Le marché de l’électricité de l’Ontario est nettement différent de celui qui avait été envisagé lors de son ouverture en mai 2002. Avant l’ouverture du marché de l’électricité, on s’attendait à ce que ce dernier assure la concurrence, des prix plus bas et des signaux de prix transparents aux consommateurs et aux investisseurs.

Pourtant, avec le temps, ces principes sont devenus des préoccupations secondaires, supplantés par de nouvelles priorités qui ont fait augmenter les prix, réduit la concurrence et faussé les signaux de prix.

L’Ontario a de nouveau remodelé les principaux éléments de son marché de l’électricité afin de tenir un certain nombre de promesses faites en 2002. Le présent rapport donne des indications sur ce qui n’a pas fonctionné et sur la manière dont ces questions seront traitées à l’avenir.

PARTIE I : L’ASCENSION ET LE DÉCLIN DU POUVOIR PUBLIC EN ONTARIO

L’histoire du marché de l’électricité de l’Ontario commence réellement en 1906.

C’est à cette époque que la province a fondé l’Hydro Electric Company of Ontario (HELCO) — ou « Hydro » — dirigée par Adam Beck. Alors qu’Hydro a été créée pour construire, posséder et exploiter un réseau de transport pour fournir de l’électricité partout en Ontario, elle a rapidement élargi cette vision pour inclure la construction de barrages hydroélectriques^[1]. Le mantra d’Hydro était de fournir « l’électricité au prix coûtant^[2] ».

Hydro a fini par prendre le contrôle de tout le secteur de l’électricité, mais non sans controverse. Dans les années 1920, après une série de dépassements de coûts pour l’un de ses plus grands projets de production — la centrale de Queenston-Chippawa (rebaptisée plus tard Adam Beck 1) — la dette d’Hydro représentait plus de la moitié de la dette totale de la province^[3]. En 1924, une commission a constaté que de nombreux projets de construction d’Hydro étaient inutilement élaborés et coûteux^[4].

Mais avec l’importance d’Hydro pour le secteur de l’électricité en pleine croissance et l’économie provinciale solidement établie — tout en restant populaire auprès du grand public — l’influence économique et politique d’Hydro s’est renforcée.

La demande d’électricité a continué de croître d’année en année et de décennie en décennie, ce qui a conduit Hydro — officiellement transformée en société d’État dans les années 1970 et rebaptisée Ontario Hydro — à étendre son parc de production au-delà des barrages hydroélectriques. Dans les années 1950 et 1960, elle a commencé à construire une série de grands producteurs au charbon, comme la centrale de Lakeview — la plus grande centrale au charbon du monde à l’époque^[5].

Dans les années 1970, Ontario Hydro a commencé la construction d’une série de générateurs nucléaires, mettant en service en 1971 la centrale à quatre unités de Pickering, la première centrale nucléaire à grande échelle au Canada. Dans les années 1970 et 1980, Hydro a construit la centrale à quatre unités de Bruce (Bruce A), quatre autres unités à Pickering (Pickering B) et quatre autres unités à Bruce (Bruce B). En 1990 — après des années de retards et des milliards de dollars de dépassement de coûts — Ontario Hydro a achevé la construction de la centrale à quatre unités de Darlington, se transformant ainsi en une entreprise à prédominance nucléaire^[6]. En 1992, son parc nucléaire représentait 53 % de la production totale^[7].

Les ambitions nucléaires d’Ontario Hydro contrastent fortement avec sa santé financière. Lorsque la centrale de Darlington a été achevée en 1991, l’Ontario souffrait d’une grave récession économique, mais Ontario Hydro faisait pression pour une augmentation de 40 % des tarifs.

À l’époque, la dette d’Ontario Hydro s’élevait à plus d’un tiers de l’endettement total de la province. La détérioration financière a abouti à une série d’amortissements. D’abord, une réduction de 3,6 milliards de dollars en 1993, puis une autre de 6,6 milliards de dollars en 1997^[8]. Il s’agit des deux plus grandes dépréciations de l’histoire des entreprises canadiennes. En 1993, la province a mis en place un gel des taux qui devait rester en vigueur pour le reste de la décennie et jusqu’en 2002^[9]. À la fin de l’année 1997, 8 des 19 réacteurs nucléaires d’Ontario Hydro ont été fermés en raison de leur faible rendement et de problèmes de sécurité^[10].

La réputation d’Ontario Hydro, tout comme ses finances, était au bord de l’effondrement^[11].

L’un des plus grands problèmes auxquels Ontario Hydro a dû faire face était qu’elle a surdimensionné le réseau en partant du principe que la demande d’électricité continuerait d’augmenter, comme cela s’est produit tout au long du XX^e siècle. À la fin des années 1980, Ontario Hydro prévoyait que la demande atteindrait 184 TWh en 2000, soit près de 20 % de plus que la demande réelle de 153 TWh cette année-là et plus de 50 TWh de plus que la demande en 2017^[12]. À court terme, Ontario Hydro s’attendait à ce que la demande atteigne 159 TWh en 1994, même si la demande réelle s’est avérée être de 135 TWh^[13].

En bref, l’offre du service public était trop importante et la demande pour celui-ci trop faible.

Étant donné que de nombreux coûts d’Ontario Hydro étaient fixes, la baisse de la demande a augmenté le coût moyen à recouvrer pour chaque unité d’électricité produite. En conséquence, Ontario Hydro a demandé une augmentation de 40 % des tarifs en pleine récession. Un jugement public sur le sort de l’énergie publique s’est imposé^[14].

En 1999, le règne d’Ontario Hydro en tant que monopole de l’électricité de la province était officiellement terminé.

En fin de compte, Ontario Hydro s’est retrouvée avec 38,1 milliards de dollars de dettes et autres passifs, dont plus de la moitié — 20,9 milliards de dollars — n’était pas étayée par la valeur de ses actifs. En fin de compte, 7,8 milliards de dollars de cette dette n’ont pu être remboursés à partir des recettes futures et ont été perçus auprès des contribuables sous la forme d’une redevance mensuelle connue sous le nom de « Debt Retirement Charge » (frais de règlement de la dette), qui est restée en vigueur jusqu’en avril 2018^[15].

PARTIE II : PAS SI SIMPLE, LA RUPTURE (D’ONTARIO HYDRO)

La disparition d’Ontario Hydro a ébranlé le parlement et l’économie de la province. Elle a également coïncidé avec une poussée dans les années 1990 — tant en Ontario que dans d’autres régions du monde — visant à déréglementer le secteur de l’énergie et à passer à un secteur basé sur la concurrence et les principes du marché, plutôt qu’à un modèle de service public descendant appartenant au gouvernement^[16].

En 1995, un comité consultatif — connu sous le nom de comité Macdonald — a été créé pour « étudier et évaluer les options pour l’introduction progressive de la concurrence dans le réseau électrique de l’Ontario » [traduction]. Le comité a recommandé la fin du monopole de production d’Ontario Hydro et la mise en place d’un réseau de transport indépendant ouvert aux producteurs privés, d’un opérateur de réseau indépendant et d’une nouvelle structure réglementaire pour superviser le secteur et permettre une plus vaste surveillance indépendante. Il a également recommandé une concurrence totale sur les marchés de gros et de détail. Le rapport a marqué une rupture radicale avec le siècle dernier de domination d’Ontario Hydro.

