Alberta Power (2000) Ltd. c. La Reine

Alberta Power (2000) Ltd. c. La Reine
Base de données – Cour (s)
Jugements de la Cour canadienne de l'impôt
Date
2009-08-21
Référence neutre
2009 CCI 412
Numéro de dossier
2007-277(IT)G
Juges et Officiers taxateurs
Eugene P. Rossiter
Sujets
Loi de l'impôt sur le revenu
Contenu de la décision
Dossier : 2007-277(IT)G
ENTRE :
ALBERTA POWER (2000) LTD.
appelante
et
SA MAJESTÉ LA REINE
intimée
[TRADUCTION FRANÇAISE OFFICIELLE]
____________________________________________________________________
Appel entendu le 2 mars 2009 à Calgary (Alberta)
Devant : l’honorable E.P. Rossiter, juge en chef adjoint
Comparutions :
Avocats de l’appelante :
Al Meghji et
Gerald Grenon
Avocats de l’intimée :
William L. Softley et
Kim Palichuk
____________________________________________________________________
JUGEMENT
L’appel de la nouvelle cotisation établie en vertu de la Loi de l’impôt sur le revenu pour l’année d’imposition 2001 est accueilli et la nouvelle cotisation est renvoyée au ministre du Revenu national pour nouvel examen et nouvelle cotisation conformément aux motifs de jugement ci‑joints.
Les dépens sont adjugés à l’appelante.
Signé à Ottawa, Canada, ce 21e jour d’août 2009.
« E.P. Rossiter »
E.P. Rossiter
Traduction certifiée conforme
Ce 8e jour d’avril 2010.
François Brunet, réviseur
Référence : 2009CCI412
Date : 20090821
Dossier : 2007-277(IT)G
ENTRE :
ALBERTA POWER (2000) LTD.
appelante
et
SA MAJESTÉ LA REINE
intimée
MOTIFS DU JUGEMENT
Le juge en chef adjoint E.P. Rossiter
Introduction
[1] À la fin des années 1990, le secteur de l’électricité de la province de l’Alberta (Alberta) était en voie d’être déréglementé. L’appelante faisait partie du groupe ATCO (ATCO), qui possédait et exploitait des centrales de production d’électricité alimentées au charbon. Dans le cadre de la déréglementation, le gouvernement albertain a établi des accords d’achat d’énergie (AAE) pour chaque usine de production d’électricité, notamment pour la centrale au charbon d’ATCO connue sous le nom de HR Milner Plant (centrale). Chaque AAE devait faire l’objet d’une vente aux enchères, mais le gouvernement albertain a retiré la centrale du processus d’enchères proposé, en raison des craintes d’ATCO quant à la viabilité économique de la centrale dans le cadre de l’AAE. Un accord de règlement négocié (ARN) a été conclu entre ATCO et une autorité du gouvernement albertain (Balancing Pool). Cet accord est entré en vigueur le 20 décembre 2000 et comportait une entente d’exploitation (EE) conclue avec ATCO à l’égard de l’exploitation de la centrale pendant un certain temps. À la cessation de l’AAE, un paiement d’environ 59 700 000 $ a été versé le 1er janvier 2001 à l’appelante, filiale d’ATCO, apparemment en échange de ladite cessation de l’AAE et du transfert de la propriété effective de la centrale à l’autorité du gouvernement albertain. Le 1er janvier 2001, ATCO a conclu avec l’appelante un contrat de vente à l’égard de la centrale, qu’elle lui a transférée au moyen d’une réorganisation avec report d’impôt conformément à l’article 85 de la Loi de l’impôt sur le revenu (la Loi). L’AAE relatif à la centrale a été résilié par règlement le 28 décembre 2000, laquelle résiliation devait entrer en vigueur le 1er janvier 2001. L’autorité du gouvernement albertain a vendu la centrale à une tierce partie le 30 octobre 2003.
[2] L’appelante a soutenu que le montant de 59 700 000 $ ne constituait pas un profit pour elle, mais plutôt une rentrée de capital qui donnait lieu à un produit de disposition au motif que la centrale et les éléments d’actif avaient été vendus au cours de l’année d’imposition 2001. L’intimée a rejeté la thèse de l’appelante au motif que le montant de 59 700 000 $ reflétait des profits ultérieurs abandonnés et qu’aucun doit bénéficiaire n’a été transféré à l’autorité du gouvernement albertain ou, subsidiairement, que le paiement en question était un paiement obligatoire visé par le sous-alinéa 12(1)x)(iv) de la Loi.
Les faits
[3] Au cours des années 1990, ATCO se livrait, notamment, à la production d’électricité en Alberta et possédait et exploitait des usines alimentées au charbon, dont la centrale. À la date pertinente, la construction de la centrale remontait à environ 25 ans et du charbon de qualité inférieure a été utilisé pendant des années, ce qui a donné lieu à des problèmes opérationnels incitant ATCO à douter de la viabilité économique de la centrale à long terme.
