SOMMAIRE

Le secteur de l’électricité de l’Ontario est aux prises avec la hausse des coûts du réseau depuis plus d’une décennie. Pourquoi? Le nœud du problème réside dans les augmentations du coût de l’approvisionnement découlant de contrats à prix élevé, réparties sur une consommation d’électricité inférieure à celle prévue au moment de la signature de ces contrats. Il en résulte une pression à la hausse sur les prix n’ayant été atténuée que par des rabais offerts par le gouvernement, qui a transféré les coûts aux contribuables.

Comment la province de l’Ontario peut-elle remédier à cette situation? Pour aider les entreprises, la province devrait remplacer son système actuel de tarification de l’électricité industrielle pour les gros clients par un « tarif interruptible » basé sur le marché qui récompense ses clients pour avoir accepté d’interrompre leur consommation pendant les heures de pointe extrêmes de la demande. Pour les clients de taille moyenne, il faudrait établir le coût total des prix de l’énergie sur une base horaire. Pour les clients résidentiels et les petites entreprises qui paient des tarifs d’énergie réglementés, nous proposons de permettre aux consommateurs d’opter pour un prix plus bas qu’autrement la plupart du temps, tout en les incitant à réduire leur consommation aux heures de demande de pointe extrême.

Le gouvernement de l’Ontario devrait fournir une solide orientation stratégique axée sur l’attribution de pouvoirs et de ressources à l’organisme de réglementation, soit la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), pour superviser les décisions relatives à l’approvisionnement en électricité, et confier les décisions d’approvisionnement en électricité aux groupes d’achat locaux.

Les décideurs politiques devraient reconnaître les efforts de limitation des coûts de distribution et de transmission déployés par Hydro One depuis sa vente partielle en 2015. Depuis sa privatisation, Hydro One a abaissé son coût global par client de 90 $, principalement en réduisant ses coûts administratifs. Pour aider d’autres sociétés de distribution locales (SDL) à réaliser ce type d’économies, qui, selon nos estimations, permettraient à leurs clients d’économiser 61 $ annuellement, la province devrait adopter des mesures fiscales permettant aux villes de trouver des investisseurs externes et de libérer de la valeur pour les contribuables municipaux.

Enfin, la province devrait réduire les subventions tarifaires, qui se sont élevées à 6,5 milliards de dollars au cours de l’exercice 2021–2022. À titre de comparaison, c’est 700 millions de dollars de plus que ce que la province prévoit de dépenser pour les soins de longue durée. Ces subventions ne sont tout simplement pas viables.

La hausse des coûts pèse sur le réseau électrique de l’Ontario depuis bien plus d’une décennie, et pourtant, rien ne permet d’espérer une amélioration de la situation. Rappelons que l’Ontario affichait les coûts de réseau les plus élevés parmi les provinces canadiennes en 2018.^[1]

Le réseau électrique de l’Ontario est divisé en quatre composantes : la production, la transmission, la distribution et (à un coût relativement mineur) le fonctionnement du marché, régi par la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE). Le coût total du réseau suit l’évolution des revenus générés par chaque composante. Rappelons que ce coût est passé de 12 milliards de dollars en 2006 à 21 milliards de dollars en 2019 (figure 1). Pourtant, la demande ontarienne a chuté d’environ 10 % au cours de la même période, ce qui est bien inférieur aux niveaux prévus à l’origine en 2007.^[2]

Figure 1 : Coût du réseau par composante

Sources : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario (SIERE), Commission de l’énergie de l’Ontario et Hydro One.

Les installations de production d’énergie en Ontario, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de gaz naturel, d’énergie nucléaire ou d’autres sources d’énergie, perçoivent des revenus au moyen d’une combinaison de paiements provenant : i) des contrats énergétiques à long terme (les montants nets versés en vertu de ces contrats sont regroupés dans le « rajustement global » ou « RG »); ii) du marché de gros en temps réel (« le prix horaire de l’énergie en Ontario » ou « PHEO »). Ces revenus combinés représentent le coût de l’énergie et constituent la plus grande partie du coût du réseau en Ontario, comme l’indiquent les Figures 1 et 2. Alors que les revenus relatifs au PHEO sont passés de 7,4 milliards de dollars en 2006 à 2,5 milliards de dollars en 2019, ceux relatifs au RG ont grimpé en flèche, passant de 700 millions de dollars à 13 milliards de dollars au cours de la même période. Les contrats énergétiques à long terme regroupés dans le RG sont conçus de telle sorte que si les revenus relatifs au PHEO ne permettent pas d’atteindre les rendements précisés dans ces contrats ou de respecter les tarifs réglementés, les paiements compensatoires du RG viennent alors combler l’écart.^[3] Les coûts énergétiques étant fixés par des contrats, si le PHEO est plus bas, le RG augmente. Le RG est maintenant la composante la plus importante (60 % en 2019) du coût total du réseau.

En Ontario, la transmission est presque entièrement assurée par Hydro One. Les revenus encaissés par Hydro One provenant de la transmission sont passées de 1,2 milliard de dollars en 2006 à 1,7 milliard de dollars en 2019, comme l’illustre la Figure 1. Cependant, la part de la transmission dans le coût total du réseau a légèrement diminué, comme l’illustre la Figure 2.

