Repsol Canada Ltd. c. La Reine

Repsol Canada Ltd. c. La Reine
Base de données – Cour (s)
Jugements de la Cour canadienne de l'impôt
Date
2015-01-27
Référence neutre
2015 CCI 21
Numéro de dossier
2012-1931(IT)G, 2012-1933(IT)G
Juges et Officiers taxateurs
Campbell J. Miller
Sujets
Loi de l'impôt sur le revenu
Contenu de la décision
Dossier : 2012-1931(IT)G
ENTRE :
REPSOL CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée.
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
Appels entendus sur preuve commune avec les appels de Repsol Energy Canada Ltd. (2012‑1933(IT)G), les 28, 29 et 30 octobre 2014, à Calgary (Alberta)
Devant : L'honorable juge Campbell J. Miller
Comparutions :
Avocat de l'appelante :
Me Robert D. McCue
Avocates de l'intimée :
Mes Josée Tremblay et Darcie Charlton
JUGEMENT
Les appels interjetés à l'encontre des nouvelles cotisations établies au titre de la Loi de l'impôt sur le revenu pour les années d'imposition 2007 et 2008 sont accueillis, et les nouvelles cotisations sont déférées au ministre du Revenu national pour nouvel examen et nouvelles cotisations, compte tenu du fait que le terminal et la jetée sont des biens compris dans la catégorie 43 et sont admissibles au crédit d'impôt à l'investissement. Les dépens sont adjugés aux appelantes.
Signé à Ottawa, Canada, ce 27e jour de janvier 2015.
« Campbell J. Miller »
Le juge C. Miller
Traduction certifiée conforme
ce 17e jour de septembre 2015.
Yves Bellefeuille, réviseur
Dossier : 2012-1933(IT)G
ENTRE :
REPSOL ENERGY CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée.
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
Appels entendus sur preuve commune avec les appels de Repsol Canada Ltd. (2012‑1931(IT)G), les 28, 29 et 30 octobre 2014, à Calgary (Alberta)
Devant : L'honorable juge Campbell J. Miller
Comparutions :
Avocat de l'appelante :
Me Robert D. McCue
Avocates de l'intimée :
Mes Josée Tremblay et Darcie Charlton
JUGEMENT
Les appels interjetés à l'encontre des nouvelles cotisations établies au titre de la Loi de l'impôt sur le revenu pour les années d'imposition 2007 et 2008 sont accueillis, et les nouvelles cotisations sont déférées au ministre du Revenu national pour nouvel examen et nouvelles cotisations, compte tenu du fait que le terminal et la jetée sont des biens compris dans la catégorie 43 et sont admissibles au crédit d'impôt à l'investissement. Les dépens sont adjugés aux appelantes.
Signé à Ottawa, Canada, ce 27e jour de janvier 2015.
« Campbell J. Miller »
Le juge C. Miller
Traduction
ce 17e jour de septembre 2015.
Référence : 2015 CCI 21
Date : 20150127
Dossier : 2012-1931(IT)G
ENTRE :
REPSOL CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée,
Dossier : 2012-1933(IT)G
ET ENTRE :
REPSOL ENERGY CANADA LTD.,
appelante,
et
SA MAJESTÉ LA REINE,
intimée.
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
MOTIFS DU JUGEMENT
Le juge C. Miller
[1] En quoi consiste la transformation? En quoi consiste la distribution? Ces questions sont simples à première vue, mais il en est tout autrement lorsqu'elles se rapportent à l'importation, au déchargement, à la regazéification et à la livraison du gaz naturel liquéfié (le « GNL »). Canaport LNG Limited Partnership (la « société de personnes Canaport »), dont Repsol Canada Ltd. était une commanditée et Repsol Energy Canada Ltd. (« RECL ») (mentionnée ci‑dessous) était une commanditaire, effectuait des activités de cette nature. J'utiliserai parfois Repsol pour désigner le groupe de sociétés Repsol. Irving Canaport LP Company Limited et Irving Canaport GP Company Limited étaient respectivement l'autre commanditaire et l'autre commanditée (collectivement appelées « Irving »). Pour mener les activités susmentionnées, la société de personnes Canaport a construit un terminal (le « terminal ») et une jetée (la « jetée ») à un coût élevé à Saint John, au Nouveau‑Brunswick.
[2] La question en litige en l'espèce consiste à décider à quelle catégorie appartiennent le terminal et la jetée pour les besoins de la déduction pour amortissement (« DPA ») (alinéa n) de la catégorie 1 et alinéa h) de la catégorie 3 respectivement selon l'intimée, ou catégorie 43 selon les appelantes). Si les biens appartiennent à la catégorie 43, ils sont admissibles aux crédits d'impôt à l'investissement (les « CII ») aux termes du paragraphe 127(5) de la Loi de l'impôt sur le revenu (la « Loi ») pour les années d'imposition 2007 et 2008.