Les recommandations du comité ont ouvert la voie à l’éventuelle scission d’Ontario Hydro en 1999 en cinq parties — Ontario Power Generation (OPG), Hydro One, l’opérateur indépendant du marché (rebaptisé plus tard sous le nom de Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité), l’Office de la sécurité des installations électriques (OSIE) et la Société financière de l’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIEO). L’une des principales recommandations était que la division de production d’Ontario Hydro soit subdivisée en plusieurs autres unités devant se faire concurrence. Le rapport demandait que l’unité nucléaire soit subdivisée en entités concurrentes, que les centrales hydroélectriques soient regroupées par réseau fluvial et que les unités thermiques fonctionnent comme des entités distinctes.

En 1997, le gouvernement de l’Ontario a publié un livre blanc exposant sa vision du secteur de l’électricité — sans toutefois adopter la liste complète des recommandations du comité Macdonald. Alors que le livre blanc préconisait la scission d’Ontario Hydro en une entreprise de production et une entreprise de transport et de distribution d’énergie, l’entreprise de production — comprenant des producteurs d’énergie nucléaire, hydroélectrique et thermique — resterait sous la propriété et le contrôle du secteur public sur la quasi-totalité du marché.

En 1998, le gouvernement de l’Ontario a adopté le projet de loi 35, la Loi sur la concurrence dans le secteur de l’énergie — qui comprenait la Loi sur l’électricité et la Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario – qui a formellement établi le démantèlement d’Ontario Hydro. Cette Loi a également conféré à la Commission de l’énergie de l’Ontario un pouvoir accru en matière de fixation des tarifs, entre autres changements.

La fin d’Ontario Hydro était achevée.

Le thème sous-jacent du comité Macdonald et du livre blanc qui a suivi était qu’un réseau électrique « compétitif » profiterait largement à la province et à ses contribuables en réduisant les prix. La pression en faveur de la déréglementation a été soutenue par un certain nombre d’acteurs clés du secteur, notamment l’Association of Major Power Consumers in Ontario (AMPCO) et l’Independent Power Producers’ Society of Ontario (IPPSO)^[17]. Les petits consommateurs (essentiellement des ménages) semblaient désireux de participer au marché de détail concurrentiel, près d’un million des plus de quatre millions de consommateurs d’électricité de l’Ontario ayant signé des contrats avec divers intermédiaires de détail au moment de l’ouverture du marché en 2002.

Alors que l’ouverture du marché était initialement prévue en 2000, cette date a ensuite été repoussée à mai 2002.

D’autres changements ont également été introduits dans le but de réduire le pouvoir de marché d’OPG, qui continue de posséder et d’exploiter près de 90 % des actifs de production en Ontario. Dans une tentative pour réduire le pouvoir de marché de l’entreprise publique, le Market Power Mitigation Agreement (accord d’atténuation du pouvoir de marché — MPMA) a été introduit en 1998.

Le MPMA contenait deux propositions clés. Premièrement, il plafonnait le prix payé à OPG sur 90 % de ses ventes intérieures à 3,8 cents le kWh. Tout ce qui dépasserait ce montant — si les prix de gros étaient supérieurs à 3,8 cents le kWh — serait remboursé aux consommateurs de l’Ontario. Deuxièmement, dans les dix ans suivant l’ouverture du marché, OPG réduirait sa capacité de production à un maximum de 35 % de la capacité totale de l’Ontario. OPG réduirait également son contrôle des centrales servant à l’établissement des prix, ou marginales, à 35 % du total de la province dans un délai de 42 mois.

En juillet 2000, OPG a accepté un bail de 18 ans avec un consortium privé pour exploiter ses quatre unités nucléaires de Bruce B. OPG a salué ce bail comme « une première étape importante » dans le respect des termes du MPMA^[18]. En 2002, OPG a également vendu quatre producteurs d’hydroélectricité d’une capacité totale de 490 MW^[19].

Pourtant, contrairement au MPMA, le pouvoir de marché d’OPG n’a jamais été réduit aux niveaux imaginés avant l’ouverture du marché. En 1999, par exemple, OPG est allée de l’avant avec sa décision de remettre en service les quatre tranches de Pickering A. En 2012 — dix ans après l’ouverture du marché — la capacité de production en service d’OPG est restée à 53 %^[20]. En 2005, OPG possédait encore jusqu’à 72 % de la capacité installée en Ontario^[21] et possède et exploite encore environ 50 % de la capacité installée.

PARTIE III : L’ONTARIO SE RETIRE DE LA DÉRÉGLEMENTATION

En mai 2002, après un retard de près de deux ans, le marché s’ouvre.

Mais tout aussi rapidement que le marché s’est ouvert, la province a adopté une loi gelant les prix de détail à 4,3 cents le kWh pour les quatre prochaines années^[22].

Si le marché de gros a continué de fonctionner comme prévu, le gel des prix a directement sapé le signal de prix qu’un marché de l’énergie déréglementé était censé envoyer aux consommateurs. Comme le gel a été appliqué rétroactivement à mai 2002, il a également sapé la décision de plus d’un million de consommateurs de signer des contrats fixes avec des détaillants privés^[23]. Dans son premier grand examen du marché de l’électricité, le Comité de surveillance du marché (CSM) a souligné que le gel des prix « a supprimé toute incitation […] à économiser l’énergie et a clairement entraîné des décisions de consommation inefficaces » [traduction].

Au départ, le gel des prix n’était destiné qu’aux petits clients. Mais en mars 2003, la province a étendu le gel des prix à la plupart des petites entreprises. Finalement, les clients admissibles au gel des prix représentaient plus de la moitié de toute l’électricité consommée en Ontario.

Le gel des prix s’est avéré coûteux pour la province. Le rabais couvrait la différence entre les prix de gros et le niveau déterminé par la Loi. Dans l’année qui a suivi l’ouverture du marché, le prix de gros moyen était de 6,2 cents le kWh — soit 44 % de plus que le gel des prix de détail imposé par la Loi. Le coût de cette différence — financée par l’organisme provincial, la Société financière de l’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIEO) — s’est élevé à environ 730 millions de dollars la première année^[24].

Alors, qu’est-ce qui a mal tourné?

Deux facteurs principaux ont poussé les prix à la hausse. Premièrement, l’été 2002 a été exceptionnellement chaud, ce qui a entraîné une demande plus élevée que prévu. Deuxièmement, le marché a été touché par un certain nombre de problèmes d’approvisionnement, tant prévus qu’imprévus, qui ont entraîné une pénurie d’approvisionnement. Lorsque le marché a ouvert en mai 2002, le prix de gros moyen était de 3,01 cents le kWh et est passé à 3,71 cents le kWh en juin. En juillet, ce chiffre atteignait 6,2 cents le kWh, pour atteindre 1,03 dollar le kWh — ou 1028,42 $ le MWh — en une heure en septembre^[25]. Néanmoins, les prix en Ontario au cours des mois de mai et juin étaient en fait inférieurs à ceux de la plupart des régions voisines, alors qu’ils étaient légèrement plus élevés en juillet et août^[26].