Figure 2 : Part du coût du réseau par composante

Sources : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario (SIERE), Commission de l’énergie de l’Ontario et Hydro One.

De nombreuses sociétés de distribution locales (SDL) fournissent des services en Ontario. En effet, 59 SDL étaient en activité en 2019, dont Hydro One.^[4] La distribution représente un coût plus important que la transmission. Ce coût est passé 2,7 milliards de dollars en 2006 à 3,9 milliards de dollars en 2019. Malgré cela, la part de la distribution dans les coûts du réseau a également diminué au fil des ans, comme l’illustre la Figure 2. La part combinée de la transmission et de la distribution dans le coût total du réseau en 2019 était légèrement supérieure à 25 %, comparativement à 33 % en 2006.

TRANSMISSION ET DISTRIBUTION

Pour examiner de façon plus approfondie les revenus provenant de la transmission et de la distribution, nous établissons une distinction entre les sociétés de transmission et de distribution locales de Hydro One exerçant leurs activités en Ontario, les sociétés de distribution locales (SDL) qui ont été acquises par Hydro One et toutes les autres SDL.^[5] Les revenus de distribution totaux de Hydro One sont passés de 900 millions de dollars en 2006 à 1,6 milliard de dollars en 2019, tandis que les revenus de distribution des autres SDL sont passés de 1,7 milliard de dollars à 2,3 milliards de dollars au cours de la même période, comme l’illustre la Figure 3 (que nous examinons plus en détail ci-dessous, en tenant compte de la densité de la clientèle). En 2015, le gouvernement précédent a entamé la première phase de privatisation de Hydro One. L’Ontario possède donc maintenant un peu moins de la moitié des actions.^[6]

Figure 3 : Coûts du réseau exprimés en revenus provenant de la transmission et de la distribution

Sources : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario (SIERE), Commission de l’énergie de l’Ontario et Hydro One.

Parmi les principales catégories de dépenses de distribution, qui comprennent la dépréciation ou l’amortissement, le financement, l’exploitation, l’entretien et l’administration, c’est dans cette dernière catégorie que les SDL ont le plus de latitude pour réaliser des économies.^[7] Entre 2006 et 2014, soit avant sa privatisation, les frais administratifs de Hydro One ont augmenté de 82 %, passant de 134 $ par client à 244 $ par client, alors que ceux des autres distributeurs locaux ont augmenté de 36 %, passant de 116 $ par client à 158 $ par client pendant la même période. Même en excluant sa dernière année en tant que société d’État à part entière, au cours de laquelle les frais administratifs ont le plus augmenté, les hausses de ces frais à Hydro One avant sa privatisation étaient plus rapides que celles du reste du secteur. La situation a changé après 2014. En effet, alors que les autres distributeurs locaux ont vu leurs frais administratifs moyens par client augmenter de 5 %, passant de 158 $ par client en 2014 à 166 $ par client en 2019, ceux de Hydro One ont diminué de 36 %, passant de 244 $ par client à 155 $ par client au cours de la même période, comme l’illustre la Figure 4.^[8]

Figure 4 : Frais administratifs de distribution pour Hydro One par rapport aux autres SDL

Note : Ces dépenses administratives proviennent uniquement de la distribution, et ne comprennent pas les dépenses liées à la transmission.

Sources : Commission de l’énergie de l’Ontario et calculs de l’auteur.

LE RÔLE DE L’APPORT DES CONTRIBUABLES

Les gouvernements successifs de l’Ontario ont eu de plus en plus recours à un soutien financé par les contribuables pour gérer les tarifs d’électricité. Des programmes de subventions de toutes sortes ont vu le jour, puis ont été modifiés. Le premier changement majeur est survenu avec l’adoption du Plan pour des frais d’électricité équitables en 2017, qui s’est ensuite transformé en la remise de l’Ontario pour l’électricité de 33,2 % en 2020^[9]. En réponse à la pandémie, le gouvernement a mis en œuvre des programmes supplémentaires et a suspendu la tarification en fonction de l’heure de consommation — augmentant ainsi davantage les subventions tarifaires.^[10] Dans son budget de novembre 2020, la province a de nouveau modifié l’apport des contribuables en couvrant 85 % de la composante énergie verte du RG grâce à son plan exhaustif de réduction des prix de l’électricité, qui visait à réduire les coûts pour les entreprises et à respecter son engagement politique à augmenter les coûts résidentiels en fonction de l’inflation.

L’entrée en vigueur du Plan pour des frais d’électricité équitables le 1er juillet 2017 a coïncidé à la fois avec l’augmentation initiale des subventions et la baisse substantielle de l’indice des prix de l’électricité résidentielle en Ontario (Figure 5).^[11] Cependant, la hausse des coûts de l’énergie associée à une volonté politique de maintenir des tarifs bas ont fait exploser les subventions tarifaires à des niveaux bien plus élevés que les années précédentes. Au début de l’exercice 2021–2022, avec la mise en œuvre de son plan exhaustif de réduction des prix de l’électricité, la province a alloué 6,5 milliards de dollars aux subventions à la consommation.^[12] Ainsi, les contribuables résidentiels ont pu bénéficier en 2020 de tarifs aussi bas que ceux de l’exercice 2013–2014, alors que le coût pour les contribuables n’a jamais été aussi élevé.