[4] En 1996, le gouvernement albertain a commencé à mettre en œuvre un plan de déréglementation du secteur de l’électricité. Les usines construites avant 1995 étaient soumises à un régime différent des autres usines. Selon le régime applicable aux usines construites avant 1995, dont la centrale faisait partie, le processus de déréglementation devait s’échelonner sur une période variant de trois à vingt ans. Afin de faciliter cette déréglementation progressive, le gouvernement albertain a fait établir un AAE pour chaque usine, y compris la centrale. Un AAE était un instrument s’apparentant à un contrat, selon lequel le propriétaire d’une centrale électrique mettait l’établissement à la disposition de l’acquéreur, tandis que la totalité de l’électricité produite revenait à celui-ci. Cet arrangement permettait au propriétaire de recouvrer le capital investi et un certain rendement du capital ainsi que d’autres frais. L’acheteur de l’électricité acceptait donc tous les risques inhérents au prix de l’énergie.
[5] Chaque AAE devait être vendu aux enchères. Le gouvernement albertain a mis sur pied un Balancing Pool chargé de recouvrer le produit de la vente des AAE par mise aux enchères et d’agir en qualité d’acheteur dans les cas des AAE ainsi mis en vente et non vendus. Normalement, à l’expiration d’un AAE, l’entreprise de services publics avait le choix : elle pouvait déclasser l’usine, auquel cas le Balancing Pool couvrait les frais, ou l’exploiter, auquel cas elle touchait tous les revenus et payait tous les frais, y compris les frais de déclassement. L’AAE ne comportait aucune clause de résiliation anticipée, sauf si l’usine était détruite, auquel cas ATCO touchait uniquement la valeur comptable nette de celle-ci. L’AAE relatif à la centrale a été retiré du processus d’enchères après qu’ATCO eut exprimé de vives inquiétudes au sujet de la viabilité économique de celle-ci dans le cadre de l’application dudit accord. Selon ATCO, la centrale ne pouvait être viable du point de vue économique, en raison de la piètre qualité du charbon utilisé pour l’exploitation, lequel élément n’était pas reconnu par l’AAE, et de la stabilité financière douteuse du fournisseur de charbon de la centrale (Smokey River), qui était alors sous le coup d’une ordonnance de séquestre. ATCO a envisagé la possibilité de déclasser la centrale et a exercé des pressions sur le gouvernement albertain pour l’inciter à modifier l’AAE afin de tenir compte des inquiétudes qu’elle avait exprimées, faute de quoi elle pourrait fermer la centrale.
[6] Le gouvernement albertain a confié à un organisme provincial (Balancing Pool) désigné dans la loi de déréglementation le soin d’entreprendre des négociations avec ATCO afin de veiller à ce que la centrale demeure opérationnelle, du moins à court terme, pendant deux à trois ans. Le Balancing Pool a mené les négociations pour son propre compte et au nom des consommateurs. Les négociations menées pour le Balancing Pool ont été dirigées par Dale Hildebrand, qui représentait un groupe de consommateurs composé, notamment, d’institutions industrielles, d’organismes municipaux et gouvernementaux et de consommateurs résidentiels. Ce groupe de consommateurs albertain était distinct de l’autorité chargée de réglementer les entreprises de services publics. Le ministère de l’Énergie de l’Alberta avait collaboré avec le groupe de consommateurs au cours du processus de déréglementation et M. Hildebrand a dirigé les négociations menées avec ATCO pour leur compte. Il possédait des connaissances approfondies en matière de production énergétique et comptait une longue expérience dans le domaine des AAE et de l’établissement des prix connexes. Il avait aidé le gouvernement albertain à choisir un consultant pour l’élaboration de ces accords et a fait partie de l’équipe d’évaluateurs indépendants chargée de cette élaboration. Il a également participé au contrôle des AAE devant la commission des services publics, en plus d’aider des acheteurs à analyser ces accords avant leur mise aux enchères. Il n’avait jamais été au service de l’appelante, ses services ayant auparavant été retenus principalement à l’égard des autres aspects des instances réglementaires concernant ATCO. Les négociations qui se sont déroulées entre M. Hildebrand, représentant le Balancing Pool, et un certain Victor Post, vice‑président d’ATCO, ont donné lieu à l’ARN et à l’EE à l’égard de la centrale.
[7] Au cours des négociations, ATCO a tenté de convaincre le Balancing Pool d’accepter de déclasser la centrale en raison de la faible viabilité économique de celle-ci. Le Balancing Pool craignait que la centrale ne soit fermée à court terme, ce qui entraînerait une baisse de la production d’électricité et une hausse du coût de celle-ci pour les consommateurs. Le Balancing Pool craignait également que la capacité restreinte de la centrale et les problèmes opérationnels qu’elle comportait n’aient pas été reconnus dans l’AAE.
[8] Les deux négociateurs, M. Hildebrand et M. Post, ont confirmé qu’ils n’ont à aucun moment discuté de la possibilité qu’ATCO recouvre la perte de profits ultérieurs et que les discussions ont porté uniquement sur l’indemnité à verser à ATCO au titre du rendement de sa mise de fonds ou de ses coûts non amortis. Aucun calcul n’a été fait et aucun renseignement n’a été échangé pour le compte d’ATCO ou du Balancing Pool relativement à la perte de profits ou de sources de profits ultérieures et aucune des parties n’a considéré cette perte comme un élément qu’ATCO recouvrerait au moyen de l’ARN.