Des températures plus élevées signifient une demande plus importante — l’utilisation de la climatisation a transformé l’Ontario d’un territoire de demande de pointe en hiver à un territoire de demande de pointe en été. La demande d’énergie a augmenté d’environ 1,6 % par an entre 1984 et 2001, mais a fait un bond de 5,5% en 2002^[27]. Les températures élevées et le temps sec ont également réduit la quantité d’eau disponible pour alimenter le parc de producteurs d’hydroélectricité de la province.

L’augmentation de la demande et la pénurie d’approvisionnement qui s’en est suivie étaient initialement inattendues^[28]. Tout juste un mois avant l’ouverture du marché, la Société indépendante de gestion du marché de l’électricité (SIGME) a noté que, « grâce aux installations existantes et proposées, l’Ontario devrait disposer d’un approvisionnement fiable en électricité pour la période de dix ans, dans des conditions très diverses » [traduction].

Pendant des années, l’Ontario a eu un surplus de puissance. La capacité de production était supérieure de près de 20 % à la demande de pointe en 1996, mais à l’été 2002, elle était tombée à un déficit de 1,5 %, qui a été comblé par des importations en provenance des régions voisines. En raison de ce déficit, la SIGME a émis de nombreux avertissements au cours de l’été, invitant les consommateurs à réduire la demande.

L’Ontario était également confronté à un certain nombre de problèmes d’approvisionnement, bien que nombre de ces problèmes aient été évidents pendant des années avant l’ouverture du marché. À ces problèmes d’approvisionnement connus se sont ajoutés un certain nombre de pannes inattendues.

Pour commencer, une grande partie de la flotte nucléaire de la province est restée hors ligne. Entre 1995 et 1998, les réacteurs nucléaires de Bruce A et de Pickering A, d’une capacité respective d’environ 3 000 MW et 2 000 MW, ont été mis hors service pour divers problèmes de performance et de sécurité relevés dans une évaluation des actifs nucléaires d’Ontario Hydro en 1997.

En 1999, OPG a annoncé sa décision de remettre en service les réacteurs de Pickering A — pour un coût initial de 840 millions de dollars, mais finalement achevé pour un montant estimé de 3 à 4 milliards de dollars — la première unité devant être remise en service avant 2001. La dernière des quatre unités devait être remise en service avant la fin de 2002. En réalité, la première des quatre unités de Pickering n’a pas été remise en service avant la fin de 2003. OPG a par la suite décidé de ne pas remettre à neuf deux des quatre unités en raison de problèmes de coûts^[29] Les retards à Pickering ont créé un trou géant dans l’offre de la province.

Néanmoins, ces problèmes d’approvisionnement étaient connus avant l’ouverture du marché.

Il y a eu également quelques retards inattendus, bien qu’ils aient été mineurs. Hydro One avait prévu d’augmenter sa capacité d’interconnexion à la frontière du Michigan de 500 MW avant l’été 2002, mais ces travaux ont été retardés^[30]. Une des unités nucléaires de Bruce B (l’unité 6) a également été mise hors service de façon inattendue, retirant une partie de la production en août lorsque la demande dans la province était à son maximum.

La flambée des prix de gros a provoqué une réaction de rejet de la part du public alors que le marché en était à ses débuts. En réaction, la province est intervenue en laissant le marché dicter les prix au moment précis où le marché donnait le bon signal — la forte demande et une pénurie de l’offre ont poussé les prix à la hausse, comme le prévoyait la théorie du marché. Le gel des prix de la province, en revanche, a encouragé une plus grande consommation à un moment où le pouvoir était déficitaire^[31].

Le CSM a constaté que, alors que les prix en Ontario ont augmenté en raison d’une forte hausse de la demande et d’une réduction de l’offre, les prix de gros au cours de l’été étaient largement conformes à ceux de régions voisines qui exploitaient également un marché de gros. Les prix en dehors des périodes de pointe en Ontario ont été, pendant six des neuf mois de 2002, en fait plus bas en moyenne que ceux de marchés voisins^[32]. La flambée des prix, en particulier en août et en septembre, a montré clairement aux consommateurs que les conditions d’approvisionnement en Ontario étaient plus serrées que prévu. Le gel des prix a sapé ce signal.

Dans la perspective de l’ouverture du marché, les investisseurs sont également restés sceptiques quant à l’enthousiasme de la province pour un marché compétitif. Pour commencer, l’ouverture du marché a été retardée de près de deux ans. Deuxièmement, jusqu’en 2001, OPG n’avait cédé aucun de ses actifs, comme le prévoyait l’accord d’atténuation. Troisièmement, de 1999 à 2001, OPG avait en fait accru son pouvoir de marché avec sa décision de remettre en service les quatre tranches de la centrale Pickering A. Quatrièmement, en 2000, la province a annoncé un gel de la vente des unités au charbon d’OPG pour des raisons environnementales — assurant le maintien du pouvoir de marché d’OPG. En 2002, la province a complètement bloqué la vente de deux des centrales au charbon d’OPG. En 2002, Sithe Energies a annoncé qu’elle suspendait ses projets de construction de deux centrales électriques — même si elle avait déjà obtenu l’autorisation réglementaire — en invoquant deux raisons : le maintien du pouvoir de marché d’OPG et le changement de politique du gouvernement^[33].

Le gel des prix décrété par la province des mois après l’ouverture du marché a simplement refroidi encore plus le secteur. Un cadre de l’une des plus grandes compagnies d’électricité privées du Canada a qualifié le plafonnement des prix de « recette pour un désastre^[34] » [traduction]. D’autres investisseurs ont déclaré qu’ils étaient réticents à investir dans le secteur tant que les unités de Pickering A n’étaient pas remises en service et que leur impact sur les prix de gros n’était pas évident. Un dirigeant du secteur a noté sans détour :

[Traduction]

« Je ne connais aucun producteur qui voudrait investir dans cette province^[35] ».

Alors que le gel des prix annoncé en 2002 devait être en place jusqu’en 2006, il s’est avéré trop coûteux pour la province. En avril 2004, le plafond des prix a été porté à 4,7 cents le kWh sur les 750 premiers kWh de consommation et à 5,5 cents pour chaque unité au-delà de ce seuil. En avril 2005, le prix plafond a été relevé une nouvelle fois à 5 cents sur les 750 premiers kWh et à 5,8 cents pour chaque unité au-delà de ce seuil. En novembre 2005, les unités nucléaires et hydroélectriques de base d’OPG ont été placées sous la pleine réglementation de la CEO.

Néanmoins, même sans l’intervention législative qui allait dominer plus tard dans la décennie, le marché de l’électricité a souffert dès le départ de défauts de conception. Ces défauts comprenaient : l’absence de prix en fonction du lieu (l’Ontario a plutôt mis en place un prix uniforme dans toute la province), la domination continue d’OPG sur le marché de gros et l’intervention de l’exploitant du réseau. Un certain nombre de ces problèmes demeurent à ce jour.