[3] Il existe une interaction considérable entre les catégories de biens et l'application des CII. Toutefois, pour obtenir un résultat juste, il est essentiel d'établir si les activités menées à la jetée et au terminal de regazéification équivalaient à la distribution de gaz naturel. Si oui, la cotisation établie par le ministre du Revenu national (le « ministre »), selon laquelle le terminal et la jetée sont des biens visés respectivement à l'alinéa n) de la catégorie 1 et à l'alinéa h) de la catégorie 3, est correcte.
Les faits [4] Les appelantes ont présenté deux témoins, soit M. Azcarraga, l'ingénieur et le directeur des travaux de construction du terminal, qui est devenu directeur général du terminal une fois la construction de celui‑ci terminée, ainsi que M. Ribbeck, président de RECL et de Repsol Canada Ltd., qui était aussi le négociateur en chef lors de l'arrangement conclu avec Irving en ce qui a trait au projet de Canaport.
[5] Messieurs Azcarraga et Ribbeck étaient tous deux des témoins francs et avertis. L'intimée s'est opposée à leur témoignage à plusieurs reprises au motif qu'ils livraient un témoignage d'expert au sujet de l'industrie du gaz naturel en général. À mon avis, il ne fait aucun doute qu'ils auraient tous deux eu les compétences requises pour le faire, mais ils n'ont pas été appelés à titre de témoins experts. Cependant, ils connaissaient très bien la façon dont le GNL était acheminé à leur usine de Saint John, le traitement qui lui était réservé à l'usine et l'endroit où il était acheminé à sa sortie de l'usine.
[6] Si Repsol procédait au traitement du GNL conformément aux pratiques répandues dans l'industrie (je n'ai aucun motif de croire le contraire) et si les témoins ont utilisé les termes d'usage dans l'industrie (ce qu'ils ont manifestement fait à mon avis), cela ne signifie pas pour autant que MM. Azcarraga et Ribbeck ont livré un témoignage d'expert. Leur témoignage était essentiel à ma compréhension d'une opération très technique, comportant l'utilisation d'un grand nombre de machines et d'équipement complexes, qui fait l'objet du présent litige. Parfois, il pouvait être nécessaire de situer le contexte; je leur ai permis de témoigner à ce sujet afin que je saisisse le mieux possible le projet de Canaport. L'intimée n'a appelé à témoigner aucun témoin, expert ou autre.
[7] En mai 2005, Irving Canaport GP Company Limited et Irving Canaport LP Company Limited ont conclu un contrat de société de personnes dans l'objectif de concevoir, de construire et d'exploiter des installations destinées à la réception, au déchargement, au stockage et à la regazéification du GNL près de Saint John. Selon M. Ribbeck, Repsol a jugé qu'il était viable, sur le plan économique, de participer à ce projet pour différentes raisons. En juin 2005, les parties ont conclu un contrat de société de personnes modifié et révisé qui prévoyait l'ajout de Repsol Canada LNG Ltd. et de Repsol Canada Ltd. à titre de commanditaire et de commanditée respectivement. Après les années d'imposition en cause, Repsol Canada LNG Ltd. a fusionné avec RECL, et l'entité ainsi créée a poursuivi ses activités en utilisant la raison sociale RECL.
[8] Irving Oil Limited et Repsol LNG S.L. (une société mère espagnole) avaient auparavant conclu un protocole d'entente en septembre 2004, lequel exposait les grandes lignes du projet, y compris l'usine de regazéification et la construction d'un nouveau pipeline entre le terminal et la frontière canado‑américaine, et prévoyait la division de la propriété de la société de personnes Canaport entre Repsol et Irving dans des proportions de 75 % et de 25 % respectivement.
[9] Voici les actes juridiques ayant donné lieu à la mise en œuvre du projet de Canaport et à la réalisation des activités courantes :
1. Le contrat de société de personnes de Canaport du 6 juin 2005. Ce contrat prévoit le but de la société de personnes, soit [TRADUCTION] « la conception, le financement, la construction, la mise en service, la propriété, l'exploitation, le maintien et la désaffectation du terminal de GNL de Canaport » et établit les quotes‑parts respectives (75 % et 25 %). Il prévoit également un rendement garanti d'environ 14 % pour Irving.
2. La convention de bail entre Canaport Limited (une société d'Irving), la propriétaire, et la société de personnes Canaport, la locatrice, pour le bien‑fonds situé à proximité de Saint John, où devaient être construits le terminal et la jetée, elle aussi datée du 6 juin 2005.
3. La convention de services du terminal entre la société de personnes Canaport et RECL, elle aussi datée du 6 juin 2005. Aux termes de cette convention, RECL était tenue de verser des frais d'exploitation, établis selon une formule, à la société de personnes Canaport pour les services du terminal, y compris pour la regazéification du GNL. Les services comprenaient les postes d'amarrage pour les méthaniers, c'est‑à‑dire les navires‑citernes transportant du GNL, le déchargement, le stockage, la regazéification et le mélange du GNL ainsi que la livraison du GNL regazéifié à RECL. M. Ribbeck a expliqué que les frais payés par RECL permettaient à la société de personnes Canaport de toujours avoir suffisamment d'argent pour être rentable et assurer le versement de dividendes, pour reprendre ses termes, à Repsol et à Irving.