[9] Au cours des négociations relatives à l’EE, des préoccupations ont été exprimées au sujet de la rétention du personnel. Le Balancing Pool souhaitait que la centrale soit exploitée pendant un certain temps, puis vendue aux enchères. L’exploitation de la centrale dépendait d’abord et avant tout des employés, qui en constituaient un élément clé, de sorte qu’il a fallu leur verser certains montants pour s’assurer de les conserver. En qualité de membre du comité d’exploitation, M. Hildebrand devait recevoir d’ATCO, à chaque réunion, un rapport l’informant des événements survenus entre-temps. Ce rapport devait comporter des renseignements concernant les coûts, la production énergétique, les problèmes opérationnels, la santé et la sécurité, et ainsi de suite, et le comité gérait les installations et donnait des directives à ATCO quant à leur exploitation. Le comité a donné à ATCO l’ordre d’exploiter la centrale à une capacité de 125 mégawatts et non à sa capacité de 145 mégawatts, et l’a également informée du montant de la mise de fonds requise.
Brian G. Millen a aidé Vic Post au cours des négociations. Il était bien au courant de celles-ci et a confirmé tous les aspects du témoignage de Post au sujet de l’objectif que visaient les parties à l’égard de l’opération; il a également préparé des tableaux qui devaient faire partie de l’ARN et qui montraient la ventilation du produit et la façon dont les calculs étaient effectués. Les deux parties ont compris qu’elles vendaient la centrale et qu’ATCO recouvrait sa mise de fonds. M. Millen a également confirmé que les calculs ne permettaient pas de dire que les sommes d’argent versées devaient être considérées comme des profits ultérieurs perdus. En fait, eu égard aux calculs présentés, il n’y avait pas lieu de dire qu’ATCO recouvrait les profits perdus, parce que le montant recouvré dépassait les profits perdus qui auraient pu être générés.
[10] M. Hildebrand, qui représentait le Balancing Pool et le groupe de consommateurs, avait accepté, tout au long des négociations qu’ATCO recevrait sa mise de fonds et les frais de déclassement, lesquels seraient payés en bout de ligne par le Balancing Pool. Le montant de 59 700 000 $ constituait un rendement de l’investissement net à verser à ATCO. À titre d’entreprise de services publics assujettie à la réglementation, ATCO a obtenu le droit d’exploiter la centrale d’une certaine façon. En échange, ATCO pouvait faire des dépenses en immobilisation, une fois que l’Alberta Utility Board les avait approuvées, et les consommateurs recevraient leurs services au prix coûtant. L’Alberta Utility Board fixait les tarifs d’électricité en examinant la mise de fonds de l’investisseur, les frais d’exploitation, le rendement du capital investi et les incidences fiscales. Après avoir examiné ces facteurs, l’Alberta Utility Board a choisi les éléments qui étaient pertinents, fixé le taux de rendement et calculé les recettes totales nécessaires. L’investisseur devait recevoir a) sa mise de fonds, b) un rendement du capital investi lorsque celui-ci était fondé sur des taux d’amortissement couvrant la durée de vie opérationnelle de l’équipement, c) ses frais d’exploitation et d) les incidences des éléments susmentionnés sur l’impôt sur le revenu. Selon Hildebrand, le montant de 59 700 000 $ ne devait pas constituer un paiement au titre de la perte de profits ultérieurs. Aucun calcul n’était fondé sur cette base et les profits n’étaient nullement pertinents. Les taux étaient fondés sur le prix coûtant et non sur le prix ou les revenus ultérieurs. Les consommateurs voulaient obtenir la valeur résiduelle, c’est-à-dire ce que la centrale vaudrait une fois qu’elle serait soustraite à la réglementation, soit les sommes d’argent générées ou le produit de vente. Le montant de 59 700 000 $ n’aurait pas été versé à ATCO si celle-ci avait conservé la valeur résiduelle.
[11] Au cours des négociations, le Balancing Pool a voulu s’assurer qu’il conserverait la valeur résiduelle de la centrale et qu’il bénéficierait de la déduction pour amortissement revenant à ATCO par suite du transfert du droit bénéficiaire. Les comptes de DPA étaient plus élevés que la valeur comptable, ce qui donnerait lieu à un crédit d’impôt pour ATCO; par conséquent, l’ARN devait comporter une clause énonçant que ce crédit faisait partie des avantages résiduels et reviendrait au Balancing Pool. Au cours des négociations, ATCO a convenu de verser pendant un certain temps au Balancing Pool le crédit au titre de la déduction pour amortissement au fur et à mesure qu’elle recevrait l’avantage fiscal.
[12] Selon l’ARN, ATCO devait recevoir son investissement en capital de 59 700 000 $, soit la valeur comptable nette de la centrale et des éléments d’actif de celle-ci. Les deux parties avaient l’intention de conclure l’ARN en fonction de la valeur comptable nette pour ATCO.
