{"id":1056,"date":"2015-06-14T00:02:55","date_gmt":"2015-06-14T00:02:55","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=1056"},"modified":"2015-06-25T14:06:03","modified_gmt":"2015-06-25T14:06:03","slug":"improving-ontarios-energy-infrastructure-reducing-the-cost-of-ldcs","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/improving-ontarios-energy-infrastructure-reducing-the-cost-of-ldcs","title":{"rendered":"Am\u00e9liorer l\u2019infrastructure \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Ontario : R\u00e9duire le c\u00f4ut des EDL"},"content":{"rendered":"

En date de d\u00e9cembre 2013, 73 entreprises de distribution locales (EDL) \u00e9taient r\u00e9gies par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO). Tel qu\u2019il est illustr\u00e9 \u00e0 la figure 1, la taille de ces soci\u00e9t\u00e9s de distribution varie grandement, allant d\u2019Hydro 2000, qui ne compte que 1220 clients et 21\u00a0km de r\u00e9seau, \u00e0 Hydro One Networks, qui compte 1,2 million d\u2019abonn\u00e9s et 120\u00a0000\u00a0km de r\u00e9seau. Bien qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019un nombre important de entreprises de distribution comparativement aux autres provinces et pays, la situation actuelle repr\u00e9sente une r\u00e9duction consid\u00e9rable par rapport au pr\u00e8s de 400 services publics qui existaient en 19231<\/sup>. La majorit\u00e9 des fusions de EDL ont eu lieu vers la fin des ann\u00e9es 1990. Il y a eu une lev\u00e9e temporaire des dispositions provinciaux relatives aux droit de mutation qui a encourag\u00e9e en effet les municipalit\u00e9s \u00e0 vendre leurs actifs de distribution \u00e0 Hydro One. Depuis ce temps, les fusions ont \u00e9t\u00e9 ralentis et se sont concr\u00e9tis\u00e9es suite \u00e0 des r\u00e9organisations volontaires de municipalit\u00e9s voisines, par exemple Powerstream, Veridian Connections, Horizon Utilities et, plus r\u00e9cemment, Lakeland Power (voir la figure 1<\/em>).<\/p>\n

\"Screen<\/p>\n

Le rapport \u00ab\u00a0Drummond\u00a0\u00bb de 2012 faisait \u00e9tat des \u00e9conomies de co\u00fbts qui pourraient \u00eatre r\u00e9alis\u00e9es gr\u00e2ce \u00e0 d\u2019autres fusions de EDL en Ontario3<\/sup>. Depuis ce temps, des propositions ont \u00e9t\u00e9 faites quant \u00e0 la fa\u00e7on de proc\u00e9der \u00e0 ces fusions. Cela comprends l\u2019assouplissement du droit de mutation afin d\u2019encourager des fusions similaires \u00e0 celles de la fin des ann\u00e9es 19904 <\/sup>cr\u00e9ant ainsi des distributeurs r\u00e9gionaux comptant chacun un minimum de 400\u00a0000 clients5<\/sup>. De plus, le Conseil consultatif de la premi\u00e8re ministre pour la gestion des biens provinciaux a \u00e9mis le rapport connu sous le nom du \u00ab rapport Ed Clark \u00bb qui recommande la fusion d\u2019Hydro One Brampton avec d\u2019autres entreprises de distributions situ\u00e9 dans la RGTH6 <\/sup>afin de cr\u00e9er une entit\u00e9 comparable \u00e0 Toronto Hydro7<\/sup>. Le conseil consultatif esp\u00e8re qu\u2019une telle fusion d\u00e9clenchera davantage de consolidation laissant trois \u00e0 quatre entreprises de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provinciale8<\/sup>.<\/p>\n

