En date de décembre 2013, 73 entreprises de distribution locales (EDL) étaient régies par la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO). Tel qu’il est illustré à la figure 1, la taille de ces sociétés de distribution varie grandement, allant d’Hydro 2000, qui ne compte que 1220 clients et 21 km de réseau, à Hydro One Networks, qui compte 1,2 million d’abonnés et 120 000 km de réseau. Bien qu’il s’agisse d’un nombre important de entreprises de distribution comparativement aux autres provinces et pays, la situation actuelle représente une réduction considérable par rapport au près de 400 services publics qui existaient en 1923¹. La majorité des fusions de EDL ont eu lieu vers la fin des années 1990. Il y a eu une levée temporaire des dispositions provinciaux relatives aux droit de mutation qui a encouragée en effet les municipalités à vendre leurs actifs de distribution à Hydro One. Depuis ce temps, les fusions ont été ralentis et se sont concrétisées suite à des réorganisations volontaires de municipalités voisines, par exemple Powerstream, Veridian Connections, Horizon Utilities et, plus récemment, Lakeland Power (voir la figure 1).

Le rapport « Drummond » de 2012 faisait état des économies de coûts qui pourraient être réalisées grâce à d’autres fusions de EDL en Ontario³. Depuis ce temps, des propositions ont été faites quant à la façon de procéder à ces fusions. Cela comprends l’assouplissement du droit de mutation afin d’encourager des fusions similaires à celles de la fin des années 1990⁴ créant ainsi des distributeurs régionaux comptant chacun un minimum de 400 000 clients⁵. De plus, le Conseil consultatif de la première ministre pour la gestion des biens provinciaux a émis le rapport connu sous le nom du « rapport Ed Clark » qui recommande la fusion d’Hydro One Brampton avec d’autres entreprises de distributions situé dans la RGTH⁶ afin de créer une entité comparable à Toronto Hydro⁷. Le conseil consultatif espère qu’une telle fusion déclenchera davantage de consolidation laissant trois à quatre entreprises de distribution d’électricité provinciale⁸.

Le présent article propose une méthode alternative pour réorganiser les EDL en l’Ontario. Pour ce faire, deux questions sont explorées – à savoir, d’abord, si les plus grandes EDL sont plus économiques⁹
et, deuxièmement, si la participation du secteur privé a entraîné une réduction des coûts. Le présent article suggère une fusion des plus petites EDL en de plus grandes entreprises de distribution régionales (EDR) et l’exploitation de EDR à titre de franchise privée, à l’instar d’autres concessions provinciales comme les services d’examen de conduite¹⁰. L’auteur estime que cette solution met un frein à la convergence entre l’arène politique et les forces de l’industrie régissant la réglementation de l’énergie. Ce ciréfute la perception traditionnelle selon laquelle la concurrence dans ce secteur est impossible.

Question 1 : Les plus grandes EDL sont-elles plus économiques?

Il y a diverses explications logiques pour comprendre les différences de coûts entre les EDL de l’Ontario. Par exemple, les EDL avec une région peu densément peuplée auront des coûts d’entretien par personne plus élevés en raison des plus grandes distances que doivent parcourir les équipes d’entretien et des conditions météorologiques qui peuvent être plus rigoureuses. Par conséquent, afin de tirer des conclusions significatives au sujet des économies relatives des EDL, il serait préférable de se concentrer sur les coûts d’administration¹¹. En cette époque des communications mobiles, les coûts d’administration devraient être mieux harmonisés entre les EDL que les coûts de fonctionnement et d’entretien (F et E) (voir la figure 2).

Le tracé des EDL selon les coûts administratifs par client par rapport aux nombres totaux de clients met en évidence une tendance à la baisse entre les EDL comptant moins de 25 000 clients et celles en comptant environ 150 000 (voir la figure 2). Ces résultats concordent avec les analyses antérieures qui faisaient également état d’une tendance à la baisse dans les coûts, mais avec une augmentation subséquente des coûts moyens pour les plus importants services publics¹². Il est donc possible qu’il y ait un point d’inflexion et que la fusion des plus grandes EDL de la province ne mène pas nécessairement à des économies supplémentaires. Toutefois, les calculs du présent auteur montrent bien que la fusion des plus petites EDL de l’Ontario (celles comptant moins de 25 000 clients) pourrait générer des économies de coûts de plus de 40 millions de dollars, étant donné que les coûts d’administration comptent pour 40 à 60 % des budgets de ces EDL¹³.