[13] L’ARN signé par Hildebrand et Post devait produire les effets suivants :
1. L’AAE serait résilié au moyen d’un règlement de 2000 qui entrerait en vigueur le 1er janvier 2001.
2. ATCO demeurerait propriétaire de la centrale, tandis que l’intérêt bénéficiaire sur celle-ci serait transféré au Balancing Pool le 1er janvier 2001, y compris tout droit d’ATCO à un crédit au titre de la déduction pour amortissement connexe.
3. ATCO exploiterait la centrale pendant un certain temps sous la direction d’un comité de vente composé de cinq personnes, soit quatre personnes choisies par le Balancing Pool et une personne choisie par ATCO, qui ne pourrait pas voter sur les questions liées à cette exploitation. ATCO toucherait des honoraires de gestion annuels à l’égard de l’exploitation de la centrale.
4. À la cessation de l’AAE le 1er janvier 2001, le Balancing Pool verserait à l’appelante la somme de 59 700 000 $.
5. Si la centrale n’était pas vendue à l’intérieur d’un certain laps de temps, ATCO disposerait d’un délai d’un an pour la déclasser et, en cas de réussite, le Balancing Pool paierait les frais de déclassement. Si la centrale n’était pas déclassée à l’intérieur du délai prévu et qu’ATCO continuait à l’exploiter, celle-ci serait redevable des frais de déclassement que la centrale engagerait à l’avenir.
6. Le Balancing Pool toucherait la totalité du produit découlant de la vente de la centrale à une tierce partie.
[14] Le 1er janvier 2001, ATCO a transféré la centrale à l’appelante au moyen d’une réorganisation avec report d’impôt conformément à l’article 85 de la Loi et, conformément à l’ARN, celle-ci a reçu du Balancing Pool un montant de 59 700 000 $ [traduction] « à titre de dédommagement à l’égard de la cessation prématurée de l’AAE ».
[15] Eu égard aux conditions de l’AAE, ATCO était préoccupée au sujet de la quantité d’électricité que la centrale devrait produire pendant un certain temps et des amendes qu’elle devrait payer si les cibles de production prévues dans cet accord n’étaient pas atteintes; ATCO ne croyait pas que la centrale serait rentable au cours de la période précisée dans l’AAE.
[16] En octobre 2003, le Balancing Pool a vendu la centrale à une tierce partie et la totalité du produit de la vente lui a appartenu. Entre le 1er janvier 2001 et la date de la vente à la tierce partie, le Balancing Pool a bénéficié de tous les avantages liés à la propriété de la centrale et a dû s’acquitter de toutes les responsabilités connexes; cependant, pendant cette période provisoire, ATCO a conservé le titre en common law de la centrale, et ce, pour trois raisons :
1. les négociations entre ATCO et le Balancing Pool ont été faites dans la précipitation et les permis du propriétaire en common law n’ont pu être tous transférés au Balancing Pool, faute de temps;
2. l’intention a toujours été de trouver une tierce partie disposée à acquérir la centrale et il ne valait pas la peine d’obtenir le titre afférent à celle-ci, puis de le transférer à une tierce partie, car cette vente devait avoir lieu beaucoup plus tôt que ce qui s’est passé;
3. des doutes existaient quant à la capacité du Balancing Pool de se porter acquéreur de la centrale aux termes de sa mission.
[17] Lorsque la centrale a été vendue, l’appelante était partie au contrat de vente en qualité de vendeur, puisqu’elle détenait le titre de propriété en common law; cependant, le Balancing Pool détenait tous les autres droits afférents à la propriété.
[18] L’ARN comportait quelques clauses particulières pertinentes, notamment :
1. Alinéa 4a)(i) :
[traduction]
a) Le présent accord et les obligations qui incombent aux parties en vertu des présentes sont assujettis aux conditions suivantes :
[…]
i) l’adoption d’un règlement entrant en vigueur le 1er janvier 2001, lequel règlement doit prévoir la cessation de l’AAE et permettre à l’ABP de signer le présent accord pour le compte du groupe, d’exercer les droits et pouvoirs qui lui sont accordés et de prendre en charge les obligations et responsabilités qui lui sont imposées au nom du power pool council conformément aux présentes, en plus d’autoriser le versement des paiements prévus aux présentes à même les comptes du Balancing Pool conformément aux conditions du présent accord [...]
2. Alinéa 5b) :
[traduction] ATCO Electric doit recevoir du Balancing Pool un paiement à titre d’indemnité à l’égard de la résiliation prématurée de l’AAE, lequel montant global doit être payé le 1er janvier 2001 [...]
3. Alinéa 5d) :
[traduction] ATCO Electric convient de verser chaque année au Balancing Pool, pour les années allant de 2001 à 2020 inclusivement, dans les dix jours suivant leur réception, des montants correspondant aux avantages fiscaux qui lui reviennent à l’égard des surplus des comptes de déduction pour amortissement attribuables à la centrale [...]