4. La convention d'achat‑vente de GNL entre Repsol, Comercializadora de Gas, S.A. et RECL du 21 décembre 2007, aux termes de laquelle RECL importe du GNL au Canada et prend la propriété du GNL aux bras de déchargement de la jetée. M. Ribbeck a affirmé que 50 % du GNL qu'achetait RECL provenait de sociétés affiliées à Repsol. RECL n'était pas tenue de recevoir du GNL aux termes de cette entente, sauf si celui‑ci respectait les normes établies dans la convention en ce qui a trait au pouvoir calorifique, à l'indice de Wobbe (un indice d'inflammabilité, d'après ce que je comprends), à la teneur en sulfure d'hydrogène, à la teneur en soufre, à la teneur en gaz autres que les hydrocarbures, à la teneur en dioxyde de carbone, à la teneur en azote, à la teneur en oxygène, à l'absence d'eau et de mercure, à l'absence de bactéries actives et à l'absence de substances toxiques.
5. La convention d'achat‑vente de gaz entre RECL et Repsol Energy North America Ltd. (« RENA ») de décembre 2007. Cette convention régit la vente, par RECL, de GNL regazéifié en provenance du terminal à la division commerciale américaine de Repsol, RENA. Le transfert du titre de propriété s'effectue au lieu de livraison, soit à la frontière canado‑américaine, où le pipeline Brunswick (le « pipeline Brunswick »), spécialement construit à cette fin, rejoint l'embranchement américain du pipeline de la Maritimes and Northeast Pipeline LLC. RENA, à titre de grossiste, vend le gaz à des sociétés de distribution locales.
6. La convention préalable entre Amera Brunswick Pipeline Company Ltd. (« Brunswick ») et RECL du 15 mai 2006. Dans cette convention, Brunswick accepte de construire le pipeline reliant le point de livraison du terminal de Saint John et le pipeline de la Maritimes and Northeast à la frontière américaine.
7. La convention de services garantis du réseau du pipeline Brunswick conclue entre Brunswick et RECL en même temps que la convention préalable précitée. Cette convention régit le transport proprement dit du gaz par le pipeline Brunswick. Le paiement est établi dans une convention de tarification négociée distincte. Aux termes de l'article V, le gaz naturel doit respecter le tarif de Brunswick, fixé dans la convention sur la station de comptage comme étant le tarif applicable que Brunswick a enregistré auprès de l'Office national de l'énergie du Canada, tel qu'il est modifié de temps à autre; il fait partie de l'annexe C de la convention de services. L'annexe C est intitulée [TRADUCTION] « Conditions générales ». L'article 12 des Conditions générales énonce les exigences relatives à la qualité du gaz, dont la composition, qui est décrite en ces termes :
[TRADUCTION]
Composition
a) Qualité marchande. Le gaz doit être commercialement exempt, dans des conditions où le débit d'écoulement est continu, d'odeurs désagréables (exception faite des odeurs exigées par les règlements applicables), de matières solides, de poussière, de gomme et d'éléments à l'origine de la formation de gomme qui peuvent avoir une incidence sur la qualité marchande, occasionner des blessures ou nuire au bon fonctionnement des pipelines, des stations de compression, des compteurs, des régulateurs de pression ou d'autres dispositifs dans lesquels le gaz s'écoule.
b) Oxygène. La teneur en oxygène libre du gaz ne doit pas être supérieure à 0,2 % par volume, et les deux parties doivent prendre toutes les mesures raisonnables pour veiller à ce que le gaz soit exempt d'oxygène.
c) Gaz autres que les hydrocarbures. Le gaz ne doit pas contenir plus de 4 % par volume au total de gaz autres que les hydrocarbures (y compris le dioxyde de carbone et l'azote); il est toutefois entendu que la teneur totale en dioxyde de carbone ne doit pas être supérieure à 3 % par volume.
d) Liquides. Le gaz doit être exempt d'eau et d'hydrocarbures à l'état liquide à la température et à la pression auxquelles il se trouve au moment de sa réception et de sa livraison.
e) Sulfure d'hydrogène. Le gaz ne doit pas contenir plus de 6 milligrammes de sulfure d'hydrogène par mètre cube.
f) Soufre total. Le gaz ne doit pas contenir plus de 460 milligrammes de soufre total, mis à part tout type de thiol, par mètre cube.
g) Température. La température du gaz ne doit pas être supérieure à 49° C.
h) Vapeur d'eau. Le gaz ne doit pas contenir plus de 80 milligrammes de vapeur d'eau par mètre cube.
i) Hydrocarbures liquéfiables. Le gaz ne doit pas contenir d'hydrocarbures liquides ou d'hydrocarbures liquéfiables à des températures supérieures à ‑9° C et à des pressions de fonctionnement normales pour les pipelines se situant entre 690 et 9930 kPa.
j) Agents microbiologiques. Le gaz ne doit pas contenir d'organisme microbiologique, de bactérie active ou d'agent bactériologique pouvant causer des problèmes de corrosion, des problèmes opérationnels ou autres, ou y contribuer.