Le pr\u00e9sent article propose une m\u00e9thode alternative pour r\u00e9organiser les EDL en l\u2019Ontario. Pour ce faire, deux questions sont explor\u00e9es \u2013 \u00e0 savoir, d\u2019abord, si les plus grandes EDL sont plus \u00e9conomiques9
\n<\/sup>et, deuxi\u00e8mement, si la participation du secteur priv\u00e9 a entra\u00een\u00e9 une r\u00e9duction des co\u00fbts. Le pr\u00e9sent article sugg\u00e8re une fusion des plus petites EDL en de plus grandes entreprises de distribution r\u00e9gionales (EDR) et l\u2019exploitation de EDR \u00e0 titre de franchise priv\u00e9e, \u00e0 l\u2019instar d\u2019autres concessions provinciales comme les services d\u2019examen de conduite10<\/sup>. L\u2019auteur estime que cette solution met un frein \u00e0 la convergence entre l\u2019ar\u00e8ne politique et les forces de l\u2019industrie r\u00e9gissant la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie. Ce cir\u00e9fute la perception traditionnelle selon laquelle la concurrence dans ce secteur est impossible.<\/p>\n

Question 1\u00a0: Les plus grandes EDL sont-elles plus \u00e9conomiques?<\/h2>\n

Il y a diverses explications logiques pour comprendre les diff\u00e9rences de co\u00fbts entre les EDL de l\u2019Ontario. Par exemple, les EDL avec une r\u00e9gion peu dens\u00e9ment peupl\u00e9e auront des co\u00fbts d\u2019entretien par personne plus \u00e9lev\u00e9s en raison des plus grandes distances que doivent parcourir les \u00e9quipes d\u2019entretien et des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques qui peuvent \u00eatre plus rigoureuses. Par cons\u00e9quent, afin de tirer des conclusions significatives au sujet des \u00e9conomies relatives des EDL, il serait pr\u00e9f\u00e9rable de se concentrer sur les co\u00fbts d\u2019administration11<\/sup>. En cette \u00e9poque des communications mobiles, les co\u00fbts d\u2019administration devraient \u00eatre mieux harmonis\u00e9s entre les EDL que les co\u00fbts de fonctionnement et d\u2019entretien (F et E) (voir la figure 2<\/em>).<\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Le trac\u00e9 des EDL selon les co\u00fbts administratifs par client par rapport aux nombres totaux de clients met en \u00e9vidence une tendance \u00e0 la baisse entre les EDL comptant moins de 25\u00a0000 clients et celles en comptant environ 150\u00a0000 (voir la figure 2<\/em>). Ces r\u00e9sultats concordent avec les analyses ant\u00e9rieures qui faisaient \u00e9galement \u00e9tat d\u2019une tendance \u00e0 la baisse dans les co\u00fbts, mais avec une augmentation subs\u00e9quente des co\u00fbts moyens pour les plus importants services publics12<\/sup>. Il est donc possible qu\u2019il y ait un point d\u2019inflexion et que la fusion des plus grandes EDL de la province ne m\u00e8ne pas n\u00e9cessairement \u00e0 des \u00e9conomies suppl\u00e9mentaires. Toutefois, les calculs du pr\u00e9sent auteur montrent bien que la fusion des plus petites EDL de l\u2019Ontario (celles comptant moins de 25\u00a0000 clients) pourrait g\u00e9n\u00e9rer des \u00e9conomies de co\u00fbts de plus de 40\u00a0millions de dollars, \u00e9tant donn\u00e9 que les co\u00fbts d\u2019administration comptent pour 40 \u00e0 60\u00a0% des budgets de ces EDL13<\/sup>.<\/p>\n

Recommandation 1\u00a0: Fusionner les plus petites EDL en plus grandes EDR<\/h2>\n

Bien qu\u2019une analyse plus approfondie de la situation optimale des EDR en ce qui \u00e0 trait \u00e0 leur taille et leur nombre s\u2019imposerait, il est peu probable que le minimum de 400\u00a0000 clients recommand\u00e9s dans le rapport de 2012 du Comit\u00e9 ontarien d\u2019examen du secteur de la distribution soient requis (voir la figure 2<\/em>)14<\/sup>. En outre, la recommandation dans le rapport Ed Clark de limiter les EDL \u00e0 trois \u00e0 quatre pourrait \u00eatre sous-optimale. Dans les r\u00e9gions rurales, la solution la plus rentable pourrait \u00eatre de 150\u00a0000 \u00e0 200\u00a0000\u00a0clients, tout nombre plus \u00e9lev\u00e9 risquerait d\u2019entra\u00eener des d\u00e9s \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle15<\/sup>. Un nombre plus \u00e9lev\u00e9 que le trois \u00e0 quatre de EDR recommand\u00e9 ant\u00e9rieurement favoriserait \u00e9galement la concurrence dans le march\u00e9 des concessions, permettrait aux plus petits exploitants d\u2019acc\u00e9der au processus d\u2019appel d\u2019offres et r\u00e9duirait les co\u00fbts entre les EDR (voir la recommandation\u00a02).<\/p>\n