PARTIE IV : LA STRUCTURE HYBRIDE S’INSTALLE

L’élection d’un nouveau gouvernement en 2003 a ouvert une nouvelle ère dans le secteur de l’électricité de la province. Si le nouveau gouvernement a maintenu le marché de gros de l’électricité, il a introduit une loi qui a réduit la concurrence en créant, entre autres, une agence dirigée par la province pour l’approvisionnement en nouvelle production. Avec le temps, l’agence provinciale responsable de la nouvelle fourniture sera la seule source de nouvelle production en Ontario et presque tous les producteurs seront incités à une forme quelconque de paiement hors marché.

Le marché dit « hybride » battait alors son plein.

L’établissement du marché hybride est surtout lié à l’adoption du projet de loi 100, la Loi de 2004 sur la restructuration du secteur de l’électricité, qui a donné lieu à la création de l’Office de l’électricité de l’Ontario (OEO), à l’établissement de la réglementation des tarifs pour la majorité des actifs de production d’OPG et à l’imposition d’une fixation annuelle des tarifs de détail pour les clients par la CEO^[36]. La province a également abandonné le MPMA.

Au moment de l’adoption du projet de loi, il y avait eu peu de nouveaux investissements du secteur privé dans le secteur et, par conséquent, presque aucune nouvelle production compétitive n’a été ajoutée au réseau. La plus grande partie de la nouvelle capacité est venue de l’achèvement de la remise en service de la centrale Pickering A d’OPG. La province s’attendait à un déficit de puissance dans la décennie à venir^[37].

Pourtant, la combinaison de la réglementation des tarifs d’OPG et d’une agence d’approvisionnement gérée par la province et créée pour signer des contrats garantis avec les producteurs signifiait que le secteur privé n’investirait dans la province que s’il passait par le gouvernement de l’Ontario ou ses agences. Le CSM a signifié en 2005 « qu’il est peu probable qu’un producteur choisisse de construire de nouvelles installations sans garanties contractuelles^[38] » [traduction]. Il a souligné que même les producteurs du secteur privé, en nombre limité, qui avaient récemment décidé d’investir dans la province alors qu’il n’y avait pas d’aide gouvernementale avaient, dans la foulée de la création de l’OEO, négocié des contrats avec l’agence provinciale.

Enfin, la fixation des tarifs de détail par la CEO a entraîné une sous-cotation du marché de détail tout en supprimant encore davantage le taux « du marché » pour l’électricité du prix payé par les consommateurs. En substance, presque tous les petits clients ont été transférés vers un accord de vente au détail, la CEO agissant en tant que détaillant de facto.

L’OEO est rapidement passé d’une agence indépendante supervisée par l’organisme de réglementation à une agence supervisée par le ministère de l’Énergie. Le rôle principal de l’OEO était de planifier et d’acquérir de nouvelles capacités de production dans la province, ainsi que de superviser les programmes de conservation. Dans le cadre de ce processus, l’OEO devait soumettre tous les trois ans à l’examen de la CEO une prévision de l’offre et de la demande à long terme, connue sous le nom de Plan de réseau électrique intégré (PREI). La CEO tiendrait alors une audience pour déterminer si ce plan et ces prévisions étaient économiquement prudents et rentables, entre autres critères. Le premier PREI a été abandonné à mi-parcours du processus d’examen en raison d’une directive du ministre de l’Énergie visant à inclure davantage de production d’énergie renouvelable. La deuxième audience du PREI n’a jamais eu lieu. Le processus du PREI a finalement été remplacé par le Plan énergétique à long terme (PELT) supervisé et publié par le ministère de l’Énergie. L’avenir des nouveaux approvisionnements en Ontario était désormais défini par le ministère de l’Énergie et acheté par l’intermédiaire de son organisme contractant sans examen par l’organisme de réglementation^[39].

La création de l’OEO, combinée à la décision de la province d’éliminer progressivement les producteurs de charbon et aux prévisions de demande croissante, a entraîné une ruée vers de nouvelles capacités. En 2005, la province a annoncé qu’elle avait accepté ou était en train de négocier l’acquisition de plus de 9 000 MW de nouvelles capacités, soit près de quatre fois les 2 200 MW de capacités construites entre 2000 et 2003^[40]. La quasi-totalité des contrats signés entre l’OEO et les producteurs étaient d’une durée de 20 ans.

Plus important encore, entre les contrats avec l’OEO, la domination continue d’OPG sur le marché et la décision de réglementer les tarifs des actifs de base d’OPG, presque tous les investissements dans la province ont été mis à l’abri, en partie, du marché de gros.

Néanmoins, en 2005, l’OEO a annoncé que le marché « hybride » était « destiné à migrer vers une structure concurrentielle^[41] » [traduction]. Le ministre de l’Énergie de l’époque a critiqué les politiques précédentes qui avaient artificiellement fait baisser le prix de l’électricité.

« Pendant trop longtemps, les subventions des contribuables ont maintenu les prix de l’électricité à un niveau insoutenable » [traduction], a déclaré Dwight Duncan, alors ministre de l’Énergie. « Nous allégeons le fardeau des contribuables, tout en veillant à ce que les prix de l’électricité pour les consommateurs soient stables et compétitifs par rapport aux régions voisines^[42] » [traduction].

Mais cette migration n’a jamais eu lieu.

PARTIE V : LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ DE L’ONTARIO SE MET AU VERT

En fin de compte, la transition d’un marché hybride vers un marché concurrentiel a fait passer au second plan les politiques en matière d’énergies renouvelables.

Ces ambitions ont été placées au centre des préoccupations avec l’adoption de la Loi de 2009 sur l’énergie verte et l’économie verte (LEVEV). L’objectif de la LEVEV était d’encourager le développement rapide de projets d’énergie renouvelable en introduisant notamment un tarif de rachat garanti (TRG) qui paierait aux producteurs d’énergie renouvelable un taux garanti supérieur au marché pour les 20 prochaines années^[43].

La LEVEV a également modifié la structure de gouvernance et de réglementation du secteur de l’électricité en conférant davantage de pouvoirs juridiques au ministre de l’Énergie, lui permettant, par exemple, de décider si un processus concurrentiel ou non concurrentiel doit être utilisé pour l’acquisition de nouvelles capacités^[44]. La Loi a également permis au ministre de fixer les prix, ainsi que de limiter la capacité de la CEO à agir indépendamment des politiques de la province en matière d’énergie renouvelable en déterminant qu’elles ne sont pas rentables^[45]. À l’avenir, tous les coûts liés aux énergies renouvelables devaient être automatiquement approuvés par l’organisme de réglementation. Les tarifs de rachat payés aux producteurs d’énergie renouvelable étaient bien supérieurs aux tarifs du marché et étaient déterminés par le législateur, et non par le marché^[46].

La LEVEV n’était pas la première initiative de la province pour intégrer les énergies renouvelables dans le réseau, elle était simplement plus prononcée. En 2004, l’OEO a annoncé le premier cycle d’un appel d’offres concurrentiel pour l’énergie renouvelable, connu sous le nom de programme d’approvisionnement en énergie renouvelable (AER). Il a ensuite lancé d’autres enchères en 2005 et 2007, connues sous les noms d’AER II et d’AER III. Au total, le programme d’AER a permis d’introduire 1 570 MW de nouvelle capacité éolienne à un coût compris entre 8 et 9 cents le kWh^[47]. D’autres achats d’énergie renouvelable ont également été entrepris.