Les organismes microbiologiques, les bactéries ou les agents bactériologiques comprennent notamment les bactéries sulfatoréductrices et les bactéries acidogènes. Les essais de détection des bactéries ou des agents bactériologiques doivent être effectués à partir d'échantillons prélevés à la station de comptage ou à une conduite annexe conformément à la méthode d'essai API‑RP38 de l'American Petroleum Institute (API) ou à toute autre méthode d'essai acceptable pour le pipeline et le client qui existe actuellement ou existera à l'avenir.
8. La convention sur la station de comptage à la jonction du terminal de Canaport et du pipeline Brunswick conclue le 6 juillet 2009. Cette convention liant Brunswick et la société de personnes Canaport prévoit que Brunswick construira une station de comptage au terminal de Canaport afin de mesurer la qualité et la quantité du gaz, et d'y ajouter une odeur. M. Ribbeck a expliqué que, malgré le fait que l'Office national de l'énergie n'exigeait pas d'équipement ajoutant une odeur (une mesure de sécurité permettant de détecter les fuites par l'odorat), des résidants de Saint John s'inquiétaient des problèmes de sécurité et RECL a accepté d'assumer ce coût. Aux termes de cette convention, le gaz naturel devait respecter certaines caractéristiques. À cet égard, l'alinéa 5.1b) est formulé en ces termes :
[TRADUCTION]
[...] exploiter le terminal de GNL de Canaport de sorte que le gaz respecte en tout temps les paramètres énoncés dans les dispositions applicables du tarif de Brunswick et que la pression à laquelle le GNL regazéifié est livré à la station de comptage est toujours inférieure à la pression manométrique maximale de service (PMMS) des pipelines de Brunswick.
M. Azcarraga a expliqué que le tarif de Brunswick prévoyait certaines caractéristiques du gaz naturel se rapportant au pouvoir calorifique et à l'inflammabilité (indice de Wobbe). Le méthane constitue de 90 % à 96 % du gaz naturel; de très légères fluctuations dans la composition des autres produits chimiques, qui peuvent constituer de 4 % à 8 % du gaz naturel, peuvent avoir une grande incidence sur le pouvoir calorifique et l'indice de Wobbe.
[10] Grâce à ces conventions, RECL pouvait acheter du GNL d'une société affiliée. Aux termes des contrats passés avec la société de personnes Canaport, RECL pouvait recevoir le GNL et le regazéifier afin de l'introduire dans le pipeline Brunswick conformément aux exigences de ce réseau de pipeline. En respectant ces exigences, RECL pouvait préparer le GNL en vue d'en assurer le transport vers la frontière américaine et la vente à la société affiliée américaine, RENA, qui était grossiste de gaz dans le marché des États‑Unis.
[11] Monsieur Ribbeck a affirmé que, dans la décision de construire le terminal et la jetée au Canada, les incitatifs fiscaux étaient essentiels à la rentabilité du projet. Il a qualifié d'élevé le risque associé au projet, particulièrement en raison de l'accord financier conclu avec Irving, qui garantissait à celle‑ci un rendement de 14 %. Il a précisé que Repsol avait demandé conseil à PriceWaterhouseCoopers, qui lui avait indiqué que l'usine serait admissible aux CII. Toutefois, il n'a pas reçu d'opinion écrite officielle à ce sujet.
[12] La société de personnes Canaport a demandé au fisc de rendre une décision anticipée en ce qui a trait à l'admissibilité aux CII en février 2006, mais on n'a pas donné suite à cette demande. En mars 2007, le gouvernement a annoncé son intention de modifier la catégorie 47, ce qui excluait en réalité les installations de GNL de la portée des incitatifs fiscaux. Par conséquent, seulement 32 % du coût des machines et de l'équipement qui composent le terminal et la jetée, qui s'élevait à 1,2 milliard de dollars, est en litige, car le reste du coût a été engagé après les modifications légales de mars 2007. J'examinerai ultérieurement certains éléments de l'historique légal se rapportant à cette modification et à d'autres.
[13] Monsieur Azcarraga m'a présenté, de façon assez détaillée, ce qui se passe réellement au terminal et à la jetée en ce qui a trait à la manipulation de cette substance dangereuse dans une installation complexe. Toutefois, il importe d'abord de définir le terminal et la jetée. Certaines définitions tirées des conventions sont utiles. Les définitions suivantes sont tirées du contrat de société de personnes :
[TRADUCTION]
« jetée » s'entend de la jetée en eau profonde faisant partie du terminal de GNL de Canaport.
« terminal de GNL de Canaport » s'entend des installations destinées à la réception, au déchargement, au stockage et à la regazéification du GNL [...]
« terminal de GNL en mer » s'entend, en ce qui a trait au génie préliminaire, au dossier de soumission et au contrat de génie-approvisionnement-construction, de la partie du terminal de GNL de Canaport située en mer, y compris la jetée, à l'exclusion des installations en surface de la jetée.
« terminal de GNL sur terre » s'entend, en ce qui a trait au génie préliminaire, au dossier de soumission et au contrat de génie-approvisionnement-construction, de la partie du terminal de GNL de Canaport située sur terre, y compris les installations en surface de la jetée.