Recommandation 1 : Fusionner les plus petites EDL en plus grandes EDR

Bien qu’une analyse plus approfondie de la situation optimale des EDR en ce qui à trait à leur taille et leur nombre s’imposerait, il est peu probable que le minimum de 400 000 clients recommandés dans le rapport de 2012 du Comité ontarien d’examen du secteur de la distribution soient requis (voir la figure 2)¹⁴. En outre, la recommandation dans le rapport Ed Clark de limiter les EDL à trois à quatre pourrait être sous-optimale. Dans les régions rurales, la solution la plus rentable pourrait être de 150 000 à 200 000 clients, tout nombre plus élevé risquerait d’entraîner des dés économies d’échelle¹⁵. Un nombre plus élevé que le trois à quatre de EDR recommandé antérieurement favoriserait également la concurrence dans le marché des concessions, permettrait aux plus petits exploitants d’accéder au processus d’appel d’offres et réduirait les coûts entre les EDR (voir la recommandation 2).

Question 2 : La participation du secteur privé aux EDL entraîne-t-elle une réduction des coûts?

Plusieurs spécialistes ont fait état des économies de coûts que pouvait entraîner la sous-traitance de l’exploitation de l’infrastructure publique au secteur privé. Jose Gomez-Ibanez classe ces économies de coûts entre les 20 à 40 %¹⁶. Sally Hunt encourage également la participation du secteur privé au domaine de l’électricité, soulignant qu’aucun pays n’est retourné à une tarification réglementée depuis l’adoption du modèle concurrentiel pour appuyer sa position¹⁷. Au Canada, le point de vue selon lequel la participation du secteur privé dans l’infrastructure publique serait plus rentable est plus nuancé. La province de l’Ontario jouit d’un coût d’investissement inférieur à celui des sociétés canadiennes, ce qui lui permet d’élaborer des projets d’immobilisations plus rentables¹⁸, et les expériences avec les exploitants de services publics du secteur privé ont été mitigées¹⁹. Toutefois, selon le Vérificateur général de l’Ontario, les coûts de F et E pour les 74 projets de DMFA²⁰ en cours ont été de 27 % inférieurs aux estimations pour le secteur public²¹.

En Ontario, alors que la majorité des EDL réglementées sont la propriété de la province, ou de la municipalité, sept d’entre elles ont, au cours des 15 dernières années, bénéficié d’investissements privés (voir la figure 3). Bien qu’il y aie moins de 10 % des EDL de la province privatisée, cette petite proportion, est une indication des répercussions possibles de la participation du privé.

Des sept EDL « privatisées », seules Algoma Power et Canadian Niagara sont entièrement détenues et exploitées par le secteur privé et offrent donc une meilleure indication des répercussions possibles de la privatisation de l’exploitation des EDL. Borealis est une division du fonds de pension OMERS un partenaire minoritaire d’Enersource. Compte tenu du manque d’expérience de Borealis en matière d’exploitation, ceci illustre un exemple d’investissement du privé dans une entreprise d’État qu’une exploitation privatisée. La valeur analytique des quatre autres EDL se localise entre les EDL détenues en propriété exclusive et Enersource. Dans chaque cas, la municipalité a conservé la majorité de la responsabilité d’exploitation, mais a conclu des partenariats avec des exploitants privés pour réaliser des économies et apporter des améliorations sur le plan opérationnel²² (voir la figure 3).

