 1577 PL 97 DARLINGTON; LT 1578 PL 97 DARLINGTON; LT 1579 PL 97 DARLINGTON; LT 1580 PL 97 DARLINGTON; LT 1581 PL 97 DARLINGTON; LT 1582 PL 97 DARLINGTON; LT 1583 PL 97 DARLINGTON; LT 1584 PL 97 DARLINGTON; LT 1585 PL 97 DARLINGTON; LT 1586 PL 97 DARLINGTON; LT 1587 PL 97 DARLINGTON; LT 1588 PL 97 DARLINGTON; LT 1589 PL 97 DARLINGTON; LT 1590 PL 97 DARLINGTON; LT 1591 PL 97 DARLINGTON; LT 1592 PL 97 DARLINGTON; LT 1593 PL 97 DARLINGTON; LT 1594 PL 97 DARLINGTON; LT 1595 PL 97 DARLINGTON; LT 1596 PL 97 DARLINGTON; * LT 1629 PL 97 DARLINGTON; LT 1630 PL 97 DARLINGTON; LT 1631 PL 97 DARLINGTON; LT 1632 PL 97 DARLINGTON; LT 1633 PL 97 DARLINGTON; LT 1634 PL 97 DARLINGTON; LT 1635 PL 97 DARLINGTON; LT 1636 PL 97 DARLINGTON; LT 1637 PL 97 DARLINGTON; LT 1638 PL 97 DARLINGTON; LT 1639 PL 97 DARLINGTON; LT 1640 PL 97 DARLINGTON; LT 1641 PL 97 DARLINGTON; LT 1642 PL 97 DARLINGTON; LT 1643 PL 97 DARLINGTON; LT 1644 PL 97 DARLINGTON; LT 1645 PL 97 DARLINGTON; LT 1646 PL 97 DARLINGTON; LT 1647 PL 97 DARLINGTON; LT 1648 PL 97 DARLINGTON; LT 1649 PL 97 DARLINGTON; LT 1650 PL 97 DARLINGTON; LT 1651 PL 97 DARLINGTON; LT 1652 PL 97 DARLINGTON; LT 1653 PL 97 DARLINGTON; LT 1654 PL 97 DARLINGTON; LT 1655 PL 97 DARLINGTON; LT 1656 PL 97 DARLINGTON; LT 1657 PL 97 DARLINGTON; LT 1658 PL 97 DARLINGTON; LT 1659 PL 97 DARLINGTON; LT 1660 PL 97 DARLINGTON; LT 1661 PL 97 DARLINGTON; LT 1662 PL 97 DARLINGTON; LT 1663 PL 97 DARLINGTON; LT 1664 PL 97 DARLINGTON; LT 1665 PL 97 DARLINGTON; LT 1666 PL 97 DARLINGTON; LT 1667 PL 97 DARLINGTON; LT 1668 PL 97 DARLINGTON; LT 1669 PL 97 DARLINGTON; LT 1670 PL 97 DARLINGTON; LT 1671 PL 97 DARLINGTON; LT 1672 PL 97 DARLINGTON; LT 1673 PL 97 DARLINGTON; LT 1674 PL 97 DARLINGTON; LT 1675 PL 97 DARLINGTON; LT 1676 PL 97 DARLINGTON; LT 1677 PL 97 DARLINGTON; LT 1678 PL 97 DARLINGTON; LT 1679 PL 97 DARLINGTON; LT 1680 PL 97 DARLINGTON; LT 1681 PL 97 DARLINGTON; LT 1682 PL 97 DARLINGTON; LT 1683 PL 97 DARLINGTON; LT 1684 PL 97 DARLINGTON; LT 1685 PL 97 DARLINGTON; LT 1686 PL 97 DARLINGTON; LT 1687 PL 97 DARLINGTON; LT 1688 PL 97 DARLINGTON; LT 1689 PL 97 DARLINGTON; LT 1690 PL 97 DARLINGTON; LT 1691 PL 97 DARLINGTON; LT 1692 PL 97 DARLINGTON; LT 1693 PL 97 DARLINGTON; LT 1694 PL 97 DARLINGTON; LT 1695 PL 97 DARLINGTON; LT 1696 PL 97 DARLINGTON; LT 1697 PL 97 DARLINGTON; LT 1698 PL 97 DARLINGTON; LT 1699 PL 97 DARLINGTON; LT 1700 PL 97 DARLINGTON; LT 1701 PL 97 DARLINGTON; LT 1702 PL 97 DARLINGTON; LT 1703 PL 97 DARLINGTON; LT 1704 PL 97 DARLINGTON; LT 1705 PL 97 DARLINGTON; LT 1706 PL 97 DARLINGTON; LT 1707 PL 97 DARLINGTON; LT 1708 PL 97 DARLINGTON; LT 1709 PL 97 DARLINGTON; LT 1710 PL 97 DARLINGTON; LT 1711 PL 97 DARLINGTON; LT 1712 PL 97 DARLINGTON; LT 1713 PL 97 DARLINGTON; LT 1714 PL 97 DARLINGTON; LT 1715 PL 97 DARLINGTON; LT 1716 PL 97 DARLINGTON; LT 1717 PL 97 DARLINGTON; LT 1718 PL 97 DARLINGTON; LT 1719 PL 97 DARLINGTON; LT 1720 PL 97 DARLINGTON; LT 1721 PL 97 DARLINGTON; LT 1722 PL 97 DARLINGTON; LT 1723 PL 97 DARLINGTON; LT 1724 PL 97 DARLINGTON; LT 1725 PL 97 DARLINGTON; LT 1726 PL 97 DARLINGTON; LT 1727 PL 97 DARLINGTON; LT 1728 PL 97 DARLINGTON; LT 1729 PL 97 DARLINGTON; LT 1730 PL 97 DARLINGTON; LT 1731 PL 97 DARLINGTON; LT 1732 PL 97 DARLINGTON; LT 1733 PL 97 DARLINGTON; LT 1734 PL 97 DARLINGTON; LT 1735 PL 97 DARLINGTON; LT 1736 PL 97 DARLINGTON; LT 1737 PL 97 DARLINGTON; LT 1738 PL 97 DARLINGTON; LT 1739 PL 97 DARLINGTON; LT 1740 PL 97 DARLINGTON; LT 1741 PL 97 DARLINGTON; *LTS 1597 TO 1628 INCL, PL 97 DARLINGTON* ; CLARINGTON. *AMENDED 2000 08 24 BY T.CUTLER S/T EASE PTS 1 & 2, PL 40R21513 AS IN DR107221; S/T EASE PT 2, PL 40R20513 AS IN DR107229; TOGETHER WITH AN EASEMENT AS IN DR1184508; TOGETHER WITH AN EASEMENT AS IN DR1184509, à savoir tous les biens-fonds identifiés par le numéro de cote foncière 26606-0134 (ED) dans un dossier enregistré au bureau d’enregistrement immobilier de la division d’enregistrement des droits immobiliers de Durham (no 40).
Commencement
7. This Regulation comes into force on the later of January 1, 2023 and the day this Regulation is filed.