[14] La convention de services du terminal comporte la définition suivante :
[TRADUCTION]
« jetée » s'entend du quai en eau profonde faisant partie du terminal de Canaport, à une profondeur d'eau de 26 mètres.
J'ai placé en annexe 1 un plan de la jetée et des ouvrages connexes. Je remarque que la construction du terminal de GNL sur terre et en mer faisait l'objet de contrats de construction distincts. Qu'est-ce que cela signifie pour un profane?
[15] Bien qu'une quantité considérable d'équipement se trouve sur la jetée, je conclus que le renvoi à la jetée ne comprend pas cet équipement (les installations en surface de la jetée), mais seulement la fondation du quai ou le musoir de la jetée, les structures métalliques rattachées au fond marin, y compris les crochets qui relient les lignes d'amarre et les défenses fixes, les défenses situées entre les navires et le quai pour absorber les vagues, le chevalet métallique reliant le musoir de la jetée au rivage, les ducs‑d'Albe d'amarrage et d'accostage qui ressemblent à des ailes situées de part et d'autre du musoir de la jetée ainsi qu'une passerelle. Les crochets et les défenses sont surveillés à partir du bâtiment de commande situé à l'extrémité du quai se trouvant sur le rivage pour veiller à ce que la pression exercée sur le navire ou les lignes d'amarre ne soit jamais trop grande.
[16] Sur la jetée se trouvent quatre bras de déchargement et des pipelines raccordés au terminal, mais ceux‑ci ne sont pas considérés comme faisant partie de la jetée. Un pipeline sert à ramener le gaz naturel en provenance du terminal sur terre; j'y reviendrai.
[17] Avant de terminer la description de la jetée, il convient de souligner que la société de personnes Canaport a envisagé la possibilité d'ajouter de l'équipement sur la jetée pour en faire une jetée multifonctionnelle pouvant recevoir des livraisons de pétrole brut par pétroliers. Irving a fini par construire un bras de déchargement supplémentaire et des pipelines (en 2013) pour acheminer le pétrole brut à des réservoirs distincts sur terre, construits à l'écart du terminal.
[18] La convention de services du terminal prévoyait que les méthaniers auraient priorité sur les pétroliers. Selon M. Azcarraga, on attendait 120 méthaniers par année, ce qui laissait peu de place, voire aucune, à la réception de pétrole brut.
[19] Quant au terminal, il comprend trois réservoirs de stockage, un réservoir haute pression lié à plusieurs pompes de pression, et le vaporisateur même. Le vaporisateur est un grand réservoir d'eau et ce que M. Azcarraga a décrit comme un ensemble de tuyaux permettant de transformer le GNL en gaz vaporisé. Il importe de souligner que le volume du GNL est 600 fois moins important que le volume du gaz à l'état gazeux. Le gaz passe également par une station de comptage avant d'entrer dans le pipeline Brunswick.
[20] Le terminal comprend également une salle de commande principale permettant de surveiller toutes les activités effectuées dans le terminal et sur la jetée, y compris au méthanier. Il y a une salle de commande auxiliaire dans le bâtiment de commande de la jetée.
[21] La jetée et le terminal sont couverts par une seule et même police d'assurance.
[22] Je décrirai brièvement ce qui se produit avant l'arrivée du GNL à la jetée. Avant d'arriver à Saint John, le GNL, qui était d'abord du gaz naturel brut (principalement du méthane contenant certaines impuretés), a subi un traitement visant à éliminer les impuretés, ce qui donne du gaz naturel comportant un pourcentage élevé (de 90 % à 95 %) de méthane. Il est ensuite liquéfié dans une usine de liquéfaction (il provenait en grande partie des installations de Repsol à Trinité‑et‑Tobago) afin d'être acheminé au Canada, car comme il a déjà été précisé, le volume du gaz à l'état liquide représente 1/600 du volume du gaz à l'état gazeux.
[23] Avant que RECL achète le gaz naturel, et même avant l'arrivée du gaz naturel à la jetée, on examine la composition du GNL pour savoir si elle est appropriée. Dans le cas contraire, le GNL peut être rejeté.
[24] Le GNL peut varier selon son origine et sa disposition à être mélangé. Il revient à la société de personnes Canaport, par l'entremise des activités de regazéification, de s'assurer que le gaz destiné au pipeline Brunswick respecte les conditions mentionnées précédemment. RECL et la société de personnes Canaport peuvent toutes deux refuser du GNL si celui‑ci ne présente pas les caractéristiques requises à son arrivée à la jetée. En réalité, il existe deux groupes de caractéristiques à respecter; l'un s'applique à la réception du gaz à la jetée et l'autre s'applique lorsque le gaz quitte le terminal pour entrer dans le pipeline Brunswick.
[25] Avant d'expliquer ce qui se produit après l'accostage d'un navire transportant du GNL à la jetée, je décrirai brièvement certains dispositifs de sécurité qui, selon les explications de M. Azcarraga, ont été intégrés au terminal et à la jetée. Ces dispositifs de sécurité n'ont pas été mis en place parce que le GNL est explosif, mais bien parce qu'il peut s'évaporer et devenir inflammable. Il est absolument essentiel qu'il n'y ait aucune fuite.