La Loi sur l’énergie verte a poussé les ambitions de la province en matière d’énergies renouvelables à un nouveau niveau. Près de 15 ans après que la province ait annoncé pour la première fois son passage à l’énergie renouvelable, le réseau électrique de l’Ontario a été transformé. À la fin de 2017, l’Ontario avait signé des contrats avec des producteurs éoliens et solaires d’une capacité respective de 5 533 MW et de 2 681 MW^[48].

Les producteurs de charbon de l’Ontario ont également été contraints de prendre une retraite anticipée et ont été remplacés, en grande partie, par des producteurs de gaz naturel. La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), qui a fusionné avec l’OEO en 2015, a signé des contrats avec des producteurs de gaz pour une capacité de 9 458 MW^[49].

Au total, la SIERE a signé plus de 33 000 contrats avec divers producteurs — allant des gros producteurs au gaz naturel aux panneaux solaires sur les toits.

La province dispose désormais également d’un important excédent de puissance^[50]. Si les contribuables paient aujourd’hui plus qu’il y a dix ans pour chaque unité d’énergie qu’ils consomment, même si le prix de gros a baissé, c’est en partie parce qu’une plus grande partie de leur facture concerne des coûts fixes associés à des tarifs contractuels et réglementés. Ces coûts fixes sont en grande partie récupérés par le biais de la redevance d’ajustement global.

En plus de transformer la composition du parc de production de la province, la transformation des énergies renouvelables a également permis d’augmenter de plus de 20 % la production raccordée au réseau de l’Ontario, qui est passée de 31 189 MW en 2007 à 37 044 MW aujourd’hui^[51]. L’Ontario dispose d’une capacité de production installée plus importante qu’il y a dix ans, même si la demande d’électricité a diminué au cours de cette période.

PARTIE VI : L’INTERVENTION ENGENDRE PLUS D’INTERVENTION – LE MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ DE L’ONTARIO EST FAÇONNÉ PAR LA LOI ET LES DIRECTIVES

Le marché de l’électricité de l’Ontario — et les agences qui le supervisent et le réglementent — a été de plus en plus façonné par les directives du ministère de l’Énergie, plutôt que par les forces concurrentielles du marché.

L’intervention est la plus claire dans le nombre de directives émises à l’OEO, à la SIERE et à la CEO depuis 2005. Au total, 114 directives ont été émises à ces agences entre 2005 et 2015. Presque tous les producteurs reçoivent désormais un tarif fixe ou contractuel pour leur production et de nombreux consommateurs, autant les grands utilisateurs industriels que les petits consommateurs domestiques, paient un prix qui est, en partie, déterminé par la Loi et non par le marché de gros.

Les directives ne sont qu’une méthode d’intervention législative parmi d’autres. En 2016, la province a adopté une loi transférant toute la responsabilité de la planification de l’électricité au ministère de l’Énergie par le biais du PELT^[52]. Le processus du PELT garantit que le corps législatif, par l’intermédiaire du ministère de l’Énergie, est l’arbitre définitif des investissements qui seront réalisés dans la province. Il n’est pas clair quels aspects du processus du PELT seront maintenus à l’avenir.

Le ministère de l’Énergie décide désormais également des grands projets de transport qui seront approuvés, alors que ce pouvoir relevait auparavant de la CEO, qui tenait une audience publique pour déterminer s’ils étaient rentables^[53].

La province a adopté une loi approuvant le projet de remise à neuf de Darlington (RND), un projet de 12,8 milliards de dollars visant à prolonger la durée de vie des quatre réacteurs du site.

Le résultat de l’intervention du législateur a créé une divergence supplémentaire entre le prix que les contribuables paient pour consommer l’électricité et les prix sur le marché de gros de la province. La différence entre le prix du marché de gros et le tarif garanti aux producteurs qui ont soit un contrat avec la SIERE, soit des tarifs fixés par la CEO, est compensée par l’ajustement global. L’ajustement global et le prix du marché de gros — connu sous le nom de prix horaire de l’énergie en Ontario (PHEO) — sont inversement liés. Un prix du marché plus bas réduit les revenus des producteurs, qui augmentent alors la redevance de l’ajustement global afin de les rendre entiers et de couvrir les taux fixés par contrat ou par réglementation des taux. Au fil du temps, alors qu’un nombre croissant de producteurs voyaient leurs coûts fixés par contrat ou par réglementation des tarifs, l’ajustement global a connu une croissance considérable et représente maintenant la majorité des coûts de production et des prix payés par les consommateurs.

Avec un excédent de production en Ontario, qui vend de l’électricité sur le marché de gros à un prix inférieur à celui prévu par contrat et, dans de nombreux cas, à un faible coût marginal — car on reçoit maintenant plus d’argent grâce à la taxe d’ajustement à la mondialisation que les prix de gros — les prix ont chuté de façon spectaculaire. Le prix de gros moyen en 2017, par exemple, était le plus bas depuis l’ouverture du marché en 2002. Les prix de gros sont, dans de nombreux cas, négatifs, même en période de forte demande.

Au fil du temps, à mesure qu’une plus grande quantité d’énergie sous contrat a été ajoutée au réseau électrique, les coûts ont également augmenté. Le coût global du réseau est passé de 8,3 milliards de dollars en 2006 à 13,7 milliards de dollars en 2017, soit une augmentation de 65 %.

L’augmentation des coûts du réseau s’est accompagnée d’une hausse des prix pour les consommateurs, en particulier pour les consommateurs à faible volume comme les ménages et les petites entreprises. Presque tous les petits consommateurs ont maintenant leurs tarifs fixés deux fois par an par la CEO. Entre 2006 et 2017 — avant l’adoption du Plan pour des frais d’électricité équitables – le tarif de l’électricité en heures creuses a augmenté de près de 150 % pour les ménages de la province.

Le public est devenu de plus en plus préoccupé par les tarifs de l’électricité^[54]. En réponse, la province a mis en œuvre une série de politiques qui ont soit déplacé les coûts vers l’assiette fiscale, les futurs contribuables ou entre les petits et grands clients — ou une combinaison des trois.

• En 2011, la prestation pour l’énergie propre a permis aux petits consommateurs de bénéficier d’un rabais de 10 % sur leur facture d’électricité mensuelle^[55].
• Toujours en 2011, l’Initiative de conservation industrielle (ICI) a divisé les contribuables ontariens en deux catégories pour la collecte des coûts d’ajustement global : la classe A (clients à gros volume) et la classe B (clients à petit volume). Les consommateurs de la classe A paient les frais d’ajustement global en fonction de leur demande pendant les heures de pointe, ce qui réduit ces frais pour toute l’année suivante. Ces coûts sont reportés sur les clients de la classe B. Depuis la mise en œuvre de cette politique, près de 5 milliards de dollars de coûts ont été transférés des clients de la classe A vers les clients de la classe B.
• En 2017, le Plan pour des frais d’électricité équitables a réduit les factures d’électricité de 25 % pour les petits clients, notamment en utilisant la dette à long terme pour réduire les coûts de l’ajustement mondial, entre autres politiques.