Figure 5 : Prix de l’électricité en Ontario et apport des contribuables

Note : Prix horaire de l’énergie en Ontario (PHOE) et rajustement global (RG) convertis en fonction de l’exercice financier de l’Ontario (fin d’exercice au 31 mars) à partir des coûts mensuels rapportés par la SIERE et de l’indice annuel converti.

Sources : Comptes publics et estimations des dépenses du gouvernement de l’Ontario; Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario (SIERE).

LE RAJUSTEMENT GLOBAL CONTINUE DE CROÎTRE POUR TOUS LES TYPES D’ÉNERGIE

Le RG représente l’écart entre les revenus que les producteurs perçoivent de contrats d’électricité fixes à long terme et ceux qu’ils perçoivent du marché de gros. Il représente maintenant la plus grande part de la croissance des coûts du réseau depuis 2006. Le RG est passé de 700 millions de dollars en 2006 à 14 milliards de dollars en 2020, soit une augmentation de 1 900 % (figure 6).

Figure 6 : Rajustement global par composante

*Les données sur le rajustement global par composante ne sont disponibles qu’à partir de 2015. Le rajustement global total agrégé est indiqué de 2006 à 2014.

Source : SIERE, rapport sur le rajustement global.

Tout le secteur de la production en Ontario reçoit des paiements hors marché par l’entremise du RG, et l’énergie nucléaire et l’hydroélectricité en constituent la plus grande part, comme l’illustre la figure 6. En 2020, la part d’Ontario Power Generation (OPG) dans les revenus du RG pour son énergie nucléaire et son hydroélectricité s’élevait à 4,6 milliards de dollars; l’énergie nucléaire qui ne provient pas d’OPG représentait 2,8 milliards de dollars; l’énergie éolienne, 2 milliards de dollars; l’énergie solaire, 1,7 milliard de dollars; la production de gaz naturel, 1,3 milliard de dollars; l’énergie hydroélectrique ne provenant pas d’OPG, 800 millions de dollars; et le reste du RG, classé dans la catégorie « autre », 600 millions de dollars.^[13]

SOLUTIONS STRATÉGIQUES

Le gouvernement devrait chercher à réaliser des économies dans le coût de l’énergie et à trouver d’autres sources d’économies dans le réseau de distribution de l’électricité, s’appuyant ainsi sur les économies qu’Hydro One a réalisées après sa privatisation.

RÉPARTITION EFFICACE DES COÛTS DU RAJUSTEMENT GLOBAL

En établissant les bons signaux de prix pour que les consommateurs réduisent leur consommation d’électricité pendant les périodes où les coûts sont les plus élevés, la province peut réduire le besoin de production coûteuse en période de pointe, lorsqu’il faut fournir une offre supplémentaire pour répondre à la demande. Les coûts globaux du réseau peuvent également diminuer si les consommateurs augmentent leur demande pendant les périodes où les coûts sont faibles.

Les consommateurs résidentiels et les petites entreprises sont soumis à des prix fixés par la CEO sur la base d’une estimation du coût de l’approvisionnement pour ces consommateurs réglementés. Ces prix réglementés, répartis en blocs de temps pendant la journée, correspondent approximativement au coût du réseau pendant des heures données.

Il existe des moyens plus précis de répartir les coûts, ce qui permet de réduire la consommation pendant les heures à coût élevé et les coûts globaux du réseau.^[14] Une solution consiste à fixer un prix qui n’atteint des niveaux très élevés que pendant les périodes de tension du marché, ce que l’on appelle la tarification en période pointe. Une autre solution, de plus en plus viable avec l’essor des appareils de chauffage domestique intelligents et des véhicules électriques, consiste à permettre aux gestionnaires de réseau de réduire la consommation de ces types d’utilisation pendant les périodes où les coûts du réseau sont élevés. Dans les deux cas, il en résulterait une baisse des coûts globaux pour les consommateurs résidentiels et les petites entreprises ainsi qu’une baisse des coûts du réseau. Ces mesures permettraient de réduire la consommation au moment où il est le plus coûteux de s’approvisionner en énergie. L’ajout de l’une ou l’autre solution possible sur le plan des prix pour les consommateurs pourrait réduire les coûts du réseau.

Il existe deux groupes de consommateurs industriels et de grands consommateurs commerciaux. Les grands consommateurs (appelés consommateurs de classe A) qui font partie de l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) peuvent réduire la composante du RG annuel de leur facture d’électricité en réduisant ou en éliminant leur consommation d’électricité pendant les cinq heures de pointe de l’année. Les clients industriels et commerciaux plus petits (consommateurs de classe B) voient leur composante du RG horaire déterminée à la fin du mois. Ce montant de fin de mois en $/MWh s’applique à toute la consommation d’électricité, quels que soient les coûts du réseau pour une heure donnée.