[26] Voici certaines des mesures de sécurité :
1. toutes les structures en contact avec le GNL étaient fabriquées en acier inoxydable pour éviter toute fracturation éventuelle;
2. les structures étaient soudées, pour la plupart, mais certaines étaient bridées;
3. le GNL était toujours en circulation afin qu'il ne se réchauffe pas, mais demeurait à une température ne présentant pas de danger;
4. des génératrices auxiliaires étaient installées pour assurer la circulation du GNL;
5. il y avait une soupape de sûreté à pression permettant de libérer la pression en cas de panne de courant afin de brûler le gaz ainsi libéré;
6. des structures de béton à brides boulonnées étaient en place pour s'assurer qu'en cas de fuite, le gaz descende des pentes menant à des réservoirs de retenue, où il pouvait être immédiatement recouvert de mousse;
7. des détecteurs de gaz étaient installés partout;
8. il y avait des systèmes de détection des incendies;
9. le terminal et la jetée étaient reliés et faisaient l'objet d'une surveillance à partir d'une salle de commande principale et d'une salle de commande auxiliaire dans le bâtiment de commande de la jetée. Le méthanier était lui aussi relié à ce système de surveillance. Ainsi, en cas de problème, il était possible de tout interrompre, du navire au pipeline Brunswick.
[27] Le terminal devait également respecter des exigences fédérales, provinciales et locales. Par exemple, le ministère de l'Environnement du Nouveau‑Brunswick assortissait la délivrance du permis de manipulation du GNL de 65 conditions. L'approbation de Transports Canada était également nécessaire à l'égard de la sécurité maritime.
[28] Après la mise en place de ces nombreuses mesures de sécurité et l'obtention des permis et des approbations nécessaires, que se passe‑t‑il exactement à l'arrivée d'un méthanier à la jetée?
[29] Le GNL provenant du méthanier passe d'abord par trois des bras de déchargement de la jetée et est maintenu à une température convenable grâce à de l'azote vaporisé en provenance de l'usine. Il est ensuite transporté, au moyen d'une pompe, dans un pipeline reposant sur le chevalet reliant le quai de la jetée au rivage, qui se déverse dans trois réservoirs de stockage où se déroule l'opération de mélange. Comme l'a expliqué M. Azcarraga, le poids et la composition du GNL peuvent varier, malgré le fait que celui‑ci est composé à plus de 90 % de méthane, de sorte que le taux d'évaporation varie. Il faut déterminer dans quels réservoirs le GNL sera stocké. Par exemple, il peut être divisé dans les 3 réservoirs dans une proportion de 20 %, de 20 % et de 60 %. Cette façon de faire permet de veiller à ce que le GNL, une fois mélangé, présente les caractéristiques requises pour entrer dans le pipeline Brunswick. Chaque réservoir est muni de dispositifs de surveillance mesurant plusieurs variables, dont la composition chimique, pour assurer la compatibilité. Le mélange doit être adéquat.
[30] L'opération consistant à sortir le GNL du navire crée un vide. Par conséquent, le quatrième bras de déchargement remplit ce vide avec du gaz en provenance de l'usine.
[31] Lorsque le mélange dans les réservoirs de stockage est adéquat, le GNL est déplacé, au moyen de pompes, vers d'autres pompes à haute pression et dans le vaporisateur. À cette étape, il faut atteindre une température très précise pour convertir le GNL en gaz vaporisé au moyen de l'ensemble de tuyaux décrit précédemment.
[32] Le gaz naturel est ensuite acheminé du vaporisateur à la station de comptage. S'il ne présente pas les caractéristiques requises pour entrer dans le pipeline Brunswick, la station interrompra l'opération et empêchera le gaz naturel de poursuivre son chemin. Ces caractéristiques sont liées à la composition chimique requise, particulièrement au pourcentage de produits chimiques autres que le méthane.
[33] Si le gaz naturel présente les caractéristiques requises, il est acheminé de la station de comptage au pipeline Brunswick, spécialement construit pour transporter le gaz naturel jusqu'à la frontière des États‑Unis.