[19] L’annexe A de l’ARN, intitulée « Compensation for Early Termination of the PPA » (indemnité pour résiliation prématurée de l’AAE), stipulait notamment que :
[traduction] L’indemnité que le Balancing Pool doit verser au titre de la valeur comptable en cas de résiliation prématurée correspond à un montant forfaitaire auquel s’ajoutent les montants réels relatifs aux dépenses en immobilisation engagées en 2000 et au stock de charbon à la fin de l’année 2000, selon les indications figurant ci‑après.
Le montant global d’environ 59 700 000 $ se composait d’une somme d’environ 54 800 000 $ reflétant la valeur comptable nette de l’actif de la centrale à la clôture, d’une somme de 2 100 000 $ représentant la valeur comptable nette des éléments d’actif servant à l’administration générale et de différents rajustements relatifs au stock ainsi que d’un rajustement supplémentaire se rapportant au déclassement. Il n’est nullement question, à l’annexe « A », de sommes d’argent au titre des profits ultérieurs abandonnés; seules les valeurs comptables nettes sont mentionnées dans ce document.
[20] L’annexe G de l’ARN, intitulée « ATCO Electric Ltd., H.R. Milner U.C.C./Tax Calculation Allocation of Proceeds » (répartition du produit aux fins du calcul de l’impôt/de la FNACC – ATCO Electric Ltd. et H.R. Milner), montre comment la fraction non amortie du coût en capital a été ventilée, compte tenu du prix d’achat et des pourcentages applicables aux catégories concernées.
[21] Dans l’ARN, le mot « compensation » (indemnité) est défini comme le total du montant forfaitaire (soit 59 700 000 $) et de toute somme supplémentaire.
[22] Par ailleurs, l’EE était jointe à l’ARN en annexe B et faisait partie intégrante de cet accord.
[23] Dans le préambule de l’EE, ATCO était désignée comme le propriétaire de la centrale.
[24] L’EE comportait un certain nombre de clauses qui sont particulièrement pertinentes :
Alinéa 2.5a) :
[traduction] Lors de la cessation de la présente entente, sauf [...], ATCO pourra poursuivre l’exploitation de la centrale pour son propre usage à compter de la date de ladite cessation, auquel cas elle aura le droit de recevoir tous les revenus découlant de cette exploitation et devra prendre en charge toutes les dettes et responsabilités connexes [...]
Article 3.1 :
[traduction] Pendant la durée de la présente entente, toutes les recettes découlant de l’exploitation et de la propriété de la centrale et des installations sous licence sont versées au Balancing Pool. […]
Alinéa 3.2a) :
[traduction] Pendant la durée de la présente entente, ATCO Electric a le droit de recevoir du Balancing Pool le paiement de tous les frais raisonnables et nécessaires engagés dans le cadre de l’exploitation de la centrale, pourvu que le comité d’exploitation approuve ces frais [...]
Article 4.1 :
[traduction] Un comité d’exploitation composé de quatre représentants du BPA et d’un représentant d’ATCO Electric est mis sur pied. Les parties nomment leurs représentants respectifs au comité d’exploitation dès la signature de la présente entente. ATCO Electric et le BPA conviennent que les consommateurs désignent deux des représentants que celui-ci nomme.
Alinéa 7a) :
[traduction]
a) ATCO Electric exploite la centrale à compter du 1er janvier 2001 conformément aux conditions de l’entente d’exploitation.
b) L’entente d’exploitation est signée en même temps que le présent accord.
Article 7.1 :
[traduction] ATCO Electric reçoit du Balancing Pool un montant supplémentaire à titre d’honoraires de gestion [...]
Article 9.2 :
[traduction] Pendant la durée de la présente entente, ATCO Electric conserve le titre de propriété en common law de la centrale et des installations sous licence, pourvu qu’un intérêt bénéficiaire sur celles-ci soit accordé au Power Pool au profit des consommateurs.
[25] Aux fins du processus de vente de la centrale à une tierce partie, un comité composé de cinq personnes, soit un représentant d’ATCO et quatre représentants du Balancing Pool, a été formé et chargé de la mise en marché. Seuls les membres représentant les intérêts des consommateurs (Balancing Pool) disposaient d’un droit de vote. ATCO a siégé au comité sans détenir de droit de vote pour les raisons suivantes :
1. les consommateurs désiraient qu’ATCO prête son concours à la vente de la centrale et qu’elle aide les acheteurs éventuels à respecter leur obligation de diligence raisonnable;
2. étant donné qu’elle était préoccupée par le risque de responsabilité résiduelle afférent à la centrale, ATCO voulait avoir son mot à dire dans le choix de l’acquéreur. Elle ne voulait pas être responsable en cas de déclassement ou de problème environnemental et désirait s’assurer que l’acquéreur s’engage à la dédommager à l’égard de toutes les dettes et responsabilités éventuelles.
[26] Lors de la vente à la tierce partie, le Balancing Pool a donné un engagement d’indemnisation à l’appelante, parce que la tierce partie n’avait pas les moyens de le faire. De plus, l’appelante n’a obtenu aucun montant provenant du produit de cette vente, sauf des honoraires de 200 000 $ pour l’aide qu’elle avait apportée au cours du processus.