Le système de tarification de l’électricité industrielle ne conduit pas à une répartition efficace ou équitable des coûts au sein du réseau. Les consommateurs de classe A font face à un coût trop élevé pour l’électricité pendant les heures de pointe et ne sont pas suffisamment récompensés pour avoir réduit leur consommation d’électricité pendant les cinq heures de consommation les plus importantes de l’année. L’IEEMI permet à une installation industrielle d’éviter la portion « RG » de sa facture en réduisant sa part d’électricité pendant les cinq heures de pointe au cours d’une année donnée, mais celles-ci ne sont pas connues à l’avance. Si un client consommait de l’électricité pendant ces heures de pointe, le coût était d’environ 110 000 $/MWh en 2019. Ce coût est bien supérieur à celui de l’installation d’une capacité supplémentaire.^[15] Avec de tels coûts excessifs pour les périodes de pointe, l’IEEMI contribue à une volatilité accrue pour l’approvisionnement d’énergie directement connecté en milieu industriel, car certains consommateurs réduisent leur consommation pendant un nombre d’heures bien plus important que celles qui constituent finalement les cinq périodes de consommation les plus importantes de l’année.

La SIERE devrait plutôt créer, initialement à titre de projet pilote pour tester l’intérêt du marché, une enchère d’intervention sur la demande dans laquelle les clients de l’IEEMI feraient des offres pour le prix en échange de la réduction de leur consommation d’électricité lorsque le réseau est à capacité. Cela permettrait de créer un « tarif interruptible » basé sur le marché pour les clients admissibles à l’IEEMI.^[16]

Les clients admissibles à l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel pourraient bénéficier d’un tarif fixe plus bas basé sur la quantité de la demande qu’ils offrent sur le marché de l’intervention de la demande. Un tel système permettrait de mieux aligner les prix payés par les consommateurs industriels sur les coûts du réseau, tout en préservant la compétitivité industrielle. Un tel système créerait également un signal basé sur le marché pour que les consommateurs investissent dans des dispositifs de stockage d’électricité plutôt que de suivre les règles administratives arbitraires actuelles de l’IEEMI.

Pour les petits consommateurs industriels et commerciaux, la solution immédiate consiste à demander à la SIERE d’établir le RG sur une base horaire. Sans ces frais variables dans le temps, de nombreux consommateurs industriels et commerciaux ne sont pas incités à atténuer leur consommation d’électricité. L’aplanissement du taux d’utilisation d’énergie permet d’économiser des coûts au sein du réseau en réduisant le besoin de capacité supplémentaire pour répondre à la demande de pointe. Un tarif horaire pour le RG encouragerait les fabricants sensibles aux prix à pousser la production tôt le matin pour éviter les après-midi et les soirées à forte utilisation et à prix élevé pour le réseau. La CEO étudie un tel concept et devrait mettre en place un programme pilote de tarification pour les clients volontaires.^[17]

POUVOIR DE RÉGLEMENTATION

L’approche pratique et peu contraignante du gouvernement de l’Ontario en matière d’approvisionnement en énergie est depuis longtemps au centre de la controverse. La CEO ne dispose pas de pouvoirs d’examen réglementaire suffisants pour assurer un contrôle de la direction du secteur par le gouvernement.^[18]

En 2004, la province a créé l’Office de l’électricité de l’Ontario (OEO), qui avait un vaste mandat en vertu duquel il était chargé de prévoir l’offre et la demande, d’évaluer l’adéquation de celles-ci à long terme, d’acheter de la capacité énergétique pour la province et de superviser les programmes de conservation. L’OEO a signé des contrats principalement avec des centrales de gaz naturel dans un premier temps, puis avec des producteurs d’énergies renouvelables, ce qui a conduit au coût élevé de ces installations de production aujourd’hui, bien qu’il y ait eu quelques versions d’approvisionnement sous forme concurrentielle.

La tendance à l’augmentation des pouvoirs ministériels s’est poursuivie avec la promulgation de la Loi de 2009 sur l’énergie verte^[19], qui a conféré des pouvoirs supplémentaires au ministère de l’Énergie. Cette loi est surtout connue pour l’établissement du tarif de rachat qui donnait à toutes les installations d’énergies renouvelables le droit — jusqu’à une capacité totale déterminée — de se connecter au réseau et de recevoir un tarif fixe généreux pour leur énergie.^[20] Cela a entraîné un afflux d’énergies renouvelables, avec des coûts proportionnellement élevés, tandis que la planification du réseau et la surveillance réglementaire sont passées au second plan.

Au moment où l’OEO a fusionné avec la SIERE en 2015, elle comptait plus de 33 000 contrats de production d’énergie, dont la plupart avaient une durée de 20 ans. La majeure partie de ces contrats concernait les énergies renouvelables, mais portait également sur d’autres sources d’énergie comme la production au gaz naturel. Entre 2005 et 2015, le ministère de l’Énergie a publié plus de 100 directives à la SIERE (et auparavant à l’OEO) pour qu’elle assure l’approvisionnement en énergie sans examen réglementaire.^[21]