Question 2\u00a0: La participation du secteur priv\u00e9 aux EDL entra\u00eene-t-elle une r\u00e9duction des co\u00fbts?<\/h2>\n

Plusieurs sp\u00e9cialistes ont fait \u00e9tat des \u00e9conomies de co\u00fbts que pouvait entra\u00eener la sous-traitance de l\u2019exploitation de l\u2019infrastructure publique au secteur priv\u00e9. Jose Gomez-Ibanez classe ces \u00e9conomies de co\u00fbts entre les 20 \u00e0 40\u00a0%16<\/sup>. Sally Hunt encourage \u00e9galement la participation du secteur priv\u00e9 au domaine de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, soulignant qu\u2019aucun pays n\u2019est retourn\u00e9 \u00e0 une tarification r\u00e9glement\u00e9e depuis l\u2019adoption du mod\u00e8le concurrentiel pour appuyer sa position17<\/sup>. Au Canada, le point de vue selon lequel la participation du secteur priv\u00e9 dans l\u2019infrastructure publique serait plus rentable est plus nuanc\u00e9. La province de l\u2019Ontario jouit d\u2019un co\u00fbt d\u2019investissement inf\u00e9rieur \u00e0 celui des soci\u00e9t\u00e9s canadiennes, ce qui lui permet d\u2019\u00e9laborer des projets d\u2019immobilisations plus rentables18<\/sup>, et les exp\u00e9riences avec les exploitants de services publics du secteur priv\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 mitig\u00e9es19<\/sup>. Toutefois, selon le V\u00e9rificateur g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019Ontario, les co\u00fbts de F et E pour les 74 projets de DMFA20<\/sup> en cours ont \u00e9t\u00e9 de 27\u00a0% inf\u00e9rieurs aux estimations pour le secteur public21<\/sup>.<\/p>\n

En Ontario, alors que la majorit\u00e9 des EDL r\u00e9glement\u00e9es sont la propri\u00e9t\u00e9 de la province, ou de la municipalit\u00e9, sept d\u2019entre elles ont, au cours des 15 derni\u00e8res ann\u00e9es, b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 d\u2019investissements priv\u00e9s (voir la figure 3<\/em>). Bien qu\u2019il y aie moins de 10\u00a0% des EDL de la province privatis\u00e9e, cette petite proportion, est une indication des r\u00e9percussions possibles de la participation du priv\u00e9.<\/p>\n

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Des sept EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9es\u00a0\u00bb, seules Algoma Power et Canadian Niagara sont enti\u00e8rement d\u00e9tenues et exploit\u00e9es par le secteur priv\u00e9 et offrent donc une meilleure indication des r\u00e9percussions possibles de la privatisation de l\u2019exploitation des EDL. Borealis est une division du fonds de pension OMERS un partenaire minoritaire d\u2019Enersource. Compte tenu du manque d\u2019exp\u00e9rience de Borealis en mati\u00e8re d\u2019exploitation, ceci illustre un exemple d\u2019investissement du priv\u00e9 dans une entreprise d\u2019\u00c9tat qu\u2019une exploitation privatis\u00e9e. La valeur analytique des quatre autres EDL se localise entre les EDL d\u00e9tenues en propri\u00e9t\u00e9 exclusive et Enersource. Dans chaque cas, la municipalit\u00e9 a conserv\u00e9 la majorit\u00e9 de la responsabilit\u00e9 d\u2019exploitation, mais a conclu des partenariats avec des exploitants priv\u00e9s pour r\u00e9aliser des \u00e9conomies et apporter des am\u00e9liorations sur le plan op\u00e9rationnel22 <\/sup>(voir la figure 3<\/em>).<\/p>\n