[27] Selon l’EE, un comité d’exploitation devait surveiller l’entreprise et l’exploitation de la centrale et examiner, évaluer et élaborer une stratégie commerciale pour l’exploitation continue de celle-ci et des installations sous licence afin de minimiser les coûts et de maximiser l’énergie disponible et les avantages pour les consommateurs. Ce comité devait également donner des directives à ATCO au sujet de la gestion de la centrale, examiner et approuver les recommandations d’ATCO au sujet de l’exploitation continue de celle-ci et des installations sous licence et enjoindre à l’appelante de prendre ou de s’abstenir de prendre toute mesure s’y rapportant.
[28] En qualité de gestionnaire de la centrale, l’appelante devait toucher des honoraires de base de 750 000 $, soit des honoraires minimaux de 500 000 $ ainsi qu’une rémunération supplémentaire si certains objectifs opérationnels étaient atteints (honoraires de base et incitatifs).
Questions en litige
[29] 1. Le paiement forfaitaire de 59 700 000 $ que le Balancing Pool a versé à l’appelante constituait-il une rentrée de capital ou un revenu au sens de l’article 9 de la Loi?
2. Subsidiairement, si le paiement n’était pas un revenu au sens de l’article 9 de la Loi, s’agissait-il d’un paiement obligatoire visé par le sous-alinéa 12(1)x)(iv) de la Loi?
3. Si le montant de 59 700 000 $ est un revenu visé à l’article 9 de la Loi, est-il imposable en 2000 ou en 2001?
4. D’autres questions se posaient, notamment celles de savoir si les dépenses courantes de 6 002 362 $ ont été correctement déduites dans le calcul du bénéfice de l’appelante pour l’année 2001, si les dépenses courantes rajustées de 1 335 540 $ étaient déductibles dans le calcul du bénéfice de l’appelante pour l’année 2001 et si les dépenses de démantèlement courantes rajustées de 225 888 $ étaient déductibles dans le calcul des bénéfices de l’appelante pour les années en cause. En ce qui a trait à ces dernières questions, l’appelante et l’intimée ont convenu que, de la somme de 7 565 720 $ affectée aux frais de réparation et de maintenance, un montant de 4 539 430 $ était déductible pour l’année d’imposition 2001 et le solde de 3 026 288 $ a été assimilé correctement à un ajout à la fraction non amortie du coût en capital des comptes de déduction pour amortissement de l’appelante. Il sera tenu compte de cet accord dans l’ordonnance découlant du présent jugement.
Les actes de procédure et les thèses des parties
[30] Le 14 octobre 2008, l’appelante a déposé un avis d’appel modifié dans lequel elle a sollicité les mesures suivantes (sauf en ce qui a trait aux mesures concernant les éléments convenus). L’appelante a demandé que l’appel soit accueilli avec dépens et que la nouvelle cotisation relative à l’année d’imposition se terminant le 31 décembre 2001 soit renvoyée au ministre pour nouvel examen et nouvelle cotisation pour les raisons suivantes :
[traduction]
(i) le paiement forfaitaire de 59 737 728 $ qui a été versé conformément à l’ARN était une rentrée de capital et non un profit ou, subsidiairement, même s’il s’agissait d’un profit, ce montant a été incorrectement exclu du revenu de l’appelante pour l’année d’imposition 2001;
[…]
41. En plus de la mesure exposée plus haut, l’appelante demande l’autorisation, par suite des rajustements faits au titre des éléments mentionnés plus haut, de calculer à nouveau sa déduction pour amortissement, sa récupération de la déduction pour amortissement, sa déduction relative aux ressources, sa déduction pour épuisement gagnée et sa déduction pour bénéfices de fabrication et de transformation à l’égard de l’année d’imposition.
42. En plus de la mesure exposée ci-dessus, l’appelante demande l’autorisation de réclamer toute déduction facultative non utilisée, y compris la FNACC, le MCIA, les pertes autres qu’en capital d’autres années, les pertes en capital nettes d’autres années, les crédits d’impôt à l’investissement et tout autre montant déterminé.
[31] Le 27 octobre 2008, l’intimée a déposé une réponse modifiée et, en plus de ce qui a été convenu, elle a exposé ce qui suit au sujet du motif invoqué et de la mesure sollicitée :
[traduction]
21. Elle soutient que le montant de 59 000 000 $ reçu est correctement assimilé à un revenu et fait partie du revenu de l’appelante pour l’année d’imposition 2001, pour les raisons suivantes :
a) l’ARN ne constitue pas un contrat de vente à l’égard de la centrale Milner. Le montant de 59 000 000 $ versé en application de cet accord est plutôt une indemnité payée par le Balancing Pool à l’égard de la résiliation prématurée de l’AAE se rapportant à la centrale et représente des profits ultérieurs abandonnés;
b) de plus, l’ARN ne prévoyait aucun transfert de la propriété effective afférente à la centrale Milner au sens de l’alinéa 248(1)e) de la Loi, ni la vente de ladite centrale au Balancing Pool pour l’application de la Sale of Goods Act.