Au moyen des données recueillies par la CEO, les coûts pour chaque EDL « privatisée » ont été analysés en fonction de trois paramètres :

1. Les variations de coût depuis la privatisation comparées à la variation moyenne du coût pour toutes les EDL de l’Ontario au cours de la même période (« analyse de variation du coût »)²³;
2. Les coûts d’administration par client pour les EDL « privatisées » comparés aux coûts d’administration par client pour leurs groupes d’homologues²⁴ (« Analyse par client »);
3. Les coûts d’administration par kilomètre de distribution pour chaque EDL « privatisée » comparés à la moyenne pour leurs groupes d’homologues (analyse par km)²⁵.

a) Analyse de variation du coût

Les variations des coûts d’administration et de F et E des EDL depuis la privatisation ont été comparées à la variation provinciale moyenne au cours de la même période²⁶. Afin d’éliminer les effets des variations de coût liées au volume, le pourcentage de variation dans les kWh facturés pour chaque EDL a été déduit du pourcentage de variation du coût^27,28. Algoma Power et Canadian Niagara (les deux EDL exploitées en entreprise privée) ont affiché des variations de coût favorables depuis la privatisation par rapport à la moyenne provinciale. Depuis 2009, Algoma Power, dont les variations dans les coûts d’administration ont surpassé de 18 % la moyenne provinciale, a toutefois affiché un niveau inférieur de 2,5 % à la moyenne provinciale pour les coûts de F et E²⁹. Canadian Niagara a surpassé la moyenne provinciale pour les coûts d’administration et de F et E depuis 2002, de 8 et de 40 % respectivement. Les résultats pour les cinq EDL privées minoritaires mais exploitées au niveau municipal, sont moins impressionnants. Seules Westario Power et Entegrus ont surpassé la moyenne provinciale, et seulement dans une catégorie chacune. Pour Enersource, Grimsby Power et Rideau St Lawrence, les variations de prix ont été beaucoup plus élevées que la moyenne provinciale (voir la figure 4).

b) Analyse par client

Cette analyse visait à comparer les coûts d’administration par client pour chaque EDL « privatisée » à la moyenne d’un groupe d’homologues. Cette analyse, combinée à l’« analyse par km », a permis de déterminer si l’exploitation des EDL « privatisées » était plus économique (voir la figure 5).

Cinq des sept EDL privatisées affichaient des coûts d’administration par client moins élevés que la moyenne pour leur groupe d’homologues. Les deux autres EDL, Algoma Power et Enersource, affichaient des coûts par client beaucoup plus élevés que leur groupe d’homologues, soit 47 et 37 % plus élevés respectivement. En moyenne, les coûts pour les EDL privatisées étaient 3,1 % plus élevés, mais 2,5 % moins élevés en excluant Enersource.

c) Analyse par km

Cette analyse visait à comparer les coûts d’administration par km pour chaque EDL « privatisée » à ceux de son groupe d’homologues (voir la figure 6).

Dans cette analyse, six des sept EDL « privatisées » affichaient des coûts moins élevés que la moyenne de leur groupe d’homologues. Notamment, Algoma Power et Canadian Niagara affichaient toutes deux des économies allant de 50 à 70 % par rapport à leurs homologues respectifs. Seule Enersource affichait des coûts plus élevés que ceux de son groupe d’homologues. En moyenne, les EDL privatisées affichaient des coûts moins élevés de 31,0 % par rapport à leur groupe d’homologues, et de 37,4 % en excluant Enersource.

Bien qu’il s’agisse certes d’un échantillon de petite taille, les résultats suggèrent effectivement que l’exploitation de EDL privées a mené à une réduction des coûts (voir les figures 3, 4 et 5). Toutefois, la disparité que représente Algoma Power mérite d’être soulignée. Bien qu’elle soit la EDL la plus coûteuse de la province, elle est également celle qui dessert la deuxième plus grande région avec la plus faible densité de population. Par ailleurs, étant donné qu’Algoma Power a largement surpassé le reste de la province dans les coûts d’administration (voir la figure 4) depuis que Fortis est devenu propriétaire il y a 5 ans, cet exemple vient quand même appuyer la participation du secteur privé dans l’exploitation des EDL.

Recommandation 2 : Mettre en place des franchises d’exploitation pour les EDR

Les économies souhaitées peuvent être réalisées et les obstacles qui décourageaient la participation du secteur privé dans les EDL peuvent être surmontés au moyen de concessions d’exploitation. Ces concessions règlent le problème du manque de concurrence dans le marché en créant une concurrence « pour le marché »³⁰.