DÉPLACEMENT DES POUVOIRS DE DÉCISION

La Loi de 2009 sur l’énergie verte a été abrogée en 2019, mais l’approche du haut vers le bas du gouvernement de l’Ontario en matière d’approvisionnement énergétique a permis aux responsables des directives ministérielles de façonner le réseau, tout en étant largement dépourvus de surveillance réglementaire. Ce n’est pas l’énergie renouvelable qui est à blâmer pour l’augmentation des coûts, mais plutôt le cadre utilisé pour l’approvisionnement en énergie. Malheureusement, le fardeau de ces décisions à courte vue retombe sur les futurs contribuables et payeurs de taxes (l’Alberta nous a montré une meilleure façon de réduire les coûts des énergies renouvelables en concevant mieux les contrats à long terme — voir l’Encadré 1). Une solution pour atténuer les erreurs politiques coûteuses à l’avenir serait de limiter l’interférence politique dans la planification du réseau et l’approvisionnement en énergie. Les gouvernements font souvent des choix basés sur un large éventail de critères dans leurs objectifs politiques généraux. La législation est le bon forum pour les objectifs socio-économiques. La mise en œuvre devrait ensuite être laissée aux organismes indépendants. Cela permettrait aux organismes de réglementation d’avoir comme seule priorité la recherche de l’efficacité économique.^[22]

La SIERE, si elle est soumise à un examen réglementaire approprié par la CEO, est plus en mesure que le gouvernement de prendre des décisions sur les moyens les plus économiques d’assurer l’approvisionnement en électricité. Cependant, la CEO n’a pas actuellement le pouvoir d’examiner le processus d’approvisionnement de la SIERE ou les décisions du gouvernement. Un tel pouvoir d’examen pourrait réduire le risque que l’Ontario répète les erreurs du passé en matière d’approvisionnement et pourrait offrir le même avantage aux autres provinces, comme l’illustrent le site C en ColombieBritannique ou Muskrat Falls (Terre-Neuve-et-Labrador), où les organismes de réglementation ont été mis sur la touche.^[24] Le gouvernement de l’Ontario peut également atténuer le risque pour les contribuables en créant un groupe concurrentiel d’acheteurs d’électricité, au lieu de s’en remettre uniquement à la SIERE.^[25] Dans un tel système, les SDL participeraient à des groupes d’achat prévoyant chacun la demande dans les zones qu’ils desservent. Ces fournisseurs d’électricité réduiraient le risque global des contrats et de l’approvisionnement pour les contribuables. Les risques seraient partagés avec les actionnaires des entreprises desservant les clients. Ces fournisseurs d’électricité pourraient prendre part à un marché contractuel exploité par la SIERE et réglementé par la CEO, comme le recommande M. Shaffer.^[26]

RÉDUCTION DES COÛTS DE DISTRIBUTION

Une solution pour réduire les coûts du réseau de distribution consisterait à ce que la province adopte des changements fiscaux permettant aux villes de trouver des investisseurs externes qui peuvent réduire les coûts, tout en dégageant de la valeur pour les contribuables municipaux. Une autre solution consisterait à trouver d’autres moyens d’encourager les SDL à réaliser des économies grâce aux économies d’échelle.

RECHERCHE D’ÉCONOMIES D’ÉCHELLE DANS LES PLUS PETITES SDL

La figure 7 présente les coûts administratifs ajustés par client de chaque SLD en fonction du nombre de clients de cette SLD de 2014 à 2019. On peut réaliser des économies d’échelle dans les SDL — mais jusqu’à un certain point. Les plus petites SDL avaient des coûts administratifs qui étaient supérieurs de 300 $ ou plus que la moyenne des SDL au cours de cette période.^[27] Si ces plus petites SDL fusionnaient pour profiter d’économies d’échelle, elles pourraient réaliser des économies importantes par client. Cependant, comme ces petites SDL ont peu de clients, les économies ne seraient pas significatives à l’échelle du réseau.

Figure 7 : Coûts administratifs relatifs selon la taille de la clientèle, 2014–2019

Note : Les coûts administratifs relatifs sont calculés à partir d’une analyse de régression qui contrôle les effets propre à l’année et à la densité de la clientèle par km² de service. La méthodologie est la même que celle utilisée par Garner, Fyfe, et Vegh.^[28] En éliminant par régression la relation entre la densité de clientèle et les coûts administratifs par client, cela laisse un solde qui, par définition, est inexpliqué par la densité de clientèle.

Sources : Annuaires des services publics d’électricité de la Commission de l’énergie de l’Ontario; calculs de l’auteur.

De plus, il ne semble pas y avoir d’économies d’échelle dans l’administration des SDL appartenant aux municipalités qui comptent plus de 300 000 clients. Par exemple, Toronto Hydro, qui comptait environ 780 000 clients en 2019, a des coûts administratifs plus élevés que la moyenne et a vu ses coûts administratifs par client augmenter depuis 2014. La fusion pour créer Alectra (annoncée en 2015) témoigne de ce fait également. Comparativement aux coûts administratifs pondérés par client de 2014 des entreprises qui la composent (Powerstream, Horizon, Enersource et Hydro One Brampton) qui s’élevaient à 138 $, les coûts administratifs par client de la nouvelle entreprise sont passés à 143 $ en 2019.

RECHERCHE D’INVESTISSEMENTS PRIVÉS DANS LES SDL APPARTENANT À DES MUNICIPALITÉS

Un seul grand distributeur local a bénéficié d’investissements privés au cours de cette période : le secteur « distribution » de Hydro One. Ce secteur a réalisé la plus grande économie de coûts administratifs par client au cours de cette période, soit 90 $ par client. Cela représentait une économie de 37% sur la part des 244 $ de coûts administratifs de 2014 de chaque client de Hydro One. À partir de 2015, les investisseurs privés ont probablement apporté une certaine discipline en matière de coûts à Hydro One, ce qui n’a pas été le cas lors de la fusion pour former Alectra.