En 2017, les prix sur le marché de gros ne représentaient plus qu’une petite partie du coût réel de la production en raison de la politique consistant à signer des contrats à long terme avec les producteurs. Le signal de prix — considéré comme l’un des éléments clés du marché de gros lors de son ouverture en 2002 — a été faussé.

PARTIE VII : LA DEMANDE BAISSE ALORS QUE L’OFFRE AUGMENTE

Rétrospectivement, l’Ontario a construit sa capacité de production au moment exact où la demande a commencé à décliner pendant une décennie. Et comme une grande partie des coûts dans le secteur de la production sont fixes — soit par le biais de tarifs réglementés fixés par la CEO pour la production d’OPG, soit par des contrats à prix fixe — toute réduction de la demande fait augmenter le prix de chaque unité vendue. La demande en Ontario est passée de 157 TWh en 2005 à 132,1 TWh en 2017, soit une baisse de près de 16 %.

Cette baisse de la demande contraste avec les prévisions faites en 2005 qui prévoyaient des années de croissance. Comme ce fut le cas pour Ontario Hydro dans les années 1980 et 1990, les premières prévisions de la demande établies par l’OEO se sont révélées trop élevées. En 2007, lorsque l’OEO a soumis son premier plan d’approvisionnement à la CEO, il prévoyait que la demande en Ontario atteindrait 165 TWh et 176 TWh en 2015 et 2020, respectivement^[56].

La demande a chuté pour diverses raisons : augmentation de la production intégrée, importance accrue accordée aux économies d’énergie (et succès connus par celles-ci) et grave ralentissement économique en 2008–2009. La production intégrée, composée en grande partie de producteurs d’énergie renouvelable qui fournissent leur électricité à des sociétés de distribution locales (SDL), au lieu d’être raccordés au réseau de transport provincial, est passée de 1,7 TWh en 2006 à 6,3 TWh en 2017 et continue de croître. Les programmes de conservation ont également contribué à réduire la demande d’électricité de près de 9 % entre 2006 et 2016^[57].

Plus important encore, l’essor d’un secteur de l’électricité fondé sur des directives a limité la capacité du marché à répondre à la baisse de la demande. Les directives qui ont été émises en Ontario sont en grande partie des outils statiques qui ont simplement dit aux agences supervisant le secteur de l’électricité ce qu’elles devaient faire — par exemple, se procurer plus d’énergie renouvelable ou répondre à la demande. Mais lorsque les conditions du marché de l’électricité de la province ont changé — comme une réduction de la demande — ces directives statiques sont devenues obsolètes et, dans la plupart des cas, ont joué contre l’efficacité du marché. D’autres directives doivent finalement être introduites pour contrecarrer l’effet des directives précédentes. En réponse à la baisse de la demande, un marché véritablement concurrentiel peut avoir réduit les investissements et limité l’excédent énergétique de l’Ontario.

Contrairement à la réaction à un excédent en réduisant les investissements, c’est exactement le contraire qui s’est produit en Ontario au cours de la dernière décennie. Au total, l’OEO prévoyait que la province aurait une capacité de production de 34 008 MW en 2017, par rapport à son niveau de 2007 (31 214 MW)^[58]. Pourtant, au cours de la décennie suivante, le parc de production de l’Ontario a atteint son niveau actuel de 37 555 MW (sans compter la production au compteur qui totalise plus de 3 000 MW), alors que la demande a chuté de son pic de 2005 de 157 TWh à 132 TWh en 2017.

PARTIE VIII : RETOUR VERS LE FUTUR AVEC LE RENOUVELLEMENT DU MARCHÉ

Les déficiences du marché de gros de l’électricité en Ontario sont bien connues et existent depuis longtemps. Ces déficiences ont été exacerbées par les directives et les politiques législatives depuis l’ouverture du marché — même si certaines de ces politiques ont pu être justifiées pour des raisons sociales et environnementales.

Mais le changement est l’air.

La SIERE travaille actuellement sur un ensemble coordonné de réformes, connu sous le nom de Programme de renouvellement du marché (PRM), afin de tenter de remédier à nombre de ces lacunes. Ces réformes comprennent, entre autres, le passage à une tarification en fonction du lieu, une vente aux enchères de capacité neutre sur le plan technologique et un marché du jour à venir financièrement contraignant. La SIERE a récemment publié plusieurs documents de conception détaillés dans le cadre de la prochaine étape du PRM.

Néanmoins, un certain nombre de préoccupations ont déjà été soulevées à propos du PRM. Notamment, la SIERE a réduit la portée et l’impact du projet, diminuant ainsi les avantages financiers et d’efficacité qu’il apportera aux contribuables. Selon les premières estimations, le coût de la mise en œuvre du PRM s’élevait à 200 millions de dollars, tout en produisant 3,4 milliards de dollars de bénéfices entre 2021 et 2030^[59]. Mais cette prévision des bénéfices a été ramenée à environ 500 millions de dollars.

La réduction de l’avantage financier est le résultat d’un certain nombre de changements clés apportés au PRM par la SIERE.

Tout d’abord, en réponse aux commentaires des parties prenantes, la SIERE supprimera la tarification locale (ou zonale) pour la plupart des consommateurs et continuera d’appliquer un prix uniforme à l’échelle de la province. Les prix de zone devaient permettre de remédier à une inefficacité majeure dans la conception du marché de gros — devant entraîner une utilisation plus efficace du réseau de transport à haute tension de l’Ontario, une consommation plus efficace et des investissements ciblés dans la production dans les zones où elle est la plus nécessaire. Même si certains de ces avantages seront encore obtenus grâce à la tarification des producteurs en fonction du lieu, les consommateurs continueront d’être privés d’un prix transparent (c’est-à-dire le coût réel) de leur consommation. Les subventions croisées continueront donc de passer d’une catégorie de consommateurs à une autre.

Deuxièmement, la SIERE a suspendu la mise aux enchères pour accroître la capacité (MEAC) et l’a remplacée par une mise aux enchères de capacité plus modifiée — qui a depuis été encore retardée en raison de la pandémie de la COVID-19. Plus de 2 milliards de dollars sur les 3,4 milliards de dollars de bénéfices du PRM étaient attribuables à la MEAC. Néanmoins, même les enchères de capacité, bien que compétitives lorsqu’elles sont considérées à leur valeur nominale, peuvent également entraîner une surenchère à grande échelle, comme cela a été le cas dans un certain nombre de territoires américains. En outre, la SIERE a noté que les enchères de capacité peuvent être complétées par d’autres contrats — ce qui introduit une fois de plus le risque de répéter l’une des principales préoccupations entourant le marché depuis son ouverture.

Le renouvellement du marché est une tentative de corriger certains des torts bien connus du marché de l’électricité de l’Ontario. Pourtant, un certain nombre de changements proposés dans le cadre du PRM sont soit réduits, soit totalement éliminés. Les mises à jour incluses dans le PRM sont nécessaires et attendues depuis longtemps si la province veut aller de l’avant avec un marché de l’électricité concurrentiel et efficace. La SIERE et les parties prenantes — qui sont toutes deux des composantes essentielles de tout marché concurrentiel — doivent maintenant décider si elles veulent aller de l’avant avec les conceptions détaillées actuelles concernant les aspects les plus importants du PRM ou déterminer à quoi devrait ressembler le marché compte tenu des nombreux aspects uniques du réseau de l’Ontario.