Premièrement, la privatisation des EDL de l’Ontario a été un point sensible sur le plan politique. Trois craintes sous-tendent cette prémisse : soit que la privatisation des réseaux de distribution mène à un abus du monopole naturel par une hausse de la tarification³¹, qu’elle entraîne une réduction des avantages de non-usage associés au service et enfin, qu’elle contribue à une perte du contrôle public sur l’infrastructure³². Bien que les accords de concession ne puissent pas altérer le monopole physique des EDL, ils sont un bon moyen de favoriser la concurrence. L’utilisation d’appels d’offres à prix fixes peut atténuer les craintes de coûts abusifs, et le public sera assuré d’obtenir la solution la plus économique³³. De plus, les exemples antérieurs d’appels d’offres qui n’ont pas mené à une perte des avantages de non-usage devraient dissiper les inquiétudes à cet effet. Par exemple, la privatisation de l’enlèvement des ordures dans certaines parties de la ville de Toronto a mené à une réduction des coûts et une amélioration du service³⁴. Pour terminer, en ayant recours à des concessions d’exploitation, les municipalités pourront conserver la propriété des EDL et conclure des ententes d’accès avec les concessionnaires (voir la figure 7).

Deuxièmement, ldroit de mutation de l’Ontario constituait un obstacle majeur à la fusion des EDL dans la province³⁵. Le terme des accords de concession ne dépasserait pas 50 ans, ce qui permettrait d’éviter cet obstaclesrelatifs au droit de mutation³⁶.

Troisièmement, les craintes concernant « l’emprise réglementaire »³⁷ peuvent être minimisées grâce aux accords de concession qui font appel à des processus d’évaluation objective et d’équité indépendante. Afin de renforcer la transparence dans le système, il serait préférable que la CEO tienne des dépouillements publics des offres de concession, comme c’est le cas actuellement au Chili pour les concessions publiques³⁸. Cette transparence réduirait encore plus la possibilité qu’une « emprise réglementaire » ne se produise. En revanche, l’assurance d’un caractère juste et raisonnable est une tâche beaucoup plus difficile en vertu de la réglementation du coût de service³⁹.

Quatrièmement, on craignait que les accords de concession dans le secteur de l’électricité ne soient pas en mesure de saisir les améliorations technologiques ou rendraient la surveillance réglementaire plus difficile⁴⁰. Cette crainte aurait pu être fondée dans le passé, mais les changements technologiques sont pris en considération au moyen d’innovations juridiques comme des ordres de modification et des indicateurs du rendement détaillés avec des pénalités lorsque ces objectifs ne sont pas atteints⁴¹. Par ailleurs, les améliorations dans la surveillance informatisée (au moyen de systèmes d’acquisition et de contrôle des données [SCADA]) permettent aux autorités de réglementation de surveiller le rendement en temps réel et ainsi de mieux s’assurer que les promesses contractuelles sont respectées.

Pour terminer, l’utilisation d’appels d’offres pour l’exploitation des EDL de l’Ontario susciterait probablement un fort intérêt de la part du secteur privé. En plus de Fortis et de Corix, les autres exploitants privés avec les compétences nécessaires dans le secteur de la distribution comprennent ATCO, Emera, Enbridge et SNC-Lavalin. Qui plus est, étant donné que SIERE servira de barrière entre les producteurs et les distributeurs, il y aura très peu de raisons d’interdire aux producteurs d’électricité puissent également présenter des offres⁴².

Les résultats empiriques illustrent bien que d’importantes économies annuelles seraient réalisées par la fusion des plus petites EDL de l’Ontario. D’autres économies pourraient être réalisées par la privatisation de l’exploitation de EDL. Bien qu’on a mis l’emphase sur la fusion EDL, les efforts de fusion devraient se limiter aux plus petites EDL de la province plutôt que sur les plus importantes comme Hydro One Brampton. De plus, les décideurs politiques et conseillers devront faire preuve d’innovation dans la concrétisation de telles fusions et éviter de simplement s’en remettre aux investisseurs privés. L’investissement privé comme tel n’est pas le facteur clé pour réaliser des économies, c’est plutôt le phénomène de privatisation qui permettrait une réduction des coûts. Le processus d’appel d’offres pour l’exploitation des EDL aux concessionnaires privés permet de surmonter les obstacles qui empêchent la consolidation. Un tel programme de concession n’exigerait pas de coûts inhérents à un amendement législatif visant le droit de mutation, et permettra d’éviter la controverse associée à la vente d’actifs publics. Le gouvernement Ontarien doit mobiliser le CEO ainsi que le Conseil consultatif pour la gestion des biens provinciaux, pour considérer la faisabilité des EDR ainsi que le programme d’appels d’offres au privé pour les contrats de gestion.