Qu’adviendrait-il si toutes les autres SDL de l’Ontario suivaient cette voie et réalisaient des économies de coûts administratifs similaires de 37 % par client? En utilisant les données de 2019, on constate que les coûts administratifs actuels d’environ 650 millions de dollars diminueraient de 239 millions de dollars, ce qui permettrait à chaque client client des SDL d’économiser 61 $ annuellement. Comme les coûts totaux des SDL appartenant aux municipalités à l’échelle du réseau s’élèvent à environ 2 milliards de dollars, l’investissement privé pourrait donc réduire ces coûts d’environ 10 %.

Pour que la province permette aux administrations publiques locales de réaliser des économies administratives similaires grâce à l’investissement privé, elle devrait éliminer une série de taxes propres aux SDL.^[29] La province devrait éliminer les paiements en remplacement d’impôts sur les sociétés (PRIS), qui recueillent l’équivalent de l’impôt fédéral et provincial sur le revenu des sociétés pour la province. Elle devrait également éliminer une taxe de départ semblable à un impôt sur les gains en capital lorsqu’on quitte le régime des PRIS. La province devrait également éliminer une taxe de transfert de 22% qu’elle prélève sur la valeur des actifs vendus. Ces taxes visaient à assurer que la province dispose d’un filet de sécurité financier pour atténuer la dette insurmontable provinciale des années 1990 au cas où les actifs électriques quitteraient la propriété publique. Maintenant que la dette a été réduite grâce aux PRIS perçus pendant des décennies auprès des SDL, de Hydro One et d’Ontario Power Generation, il n’y a aucune raison d’imposer une taxe pour ces motifs.

Quel est l’argument en faveur du maintien des SDL dans le secteur public? Il doit y avoir un objectif politique clair, tel que corriger une défaillance du marché ou combler un vide sur le marché.^[30] Dans le contexte d’un réseau électrique, les défaillances du marché les plus évidentes sont les monopoles naturels de distribution et de transmission. Pour corriger ces défaillances du marché, il faut une réglementation stricte des tarifs — et non que le gouvernement soit propriétaire de SDL. L’investissement privé atténue les risques que les contribuables devraient autrement assumer et incite davantage à réduire les coûts contrôlables.

Les villes aussi bénéficieraient d’une manne, avec des estimations de la valeur des capitaux propres municipaux entre 11 et 14 milliards de dollars.^[31] Les villes pourraient transformer les capitaux échoués dans les SDL en infrastructures nécessaires telles que celles pour les transports en commun, les routes ou les égouts.

RÉDUCTION DE LA DÉPENDANCE À L’ÉGARD DE L’APPORT DES CONTRIBUABLES

Alors que les coûts du réseau — en particulier dans le domaine de la production d’énergie — ont continué à augmenter, le gouvernement de l’Ontario s’est de plus en plus tourné vers les contribuables pour maintenir la facture totale à un bas niveau. Les estimations les plus récentes du ministère des Finances révèlent que le coût des subventions atteindra la somme stupéfiante de 6,5 milliards de dollars pour l’exercice 2021–2022, soit près de 3,5% des dépenses totales du gouvernement. Pour mettre ce chiffre en contexte, ce même budget proposait de consacrer 5,8 milliards de dollars de l’argent des contribuables aux soins de longue durée. Le budget total pour le transport est également moins élevé que cette somme, soit 6,2 milliards de dollars. Cette approche n’est pas viable à long terme et risque de faire augmenter encore les coûts. Le fait que les contribuables subventionnent les coûts a pour effet que les consommateurs réagissent en utilisant plus d’électricité qu’ils ne l’auraient fait autrement. Les coûts totaux du réseau augmenteront en raison de l’atténuation des prix.^[32]

À partir de 2021, une grande partie de l’apport des contribuables sera consacrée à la réduction du RG. Les consommateurs résidentiels et les petites entreprises constateront une réduction proportionnelle de leur subvention de contribuable sous forme de rabais sur facture. Toutefois, ils continueront à bénéficier d’un montant considérable de subvention de contribuable sur facture. La justification politique du financement par les contribuables de la composante énergie verte du RG repose sur le raisonnement voulant que les décisions politiques prises pour des raisons énergétiques non marchandes devraient être financées en dehors du réseau énergétique. Cela justifie en partie le montant de la subvention annoncé dans le budget de l’Ontario de 2020. Ce montant est justifié sur le plan économique parce que les entreprises ontariennes qui sont en concurrence, à l’échelle mondiale, avec des entreprises qui paient des prix fixés par le marché n’ont pas besoin d’assumer des décisions motivées par des raisons politiques en matière d’approvisionnement énergétique. Les subventions sur facture au-delà de ce montant sont donc peu justifiées et devraient être éliminées progressivement.

Les subventions résidentielles sont davantage motivées par des raisons politiques. Il existe plusieurs façons de réduire cette subvention d’une manière politiquement acceptable, par exemple en la mettant sous condition de ressources ou en l’appliquant uniquement jusqu’à un certain montant de consommation.