22. Subsidiairement, l’appelante fait valoir que le Balancing Pool devait dédommager ATCO lors de la cessation de l’AAE relatif à la centrale de Milner, conformément aux dispositions des règlements 170/99, 106/2000 et 331/2000. En conséquence, le montant de 59 000 000 $ constitue un paiement obligatoire qui est imposable conformément au sous-alinéa 12(1)x)(iv) de la Loi et doit être inclus dans le revenu de l’appelante pour l’année d’imposition 2001, car ATCO a reçu ce montant d’un organisme public à titre de remboursement à l’égard d’une somme incluse dans le coût d’un bien (soit la centrale de Milner et les biens connexes) ou à l’égard d’une dépense engagée ou effectuée.
[32] L’appelante soutient qu’ATCO ne voulait plus être liée par l’AAE; elle désirait que cet accord soit résilié et voulait être dédommagée à l’égard des sommes qu’elle avait investies dans la centrale; c’est dans cet esprit qu’elle a entamé les négociations, par suite desquelles le Balancing Pool devait toucher tous les bénéfices et prendre à sa charge toutes les pertes découlant de l’exploitation de la centrale (jusqu’à ce qu’il vende celle-ci à une tierce partie). ATCO a exploité la centrale jusqu’à ce que celle-ci soit vendue et le montant que le Balancing Pool a versé à ATCO correspondait au produit de la vente de la centrale et ne constituait pas un revenu au sens de l’article 9 de la Loi. L’appelante ajoute que, si elle fait erreur, le montant de 59 700 000 $ versé en application de l’ARN était un revenu pour l’année 2000 et non 2001. Selon le principe de la comptabilité d’exercice, le montant était imposable en 2000 et non en 2001. L’appelante conteste la thèse selon laquelle il n’y a pas eu de transfert de la propriété effective. Elle ajoute qu’il n’y a pas eu de paiement obligatoire au sens de l’alinéa 12(1)x) de la Loi.
[33] L’intimée soutient essentiellement que le montant versé à ATCO constitue une indemnité à l’égard de la perte de profits ultérieurs et, par conséquent, un revenu visé à l’article 9 de la Loi; elle ajoute qu’aucun droit bénéficiaire n’a été transféré au Balancing Pool ni ne pouvait l’être, parce que celui-ci ne pouvait détenir un droit de cette nature, et que, subsidiairement, le paiement était un paiement obligatoire au sens du sous-alinéa 12(1)x)(iv) de la Loi.
Lois et règlements applicables
[34] De nombreuses dispositions législatives et réglementaires sont pertinentes en l’espèce.
[35] L’article 9 de la Loi dispose que :
9.(1) Sous réserve des autres dispositions de la présente partie, le revenu qu’un contribuable tire d’une entreprise ou d’un bien pour une année d’imposition est le bénéfice qu’il en tire pour cette année.
(2) Sous réserve de l’article 31, la perte subie par un contribuable au cours d’une année d’imposition relativement à une entreprise ou à un bien est le montant de sa perte subie au cours de l’année relativement à cette entreprise ou à ce bien, calculée par l’application, avec les adaptations nécessaires, des dispositions de la présente loi afférentes au calcul du revenu tiré de cette entreprise ou de ce bien.
(3) Dans la présente loi, le revenu tiré d’un bien exclut le gain en capital réalisé à la disposition de ce bien, et la perte résultant d’un bien exclut la perte en capital résultant de la disposition de ce bien.
[36] Le sous-alinéa 12(1)x)(iv) de la Loi dispose que :
(iv) soit à titre de remboursement, de contribution ou d’indemnité ou à titre d’aide, sous forme de prime, de subvention, de prêt à remboursement conditionnel, de déduction de l’impôt ou d’indemnité, ou sous toute autre forme, à l’égard, selon le cas :
(A) d’une somme incluse dans le coût d’un bien ou déduite au titre de ce coût,
(B) d’une dépense engagée ou effectuée,
dans la mesure où le montant, selon le cas :
[…]
[37] Voici le texte des alinéas 1(1)c) et f) du Balancing Pool Regulation, Alta. Reg. 169/1999, pris en application de l’Electric Utilities Act, R.S.A. 2000 ch. E-5 (EUA) :
[traduction]
[…]
c) « administrateur du balancing pool » La ou les personnes nommées en vertu de l’alinéa 2(1)c);
[…]
f) « conseil » Le Power Pool Council;
[38] Les paragraphes 2(1) et 3(1), l’article 4, le paragraphe 5(1) et les articles 6 et 7 du Balancing Pool Regulation disposent que :
[traduction]
2(1) Au plus tard le 31 décembre 1999, le conseil : a) crée au moins un compte financier distinct appelé le balancing pool, b) établit les règles relatives au balancing pool, c) désigne au moins une personne compétente à titre d’administrateur du balancing pool.[…] 3(1) L’administrateur du balancing pool doit exercer ses pouvoirs et fonctions au nom du conseil et tous les pouvoirs et fonctions que lui-même ou une personne visée au paragraphe (2) exerce sont réputés avoir été exercés au nom du conseil.