[34] La convention de services du terminal renvoie à des manuels de fonctionnement régissant l'ensemble de cette opération, y compris un manuel intitulé [TRADUCTION] « Philosophie du contrôle du procédé » et un manuel intitulé [TRADUCTION] « Manuel de fonctionnement du processus du terminal ». Selon M. Azcarraga, ces manuels présentent chaque procédé d'ingénierie de l'usine, portent sur chaque pièce d'équipement et précisent la façon dont il faut contrôler les événements. Le document sur la philosophie du contrôle doit être lu conjointement avec la description du processus et les diagrammes se rapportant au processus et aux instruments, qui décrivent en détail chaque élément de l'usine. Pour illustrer les sujets traités dans ce document, voici des exemples de titres : [TRADUCTION] « Contrôle de l'opération de déchargement; Contrôle du méthanier; Réservoirs; Contrôle du débit de la pompe; Contrôle du mélange de GNL; Envoi du gaz naturel — Description du procédé ». L'extrait du passage intitulé [TRADUCTION] « Contrôle du mélange de GNL » reproduit ci‑dessous donne un aperçu de la méthode générale utilisée :
[TRADUCTION]
Le terminal est conçu pour traiter différentes sources de GNL. Toutefois, les sources de GNL ne respectent pas toutes les caractéristiques du pipeline pour l'envoi du gaz. Par conséquent, une unité de réduction du pouvoir calorifique est nécessaire. Cette unité ne sera pas installée à cette étape‑ci; un procédé de mélange permettra de veiller à ce que le GNL respecte les caractéristiques établies. Il existe une chaîne de régulation destinée précisément à contrôler le débit de chaque réservoir pour atteindre le pouvoir calorifique ciblé. Cette chaîne de régulation comprend des soupapes de contrôle du débit à la sortie des pompes situées dans chaque réservoir et un dispositif d'analyse du gaz au point d'envoi.
[35] Le Manuel de fonctionnement du processus du terminal apporte des précisions sur la philosophie du contrôle et fournit une analyse détaillée, étape par étape, de chaque opération qui se déroule entre le moment où le gaz se trouve dans le navire et le moment où il se trouve dans le pipeline Brunswick. Il compte plus de 300 pages. M. Azcarraga a également fourni un schéma intitulé [TRADUCTION] « Équipement de fonctionnement — Aperçu du procédé » (joint à l'annexe 2). Il s'agit du premier écran d'ordinateur que voit un opérateur responsable de la surveillance de l'usine.
[36] Le terminal n'est pas un service public et n'est pas réglementé. M. Ribbeck a déclaré que Repsol n'exploitait pas des pipelines, car ceux‑ci sont réglementés. À son avis, cela pourrait compromettre le rendement.
[37] L'évaluation du risque effectuée par M. Ribbeck s'est révélée prophétique, car en raison des changements survenus dans le marché du GNL et des garanties que Repsol a accordées à Irving, en 2013, Repsol a réduit de 1,2 milliard de dollars la valeur des biens se rapportant au terminal.
[38] En calculant le revenu de la société de personnes Canaport pour les années d'imposition 2007 et 2008, Repsol a classé le coût de l'acquisition du terminal et de la jetée comme des biens compris dans la catégorie 43 aux termes du Règlement de l'impôt sur le revenu (le « Règlement ») et a par conséquent réclamé des CII pour ces biens en application du paragraphe 127(5) de la Loi.
[39] Le ministre a finalement établi une nouvelle cotisation pour les années d'imposition 2007 et 2008 des appelantes en juin 2010. Il a conclu que le terminal était une installation et qu'il s'agissait d'un bien visé à l'alinéa n) de la catégorie 1 du Règlement, qui n'est pas admissible aux CII aux termes du paragraphe 127(5) de la Loi. Le ministre a également conclu que la jetée était un bien visé à l'alinéa h) de la catégorie 3 du Règlement, qui n'est pas non plus admissible aux CII.
Les points en litige [40] Le principal point en litige consiste à savoir si le terminal et la jetée sont visés à l'alinéa n) de la catégorie 1 et à l'alinéa h) de la catégorie 3 respectivement pour les besoins de la DPA et ne sont par conséquent pas admissibles aux CII, ou si ces biens sont compris dans la catégorie 43 et sont admissibles aux CII.
[41] Avant d'énoncer les questions qui permettront de trancher ce point, je situerai le contexte légal et les thèses des parties en ce qui a trait à ces lois, ce qui clarifiera la démarche d'analyse. Ensuite, je me pencherai sur trois affaires qui sont, selon l'intimée, déterminantes en ce qui concerne ce litige. Je m'attarderai ensuite à la question préliminaire de savoir si la jetée doit être comprise dans la même catégorie que le terminal pour les besoins de la DPA et des CII, également dans l'objectif d'orienter l'analyse.
Les dispositions légales et réglementaires [42] Selon les deux parties, l'historique législatif des dispositions visées est important. Il s'agit en fait de l'interprétation contextuelle de l'alinéa n) de la catégorie 1. L'intimée laisse entendre que le contexte prouve que cette catégorie visait à inclure le matériel et l'installation servant à la regazéification du gaz naturel, tandis que les appelantes laissent entendre que le contexte prouve que l'alinéa n) de la catégorie 1 ne visait que les services publics à tarif réglementé, et non les installations comme celle dont il est question actuellement. J'ai placé les dispositions légales pertinentes à l'annexe 3.
L'alinéa n) de la catégorie 1 [43] Il convient de reproduire ici l'alinéa n) de la catégorie 1, puisqu'il est au cœur du point en litige :
Les biens non compris dans aucune autre catégorie constitués par
[...]
n) le matériel et l'installation de fabrication et de distribution (y compris les structures) acquis principalement pour la production ou la distribution du gaz, à l'exception :
(i) d'un bien acquis en vue de produire ou de distribuer du gaz dont la distribution se fait normalement en contenants portatifs,
(ii) d'un bien acquis en vue de transformer du gaz naturel, avant sa livraison à un réseau de distribution,
(iii) d'un bien acquis en vue de produire de l'oxygène ou de l'azote;
[...]