CONCLUSION

Le coût du réseau de l’Ontario est passé de 12 milliards de dollars en 2006 à 21 milliards de dollars en 2019, alors que la demande a diminué de 10 % au cours de la même période. Le coût de l’énergie a été le principal facteur de croissance des coûts du réseau. À mesure que les coûts continuent de grimper, le gouvernement de l’Ontario compte de plus en plus sur les contribuables pour l’aider à payer la facture, ce qui favorise probablement l’augmentation des coûts du réseau.

Le rajustement global a connu une croissance spectaculaire, et les coûts énergétiques élevés sont à l’origine des récentes flambées de prix. La solution à court terme à ce problème consiste à se concentrer sur de meilleurs signaux de prix et sur une meilleure répartition des risques pour tous les types de clients afin de maintenir les coûts à un bas niveau. Les solutions à long terme pour réduire les coûts énergétiques nécessitent un changement systémique. Le gouvernement de l’Ontario devrait mettre fin à sa mainmise sur la planification et l’approvisionnement du réseau. Le gouvernement de l’Ontario devrait plutôt fournir des directives stratégiques de haut niveau pour habiliter la CEO à réglementer ainsi que pour s’assurer de l’indépendance de la SIERE afin de ne pas répéter les erreurs du passé.

Pour favoriser d’autres réductions des coûts au sein du réseau, la province devrait encourager les SDL à trouver des façons de faire des économies. Une solution consisterait à ce que la province adopte des changements fiscaux permettant aux villes de trouver des investisseurs externes qui pourraient réduire les coûts, ce qui libérerait de la valeur pour les contribuables municipaux. Enfin, la province devrait éliminer les subventions au-delà de ce qui couvre la composante énergie verte.

*Joel Balyk est associé de recherche, et Benjamin Dachis est directeur des affaires publiques à l’Institut C.D. Howe. Une version antérieure de cet article a déjà été publiée par l’Institut. Voir Benjamin Dachis et Joel Balyk, « Power Surge : The Causes of (and Solutions to) Ontario’s Electricity Price Rise Since 2006 » (15 juin 2021), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/-brief_316_0.pdf>.

Les auteurs souhaitent remercier Alexandre Laurin, William B.P. Robson et James Hinds de leurs commentaires sur une ébauche antérieure. Ils remercient également Grant Bishop, Blake Shaffer et Mariam Ragab d’avoir rassemblé les données relatives à tous les réseaux provinciaux d’électricité.