*Brady Yauch est directeur de Marchés et Affaires réglementaires à Power Advisory LLC. Il a travaillé à la division de la conformité de la SIERE et a été appelé à se présenter devant la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) à maintes reprises. Bon nombre de ses ouvrages concernant les marchés et la réglementation de l’électricité ont été publiés.

1. Neil B. Freeman, The Politics of Power: Ontario Hydro and its Gouvernment, 1906–1995, (Toronto : University of Toronto Press, 1996) (HELCO était considérée à la fois comme une société provinciale et un fiduciaire des coopératives de distribution municipales).
2. Hydro a « vendu » l’électricité aux distributeurs locaux au prix coutant.
3. Dawna Petsche-Wark et Catherine Johnson, « Royal Commissions of Inquiry for the Provinces of Upper Canada, Canada and Ontario 1792 to 1991: A Checklist of Reports » (1992) aux pp 64–65, en ligne (pdf) : Bibliothèque de l’Assemblée législative de l’Ontario <www.ontla.on.ca/library/repository/mon/27002/132991.pdf>; Ronald Daniels et Michael Trebilock, « Electricity Restructuring: The Ontario Experience » (2000) 33:2 Can Bus LJ 161; John Cruickshank, « Province to probe Ontario hydro costs », The Globe and Mail (21 octobre 1983) 12 (la dette d’Ontario Hydro en 1983 représentait la moitié de l’encours de la dette de l’Ontario).
4. Lawrence Solomon, « Where should Ontario Hydro go from here? », The Globe and Mail (19 août 1997) A21.
5. Ontario Power Generation, « Lakeview GS 43 years of service to the Province of Ontario A pictorial retrospective of Lakeview Generating station » en ligne (pdf) : Bibliothèque de l’Assemblée législative de l’Ontario <www.ontla.on.ca/library/repository/mon/16000/269120.pdf>.
6. La dernière unité à Darlington n’est entrée en service qu’en 1993.
7. Ontario Hydro, « Ontario Hydro Statistical Yearbook » (1992), en ligne (pdf ) : <archive.org/details/ontariohydrostat1992onta/page/6/mode/2up>.
8. « Ontario Hydro loses $6.3-billion », The Globe and Mail (18 février 1998) A1.
9. Le gel des tarifs a été réinstauré quelques mois seulement après l’ouverture du marché.
10. Anthony Depalma, « Canadians export a type of reactor they closed down », The New York Times (3 décembre 1997), en ligne : <www.nytimes.com/1997/12/03/world/canadians-export-a-type-of-reactor-they-closed-down.html>.
11. Martin Mittelstaedt, « Change ‘unavoidable’ for Ontario Hydro, Lights Out: Giant utility’s woes mean a competitive market ‘is now inevitable », The Globe and Mail (18 août 1997) A1.
12. Ontario Power Generation, « Annual Information Form for the Year Ended December 31, 2017 » (9 mars 2018), en ligne (pdf) : <www.opg.com/document/2017-annual-information-form-pdf>.
13. Ontario Hydro a finalement construit quatre unités nucléaires à Darlington. En 2006 elle a présenté une demande pour construire des unités supplémentaires au site, mais n’est jamais allé de l’avant avec ce plan.
14. Bertrand Marotte, « The crisis at Ontario Hydro is a… », CanWest News (13 août 1997) 1.
15. Bureau de la vérificatrice générale de l’Ontario, « Rapport annuel 2013 » (2013) à 377–79, en ligne (pdf) : <www.auditor.on.ca/fr/content-fr/annualreports/arreports/fr13/2013AR_fr.pdf>.
16. Le Royaume-Uni a ouvert la marche avec la privatisation de son Central Electricity Generating Board (CEGB) en 1991.
17. Marotte, supra note 14.
18. Ontario Power Generation, « 2000 third quarter report » (2000) à la p 7, en ligne (pdf) : <archive.opg.com/pdf_archive/Financial%20Reports/F129_OPGQ3.pdf>.
19. Martin Mittelstaedt, « Brascon buys four Ontario hydro plants », The Globe and Mail (9 mars 2002), en ligne : <www.theglobeandmail.com/report-on-business/brascan-buys-four-ontario-hydro-plants/article18286993>.
20. Ontario Power Generation, « 2012 Annual Report » (2013), en ligne (pdf ) : <archive.opg.com/pdf_archive/Financial%20Reports/F035_2012AnnualReport.pdf>.
21. Paris Fronimos, « The Electrical industry in Ontario: Why Staying the Courts Matters » (16 mars 2006), en ligne (pdf) : CABREE <www.ualberta.ca/business/centres/carmen/energy/~/media/5AA6406DBF434513A26C9AAA012BB805.ashx>.
22. Andrea Baillie, « Ontario passes law to freeze electricity rates for four years », La Presse canadienne (9 décembre 2002).
23. Fred Grobet, Don McFetridge et Tom Rusnov, « Market Surveillance Panel Monitoring Report on the IMO-Administered Electricity Markets » (17 décembre 2003), en ligne (pdf) : CEO <www.oeb.ca/documents/msp/panel_mspreport_imoadministered_171203.pdf>.
24. Michael J. Trebilcock et Roy Harb, « Electricity Restructuring in Ontario » (2005) 26:1 The Energy J 123; Voir « To pay the market price for Ontario’s electricity », The Globe and Mail (19 août 2003), en ligne : <www.theglobeandmail.com/opinion/to-pay-the-market-price-for-ontarios-electricity/article1334784> (le coût total était de 1,5 milliard de dollars, mais il a été compensé par des rabais d’OPG).
25. Des flambées de prix de 2 000 $ le MWh, qui est le prix plafond administré par la SIERE, ont continué de se produire en Ontario, mais pour un plus petit nombre d’intervalles de cinq minutes.
26. Janet McFarland, « Electricity cheaper in Ontario: study », The Globe and Mail (13 juin 2002), en ligne : <www.theglobeandmail.com/report-on-business/electricity-cheaper-in-ontario-study/article25298346>.
27. Il est à noter que la demande a chuté au début des années 1990 par suite d’une importante récession, et la centrale nucléaire de Darlington est entrée en service au même moment. La demande a rebondi au cours de la deuxième moitié de 1990 et a continué de croître jusqu’en 2005.
28. Comme il est abordé plus tard, bon nombre des problèmes d’approvisionnement étaient connus avant l’ouverture du marché. Ce qui n’avait pas été prévu a été la croissance soudaine de la demande qui a exacerbé ce manque.
29. L’honorable Jake Epp, Peter Barnes et Robin Jeffrey, « Report of the Pickering ‘A’ Review Panel » (décembre 2003), en ligne (pdf) : Assemblée législative de l’Ontario <collections.ola.org/mon/7000/10317476.pdf>; Roma Luciw, « OPG cancels Pickering repairs », The Globe and Mail (12 août 2005), en ligne : <www.theglobeandmail.com/report-on-business/opg-cancels-pickering-repairs/article1121297>.
30. Trebilcock, supra note 24.
31. En octobre 2002, alors que la température s’était rafraîchie, la demande avait chuté d’elle-même et les prix de gros ont descendu.