[…] 4 L’administrateur du balancing pool exerce les attributions qui suivent conformément à l’EUA ainsi qu’aux règlements et aux règles du balancing pool : a) il signe les contrats, ententes et autres instruments se rapportant au balancing pool;b) il conclut et applique les ententes bancaires se rapportant au balancing pool;c) il contracte des emprunts ou conclut des ententes relatives à une marge de crédit ou à la protection contre les découverts avec une banque, une direction de la trésorerie, une caisse populaire, une société de prêt ou une société de fiducie afin de respecter les obligations du balancing pool au fur et à mesure de leur échéance, et consent des garanties à l’égard des prêts ou découverts ou de la marge de crédit;d) il tire, établit, accepte, endosse, exécute ou délivre des billets à ordre, lettres de change ou autres instruments négociables à l’égard du balancing pool;e) il engage les employés, consultants et conseillers nécessaires dans le cadre de l’administration du balancing pool et de l’exercice des attributions du conseil et de l’administrateur du balancing pool et détermine les fonctions, les conditions d’engagement et la rémunération de ces personnes;f) il détermine le montant des obligations ou dépenses à payer à même les comptes du balancing pool conformément à l’alinéa 7(1)h);g) il exerce les autres fonctions nécessaires aux fins de l’administration du balancing pool. 5(1) L’administrateur du balancing pool exerce les attributions qui suivent conformément à la Loi, aux règles, aux règlements du balancing pool et à tout arrangement; plus précisément : a) il surveille le paiement des montants visés à l’article 6 au balancing pool;b) il surveille le paiement des montants visés à l’article 7 à même les comptes du balancing pool;c) il détermine le montant des sommes à porter au crédit et au débit des comptes du balancing pool;d) il attribue les crédits du balancing pool directement aux clients ou indirectement à ceux-ci par l’entremise :(i) des détaillants,(ii) des fournisseurs de services télégraphiques,(iii) de l’administrateur du power pool;e) il prélève des frais directement des clients par l’entremise :(i) des détaillants,(ii) des fournisseurs de services télégraphiques,(iii) de l’administrateur du power pool;f) il offre en vente au public un arrangement détenu par l’administrateur du balancing pool à titre de partie à l’arrangement;g) il offre en vente au public les produits dérivés qu’il a créés conformément au Power Purchase Arrangements Regulation (AR 170/99);h) il exerce les attributions qui lui sont conférées en qualité de partie à un arrangement ou qui sont conférées au balancing pool en vertu d’un arrangement;i) il exerce ou cède à un tiers le droit d’échanger de l’électricité par l’entremise du power pool lorsque ce droit découle du fait que l’administrateur est partie à un arrangement;j) sur réception d’un avis relatif à un événement extraordinaire, il évalue et vérifie la survenance de l’événement, étudie la mesure dans laquelle une partie est tenue de verser un paiement à même les comptes du balancing pool ou à celui-ci en application des dispositions de l’arrangement et participe aux procédures de règlement des différends visés par un arrangement pris conformément au paragraphe (3);k) dans les cas où l’alinéa j) s’applique, il commence à verser les paiements prévus dans l’arrangement jusqu’à ce que les questions visées à l’alinéa j) soient réglées, que ce soit par accord ou dans le cadre des procédures de règlement des griefs en application du paragraphe (3);l) il établit, défend, règle et retire les demandes principales et demandes reconventionnelles visant le balancing pool à l’égard d’un arrangement que l’administrateur du balancing pool détient comme partie à celui-ci;m) il établit, défend, règle et retire les demandes principales et demandes reconventionnelles visant les détaillants, les fournisseurs de services télégraphiques, les clients et d’autres personnes et concernant le paiement de montants portés au crédit ou à la charge du balancing pool.[…]. 6 Les montants suivants doivent être versés dans les comptes du balancing pool :a) les paiements, honoraires, frais ou autres sommes dont la Loi ou les règlements exigent le paiement au balancing pool;b) les paiements, honoraires, frais ou autres sommes devant être versés au balancing pool conformément à un accord, y compris les paiements exigés par suite d’un événement extraordinaire ou du règlement d’un différend visé au paragraphe 5(3);c) les frais qu’exige le balancing pool dont le paiement incombe, directement ou indirectement, à un client conformément à une facture;d) les sommes empruntées pour respecter les obligations du balancing pool;e) tout revenu, somme en principal, dividende ou autre montant reçu à l’égard des investissements effectués conformément à l’article 8;f) les montants que l’administrateur du balancing pool reçoit à l’égard d’un arrangement qu’il détient comme partie à celui-ci;g) les amendes que le conseil inflige conformément à l’alinéa 9.5(1)c) de l’EUA;h) les montants que le conseil d’administration approuve à titre de montants à verser au balancing pool pendant la période précédant l’entrée en vigueur d’un arrangement;i) tout autre montant reçu dans le cadre de l’administration du balancing pool, exception faite des montants dont le ministre précise qu’ils ne constituent pas des montants à verser dans les comptes du balancing pool.