1. Grant Bishop, Mariam Ragab et Blake Shaffer, « The Price of Power: Comparative Electricity Costs across Provinces » (octobre 2020), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/Commentary%20582.pdf>.
2. Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Hourly Demand Report » (dernière modification le mai 2018), en ligne : <reports.ieso.ca/public/Demand/> (Nous utilisons 2006 comme année de base pour l’analyse des données agrégées sur les coûts du réseau, car c’est la première année où nous avons des données uniformes pour toutes les parties du réseau.)
3. Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Global Adjustment (GA) » (dernière consultation le juin 2021), en ligne : <www.ieso.ca/en/%20power-data/price-overview/global-adjustment>.
4. Commission de l’énergie de l’Ontario, « Yearbook of Electricity Distributors 2019/20 » (13 août 2020), en ligne (pdf) : <www.oeb.ca/oeb/_Documents/RRR/2019_Yearbook_of_Electricity_Distributors.pdf?v=20201116>.
5. Entre 2006 et 2019, Hydro One a acquis Woodstock Hydro Services, Haldimand Country Hydro, Norfolk Power Distribution et Terrace Bay Superior Wires. En 2020, Hydro One a acquis Orillia Power Distribution et Peterborough Distribution. Nous n’incluons pas Hydro One Brampton dans la présente analyse historique ou dans l’analyse subséquente, puisqu’elle exerçait ses activités à titre de société distincte jusqu’à ce qu’elle soit fusionnée à Alectra. Ces services publics achetés représentent une petite partie des coûts totaux du secteur et ne constituent pas un élément important de l’analyse. Nous ne distinguons donc pas ces SDL qui ont fait l’objet d’une acquisition dans notre analyse ultérieure.
6. Hydro One, « 2019 Annual Report » (2020), en ligne (pdf) : <www.hydroone.com/investorrelations/Documents/AR2019/Hydro%20One%20Limited%20Annual%20Report%202019%20Financial%20Statements.pdf>.
7. Entre 2006 et 2019, les coûts administratifs de Hydro One représentaient environ de 22 à 25 % des coûts totaux. Pour le reste des SDL de l’Ontario, ces coûts représentaient environ de 28 à 33 % des coûts totaux.
8. Dans son rapport annuel de 2020, Hydro One faisait part d’économies de productivité de 738 millions de dollars depuis 2015, en donnant comme exemples de telles économies des initiatives d’optimisation de la chaîne d’approvisionnement et du parc de véhicules, des économies dans les contrats de TI ainsi que des changements aux centres d’appels des clients.
9. Commission de l’énergie de l’Ontario, communiqué, « La Commission de l’énergie de l’Ontario établit de nouveaux prix d’électricité pour les ménages et les petites entreprises » (13 octobre 2020), en ligne : <www.oeb.ca/fr/salle-des-medias/2020/la-commission-de-lenergie-de-lontario-etablit-de-nouveaux-prix-delectricite>.
10. Commission de l’énergie de l’Ontario, communiqué, « La tarification selon l’heure de consommation et la tarification par palier sont à nouveau en vigueur » (22 février 2021), en ligne : <www.oeb.ca/fr/salle-des-medias/2021/la-tarification-selon-lheure-de-consommation-et-la-tarification-par-palier>.
11. En 2017, le gouvernement de l’Ontario a mis en place un programme de refinancement sans coût fiscal apparent qui, après avoir en partie amené le vérificateur général à remettre en question l’exactitude des états financiers de la province, a été converti en subvention explicite financée par les contribuables.
12. Gouvernement de l’Ontario, « Ministère de l’Énergie, du Développement du Nord et des Mines – Budget des dépenses (2021–2022) » (21 avril 2021), en ligne : <www.ontario.ca/fr/page/ministere-de-lenergie-du-developpement-du-nord-et-des-mines-budget-des-depenses-2021-2022>.
13. Malheureusement, il n’existe pas de données comparables sur la capacité de production pour mesurer le coût unitaire des composantes du RG.
14. Bishop, Ragab et Shaffer, supra note 1.
15. Grant Bishop et Benjamin Dachis, « Ontario Industrial Power Prices are Set to Spike: A Four-part Reform » (5 mai 2021), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/IM-Bishop-2020-0505.pdf>.
16. Pour sa part, Hydro-Québec offre des crédits aux grands clients en échange d’une réduction de la consommation d’électricité à sa demande. Voir Hydro-Québec, « Options d’électricité interruptible pour la clientèle au tarif L » (dernière consultation le 15 juin 2021), en ligne : <www.hydroquebec.com/affaires/espace-clients/tarifs/option-electricite-interruptible-clientele-grande-puissance.html>.
17. Commission de l’énergie de l’Ontario, « Staff Research Paper: Examination of Alternative Price Designs for the Recovery of Global Adjustment Costs from Class B Consumers in Ontario » (28 février 2019), en ligne (pdf) : <www.oeb.ca/sites/default/files/rpp-roadmap-staff-research-paper-20190228.pdf>.
18. Bureau du vérificateur général de l’Ontario, « Rapport annuel 2011 » (automne 2011) aux pp 96–133, en ligne (pdf) : <www.auditor.on.ca/fr/content-fr/annualreports/arreports/fr11/2011ar_fr.pdf>.
19. LO 2009, c 12, annexe A.
20. George Vegh, « Electricity Procurements in Ontario: Time for a New Approach » (27 février 2020), en ligne (pdf) : Ontario 360 <on360.ca/wp-content/uploads/2020/02/Electricity-Procurements-in-Ontario-Time-for-a-New-ApproachFINAL-1.pdf>.
21. Michael Trebilcock, « Ontario’s Green Energy Experience: Sobering Lessons for Sustainable Climate Change Policies » (15 août 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/e-brief_263.pdf>.
22. Jeffery Church, « Defining the Public Interest in Regulatory Decisions: The Case for Economic Efficiency » (9 mai 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/Commentary_478.pdf>.
23. Sara Hastings-Simon et Blake Shaffer, « Valuing Alberta’s Renewable Electricity Program » (mars 2021), en ligne (pdf) : University of Calgary, The School of Public Policy <www.policyschool.ca/wp-content/uploads/2021/03/EEP-trends-Shaffer.pdf>.
24. A.J. Goulding, « Dammed If You Do: How Sunk Costs Are Dragging Canadian Electricity Ratepayers Underwater » (17 janvier 2019), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/Commentary_528.pdf>.
25. A.J. Goulding, « A New Blueprint for Ontario’s Electricity Market » (18 septembre 2013), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/Commentary_389_0.pdf>.
26. Voir Blake Shaffer, « Using Forward Contracts to Deliver Reliable and Affordable Power » (18 octobre 2019), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/IM-Shaffer-2019-10-18.pdf>.
27. Les coûts administratifs sont ajustés pour tenir compte des coûts plus élevés des SDL qui desservent un vaste territoire. Les coûts administratifs par client d’une SDL sont positifs s’ils sont plus élevés que ceux d’une SDL de densité moyenne de la clientèle, et négatifs si les coûts sont inférieurs à la moyenne. Cette méthodologie est conforme à celle de Stephen Fyfe, Mark Garner et George Vegh, « Mergers by Choice, Not Edict: Reforming Ontario’s Electricity Distribution Policy » (25 mars 2013), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/Commentary_376_0.pdf>.
28. Ibid.
29. Ibid.
30. De nombreuses administrations publiques en Amérique du Nord (y compris l’Ontario) ont montré que les investisseurs privés sont prêts à investir dans ces segments du marché, ce qui indique l’absence de vide sur le marché.
31. Steven Robins, « Surge Capacity: Selling City-owned Electricity Distributors to Meet Broader Municipal Infrastructure Needs » (19 avril 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe <www.cdhowe.org/sites/default/files/attachments/research_papers/mixed/e-brief_257.pdf>.
32. L’étude de l’effet de l’atténuation du prix de l’électricité sur la consommation d’électricité dépasse le cadre de ce document.