32. « Market Surveillance Panel Monitoring Report on the IMO-Administered Electricity Markets » (24 mars 2003), en ligne (pdf) : CEO <www.oeb.ca/documents/msp/panel_mspreport_imoadministered_240303.pdf>.
33. Dina O’Meara, « Sithe puts off power project, blames capacity sales rules », National Post (30 octobre 2002) FP12.
34. Steve Erwin, « Price caps in Ontario electricity market risky, power producer warns », La Presse canadienne (7 novembre 2002).
35. Steve Erwin, « Energy industry sees little reason to build new supply after Eves’ price cap », La Presse canadienne (11 novembre 2002).
36. Ministère de l’Énergie, communiqué, « Ontario Government Introduces Fair And Stable Prices For Electricity From Ontario Power Generation » (23 février 2005), en ligne : <news.ontario.ca/archive/en/2005/02/23/Ontario-Government-Introduces-Fair-And-Stable-Prices-For-Electricity-From-Ontari.html> [Fair and Stable Prices].
37. John Spears, « Power shortage by ‘06, report says », Toronto Star (25 janvier 2004) D01.
38. Commission de l’énergie de l’Ontario, « Monitoring Report on the IESO‐Administered Electricity Markets for the period from May 2005–October 2005 » (décembre 2005), en ligne (pdf ) : <www.oeb.ca/documents/msp/msp_report%20final_131205.pdf>.
39. Bureau de la vérificatrice générale de l’Ontario, « Rapport annuel 2011 » (2011) à 96–133, en ligne (pdf) : <www.auditor.on.ca/fr/content-fr/annualreports/arreports/fr11/2011ar_fr.pdf > [Vérificatrice générale de l’Ontario, « 2011 »].
40. Ministère de l’Énergie, communiqué, « McGuity Government Unveils Bold Plan To Clean Up Ontario’s Air » (15 juin 2005), en ligne : <news.ontario.ca/archive/en/2005/06/15/McGuinty-Government-Unveils-B old-Plan-To-Clean-Up-Ontario039s-Air.html>; Micheal Wyman, « Power Failure: Addressing the Causes of Underinvestment, Inefficiency and Governance Problems in Ontario’s Electricity Sector » (mai 2008), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed//commentary_261.pdf>.
41. Jan Carr, « Making Ontario’s Electricity Market Work » (2005), en ligne (pdf) : <www.regie-energie.qc.ca/Camput/Presentations/MARDI-eng/Carr_presentation-eng.pdf>.
42. Fair and Stable Prices, supra note 36.
43. Assemblée législative de l’Ontario, Comité permanent des affaires gouvernementales, « Loi de 2009 sur l’énergie verte et l’économie verte », Journal des débats (Hansard), no G-21 (8 avril 2009).
44. Guy Holburn, Kerri Lui et Charles Morand, « Policy Risk and Private Investment in Ontario’s Wind Power Sector » (2010) 36:4 Can Pub Pol’y
45. Le programme de compteur intelligent, à titre d’exemple, a été déployé en 2004, et la CEO n’a pas été autorisée à en déterminer la rentabilité. Le projet devait d’abord coûter un milliard de dollars, mais la vérificatrice générale s’attend à ce que ce chiffre atteigne deux milliards de dollars.
46. Richard Corley et al, « Ontario Feed-in Tariff Report Released » (2 avril 2012), en ligne : <www.mondaq.com/canada/Energy-and-Natural-Resources/170294/Ontario-Feed-in-Tariff-Report-Released>.
47. Holburn, supra note 44; Vérificatrice générale de l’Ontario, « 2011 », supra note 39.
48. « A Progress Report on Contracted Electricity Supply: First Quarter 2019 » (2019), en ligne (pdf ) : SIERE <www.ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/contracted-electricity-supply/Progress-Report-Contracted-Supply-Q4-2019.pdf?la=en>.
49. Ibid.
50. Commissaire à l’environnement de l’Ontario, « Faire passer le courant Tout sur l’électricité en Ontario Rapport annuel sur les progrès liés à l’économie d’énergie, 2018, volume un » (2018) à 96–111, en ligne (pdf) : Bureau de la vérificatrice générale de l’Ontario <docs.assets.eco.on.ca/reports/energy/2018/Making-Connections-FR.pdf>.
51. Voir « 18-Month Outlook: An Assessment of the Reliability and Operability of the Ontario Electricity System from January 2007 to June 2008 » (21 décembre 2006), en ligne (pdf) : SIERE <ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/planning-forecasts/18-Month-Outlook/18-Month-Outlook—2006dec.zip>; Voir aussi « 18-Month Outlook: An Assessment of the Reliability and Operability of the Ontario Electricity System from October 2018 to March 2020 » (25 octobre 2018), en ligne (pdf ) : SIERE <ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/planning-forecasts/18-Month-Outlook/18MonthOutlook_2018oct_v2.pdf>.
52. PL 135, Loi modifiant plusieurs lois et abrogeant plusieurs règlements en ce qui concerne la conservation de l’énergie et la planification énergétique à long terme, 1^re sess, 41^e lég, Ontario, 2016 (sanctionné le 9 juin 2016), LO 2016, c 10.
53. PL 112, Loi modifiant la Loi de 2010 sur la protection des consommateurs d’énergie et de la Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario, 1^re sess, 41^e lég, Ontario, 2015 (sanctionné le 3 décembre 2015), LO 2015, c 29.
54. Adrian Morrow et Tom Cardoso, « Why does Ontario’s electricity cost so much? A reality check », The Globe and Mail (7 janvier 2017), en ligne : <www.theglobeandmail.com/news/national/why-does-electricity-cost-so-much-in-ontario/article33453270>.
55. Ministère des Finances, communiqué, « Helping Families Manage Electricity Costs McGuity Government Passes Ontario Clean Energy Benefit » (8 décembre 2010), en ligne : <news.ontario.ca/mof/en/2010/12/helping-families-manage-electricity-costs.html>.
56. Voir l’Office de l’énergie de l’Ontario, « EB-2007-0707, Exhibit D, Tab 1, Schedule 1 – Load Forecast – IPSP Reference Energy and Demand Forecast » (5 septembre 2008) à la p 1, en ligne (pdf) : CEO <www.rds.oeb.ca/HPECMWebDrawer/Record/81114/File/document>.
57. Voir « 2016 Conservation Results Report » (1er décembre 2018), en ligne (pdf) : SIERE <www.ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/conservation-reports/Annual/conservation-results-report-2016.pdf>.
58. Voir l’Office de l’énergie de l’Ontario, « EB-2007-0707, Exhibit D, Tab 9, Schedule 1 – Meeting Resource Requirement » (5 septembre 2008) à la p 1735, en ligne (pdf) : <www.rds.oeb.ca/HPECMWebDrawer/Record/81114/File/document>.
59. Voir Johannes Pfeifenberger et al, « The Future of Ontario’s Electricity Market – A Benefits Case Assessment of the Market Renewal Project », (20 avril 2017), en ligne (pdf ) : SIERE <www.ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/engage/me/Benefits-Case-Assessment-Market-Renewal-Project-Clean-20170420.pdf>.