* Duncan Melville est un candidat au diplôme Juris Doctor à l’Université de Toronto. Il détient le titre d’analyste financier agréé (CFA).

1. Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, The Report of the Ontario Distribution Sector Review Panel (décembre 2012) à la p 5.
2. Ibid à la p 7.
3. Donald Drummond, Commission de la réforme des services publics de l’Ontario (2012) à la p 331.
4. Stephen Fyfe, Mark Garner et George Vegh, « Mergers by Choice Not Edict: Reforming Ontario’s Electricity Distribution Policy », CD Howe Institute, commentaire no 376 (mars 2013) à 21 (Fyfe).
5. Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, Rapport du Comité ontarien du secteur de la distribution (décembre 2012) à la p 39 (Rapport du COSD).
6. Région du Grand Toronto et Hamilton.
7. Ed Clark et al, «Atteindre un juste équilibre : Amélioration du rendement et augmentation de la valeur dans le secteur ontarien de l’électricité », Conseille consultatif de la première ministre pour la gestion des biens provinciaux (avril 2015) à la p 13 (Rapport Ed Clark).
8. Ibid à la p 12.
9. Ce point sera exploré en moins de détails que la deuxième question en raison de l’ample documentation à ce sujet, par exemple, voir les notes 4 et 5.
10. « Convention relative aux services d’examen de conduite », Infrastructure Ontario, en ligne : <http://www.infrastructureontario.ca/templates/projects.aspx?id=2147488447&langtype=1036>.
11. Les coûts d’administration comprennent « la facturation et la perception », « la concertation publique », « les dépenses administratives et générales » et « les dépenses publicitaires », tel qu’il est divulgué dans le rapport de 2013 intitulé « 2013 Benchmarking Update Report » sur les EDL.
12. Commission de l’énergie de l’Ontario, 2013 Benchmarking Update Calculations, Toronto, août 2014, en ligne : CEO <http://wwww.ontarioenergyboard.ca/OEB/Industry/Regulatory+Proceedings/Policy+Initiatives+and+Consultations/Renewed+Regulatory+Framework/Measuring+Performance+of+Electricity+Distributors>.
13. Fyfe, supra note 4 à la p 4.
14. Rapport du COSD, supra note 5 à la p 29.
15. Fyfe, supra note 4 à la p 4.
16. Jose Gomez-Ibanez, Regulating Infrastructure: Monopoly, Contracts and Discretion, Cambridge, Harvard University Press, 2003 à la p 185.
17. Sally Hunt, Making Competition Work in Electricity, New York, John Wiley & Sons, 2002 à la p 5 [Hunt].
18. Bureau de la vérificatrice générale de l’Ontario, Rapport annuel 2014 aux p 197 et 208 (Rapport 2014 du VGO).
19. Chambre de commerce de l’Ontario « Public Sector Problems, Private Sector Solutions », (2013) à 11, en ligne : CCO <http://www.occ.ca/Publications/Public-Sector-Problems-Private-Sector-Solutions_Electronic.pdf>.
20. « DMFA » signifie ‘diversification des modes de financement et de l’approvisionnement’.
21. Rapport 2014 du VGO, supra note 18 à 199.
22. « Grimsby Power a step closer to Fortis deal » (27 mars 2009), en ligne : Niagara This Week, <http://www.niagarathisweek.com/news-story/3279191-grimsby-power-a-step-closer-to-fortis-deal/>.
23. Les données de la CEO remontent à 2002, pour les EDL privatisées avant 2002, l’année 2002 a été utilisée comme point de départ.
24. La CEO compare chaque EDL à un groupe d’homologues qui tient compte de facteurs comme le lieu géographique de la EDL, la taille de sa clientèle et le degré d’enfouissement au sein de son réseau.
25. Bien que les coûts d’administration devraient, en théorie, être proportionnels au nombre de clients, des variations de coût ont été anticipées en fonction de la région géographique couverte. Par conséquent, afin d’en arriver à des conclusions valables concernant ces comparaisons, il a été nécessaire de procéder à une « analyse par client » et à une « analyse par km ».