[44] L'alinéa n) de la catégorie 1 était à l'origine l'alinéa d) de la catégorie 2 dans le premier règlement sur la déduction pour amortissement de 1949 régissant le matériel et l'installation de fabrication et de distribution d'un producteur ou distributeur de gaz. Le taux est passé de 4 à 6 % en 1950, puis est revenu à 4 % en 1990 lorsque la catégorie 2 est devenue la catégorie 1.
[45] Les appelantes signalent que le Livre blanc : réforme fiscale 1987, qui présente le changement relatif à la DPA, mentionne que la réduction du taux, de 6 % à 4 % (de l'alinéa d) de la catégorie 2 à alinéa n) de la catégorie 1), s'applique aux biens de services publics :
e) DPA des immeubles et biens de services publics
Les taux de DPA applicables aux bâtiments de la catégorie 3 et aux biens des services publics de la catégorie 2 seront ramenés à 4 pour cent de la valeur résiduelle, comparativement à des taux actuels de 5 et de 6 pour cent respectivement. Sous réserve des dispositions transitoires mentionnées précédemment, les nouveaux taux de DPA s'appliqueront aux acquisitions postérieures à 1987. Cependant, les additions et les modifications faites après 1987 à un immeuble admissible au taux de 5 pour cent bénéficieront du même taux à concurrence du moindre de $ 500,000 et de 25 pour cent du coût en capital du bâtiment, au 31 décembre 1987 ou à la date d'achèvement de sa construction, la dernière de ces dates étant retenue.
[...]
Les biens des services publics sont amortissables au taux de 6 pour cent de la valeur résiduelle. Ils comprennent le matériel de production et de distribution de l'électricité, l'équipement de production et de distribution de gaz, les usines de distribution de l'eau et de la chaleur ainsi que les pipe-lines.
À l'heure actuelle, la DPA de ces biens dépasse l'amortissement comptable utilisé par la plupart des entreprises. Cette différence est l'un des divers facteurs qui servent à réduire l'imposition du secteur de l'immobilier et des services publics de sorte qu'un certain nombre d'entreprises rentables de ces secteurs ne paient guère ou pas du tout d'impôt. Le taux réduit de DPA proposé pour ces biens sera plus conforme à leur dépréciation réelle et contribuera à l'élargissement de l'assiette de l'impôt.
[46] Les appelantes me renvoient également à l'ouvrage intitulé Capital Cost Allowance in Canada, 2e édition (Toronto, CCH), qui qualifie certains biens compris dans la catégorie 1 [TRADUCTION] d'« équipement de services publics ».
[47] L'ajout de l'exclusion relative à la transformation du gaz naturel, c'est‑à‑dire l'exclusion relative à la transformation du gaz naturel avant sa livraison à un réseau de distribution, remonte à 1960 (sous‑alinéa n)(ii) de la catégorie 1). L'intimée laisse entendre que cet équipement demeurait de l'équipement de distribution, mais qu'il était exclu. Sans vouloir manquer de respect, la disposition est mal formulée. Il est impossible d'invoquer cette exclusion, sauf si le bien est d'abord considéré comme de l'équipement de distribution, et de l'exclure ensuite s'il s'agit en fait d'équipement de transformation avant la livraison à un réseau de distribution. Comment est‑il alors possible de dire qu'il s'agissait d'équipement de distribution en premier lieu? L'intimée n'a pas été en mesure d'expliquer la portée visée par cette exclusion.
[48] Je préfère le point de vue des appelantes en ce qui concerne le sous‑alinéa n)(ii) de la catégorie 1, selon lequel cette disposition ne fait que préciser ce qui n'est pas de l'équipement de distribution, soit de l'équipement de transformation avant la distribution. À l'inverse, l'équipement de transformation faisant partie d'un réseau de distribution est considéré comme de l'équipement de distribution, et non comme de l'équipement de transformation. Grâce à ce point de vue, il est possible de comprendre quelque chose de cette disposition maladroite.
[49] Les appelantes laissent ensuite entendre que le fait d'exclure l'équipement de transformation avant la distribution est conforme avec le point de vue selon lequel l'alinéa n) de la catégorie 1 s'applique aux services publics, car les activités de transformation précédant la distribution ne feraient pas partie d'un service public.
[50] Il importe de garder à l'esprit que les dispositions relatives à la DPA visent à refléter la vie utile d'un bien afin de tenir compte convenablement du coût en capital. En ce qui a trait à l'alinéa n) de la catégorie 1, les appelantes font valoir que le faible taux, à savoir 4 %, reflète davantage la vie utile dans le cas des services publics à tarif réglementé, car la réglementation des tarifs permet d'assurer une longue durée économique. Toutefois, pour un projet privé risqué comme celui de Canaport, c'est irréaliste. Les appelantes en sont donc venues à la conclusion que la catégorie 1 avait été conçue pour s'appliquer uniquement aux services publics à tarif réglementé.
[51] Pour ju