26. La comparaison des variations de coût au cours de la même période permet d’assurer un certain équilibre entre les innovations technologiques et opérationnelles et l’inflation.
27. Par exemple, depuis la privatisation, les coûts d’administration d’Algoma Power ont diminué de 5,0 % alors que le volume de kWh facturés a augmenté de 3,3 %. La variation nette d’Algoma Power a donc été de -8,3 %. Au cours de la même période, la moyenne des coûts d’administration à l’échelle de la province a augmenté de 11,8 % alors que le volume de kWh facturés a augmenté de 1,9 %. La variation provinciale nette a donc été de 10,0 %. Pour déterminer si la EDL a surpassé le reste de la province, la variation nette de la EDL a par la suite été déduite de la variation provinciale nette. Dans cet exemple, Algoma Power a surpassé la moyenne provinciale par un écart de 18,3 % (=10 % – [-8,3 %]).
28. Les comparaisons antérieures des variations de coût des EDL depuis la privatisation ont été réalisées selon un principe d’absolu et n’ont pas tenu compte des variations de volume. Pour un exemple, voir Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, The Report of the Ontario Distribution Sector Review Panel (décembre 2012) à 23.
29. Les augmentations des coûts de F et E peuvent s’expliquer par le fait qu’Algoma Power dessert la région la moins densément peuplée des régions desservies par des EDL. Entre 2009 et 2013, le pétrole est passé de 45 $ à plus de 100 $. Compte tenu des distances accrues couvertes par l’équipe technique d’Algoma Power, les prix énergétiques comptent pour une plus grande partie des coûts d’Algoma Power que pour les autres EDL.
30. Paul Joskow, « Regulation of Natural Monopoly » dans Handbook of Law and Economics, vol. 2, Mitchell Polinsky & Steven Shavell (éd.), Amsterdam: Elsevier, 2007 aux p 1227 à 1290.
31. Michael J. Trebilcock & Roy Hrab, “Electricity Restructuring: A Comparative Review”, Research Paper 41 à la p 15, en ligne: University of Toronto (Faculty of Law) <http://www.law-lib.toronto.edu/investing/reports/rp41.pdf>.
32. Gomez-Ibanez, supra note 16 à 4-7.
33. Il est probable qu’une révision des prix du pétrole soit requise – les exploitants privés ne peuvent pas se prémunir contre ce risque de façon efficace.
34. « Toronto has saved $11.9M through private garbage pickup », Radio-Canada (16 décembre 2013), en ligne : <http://www.cbc.ca/news/canada/toronto/toronto-has-saved-11-9m-through-private-garbage-pickup-1.2466736>.
35. Fyfe, supra note 4 à la p 21.
36. « Les baux et la Loi sur les droits de cession immobilière », Bulletin du ministère des Finances de l’Ontario, LTT 6-2000 (septembre 2009), en ligne : MFO <http://www.fin.gov.on.ca/fr/bulletins/ltt/6_2000.html>.
37. La « capture réglementaire » s’entend de l’utilisation de la réglementation par les participants de l’industrie pour leurs propres bénéfices plutôt que dans le but pour laquelle elle a été conçue, soit de protéger le public. Il s’agit d’un bon exemple de raté gouvernemental. Pour plus de détails sur la « capture réglementaire », voir George Stigler, « The Theory of Economic Regulation », Bell J Econ Man Sci, vol. 2:1 (1971).
38. Andrew Hill, « Foreign Infrastructure Investment in Chile: The Success of Public-Private Partnerships through Concession Contracts », 32 Northwestern Journal of International Law & Business 165 à 180.
39. Supra, note 13 à 35.
40. Supra, note 13 à 24-25.
41. Pour un exemple, voir Convention relative aux services d’examen de conduite, supra note 10 à la p 31.
42. Hunt, supra note 17 à la p 6.