Au moyen des donn\u00e9es recueillies par la CEO, les co\u00fbts pour chaque EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9e\u00a0\u00bb ont \u00e9t\u00e9 analys\u00e9s en fonction de trois param\u00e8tres\u00a0:<\/p>\n

    \n
  1. Les variations de co\u00fbt depuis la privatisation compar\u00e9es \u00e0 la variation moyenne du co\u00fbt pour toutes les EDL de l\u2019Ontario au cours de la m\u00eame p\u00e9riode (\u00ab\u00a0analyse de variation du co\u00fbt\u00a0\u00bb)23<\/sup>;<\/li>\n
  2. Les co\u00fbts d\u2019administration par client pour les EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9es\u00a0\u00bb compar\u00e9s aux co\u00fbts d\u2019administration par client pour leurs groupes d\u2019homologues24<\/sup> (\u00ab\u00a0Analyse par client\u00a0\u00bb);<\/li>\n
  3. Les co\u00fbts d\u2019administration par kilom\u00e8tre de distribution pour chaque EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9e\u00a0\u00bb compar\u00e9s \u00e0 la moyenne pour leurs groupes d\u2019homologues (analyse par km)25<\/sup>.<\/li>\n<\/ol>\n

    a) Analyse de variation du co\u00fbt<\/h3>\n

    Les variations des co\u00fbts d\u2019administration et de F et E des EDL depuis la privatisation ont \u00e9t\u00e9 compar\u00e9es \u00e0 la variation provinciale moyenne au cours de la m\u00eame p\u00e9riode26<\/sup>. Afin d\u2019\u00e9liminer les effets des variations de co\u00fbt li\u00e9es au volume, le pourcentage de variation dans les kWh factur\u00e9s pour chaque EDL a \u00e9t\u00e9 d\u00e9duit du pourcentage de variation du co\u00fbt27,28<\/sup>. Algoma Power et Canadian Niagara (les deux EDL exploit\u00e9es en entreprise priv\u00e9e) ont affich\u00e9 des variations de co\u00fbt favorables depuis la privatisation par rapport \u00e0 la moyenne provinciale. Depuis 2009, Algoma Power, dont les variations dans les co\u00fbts d\u2019administration ont surpass\u00e9 de 18\u00a0% la moyenne provinciale, a toutefois affich\u00e9 un niveau inf\u00e9rieur de 2,5\u00a0% \u00e0 la moyenne provinciale pour les co\u00fbts de F et E29<\/sup>. Canadian Niagara a surpass\u00e9 la moyenne provinciale pour les co\u00fbts d\u2019administration et de F et E depuis 2002, de 8 et de 40\u00a0% respectivement. Les r\u00e9sultats pour les cinq EDL priv\u00e9es minoritaires mais exploit\u00e9es au niveau municipal, sont moins impressionnants. Seules Westario Power et Entegrus ont surpass\u00e9 la moyenne provinciale, et seulement dans une cat\u00e9gorie chacune. Pour Enersource, Grimsby Power et Rideau St Lawrence, les variations de prix ont \u00e9t\u00e9 beaucoup plus \u00e9lev\u00e9es que la moyenne provinciale (voir la figure 4<\/em>).<\/p>\n

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    b) Analyse par client<\/h3>\n

    Cette analyse visait \u00e0 comparer les co\u00fbts d\u2019administration par client pour chaque EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9e\u00a0\u00bb \u00e0 la moyenne d\u2019un groupe d\u2019homologues. Cette analyse, combin\u00e9e \u00e0 l\u2019\u00ab\u00a0analyse par km\u00a0\u00bb, a permis de d\u00e9terminer si l\u2019exploitation des EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9es\u00a0\u00bb \u00e9tait plus \u00e9conomique (voir la figure 5<\/em>).<\/p>\n

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    Cinq des sept EDL privatis\u00e9es affichaient des co\u00fbts d\u2019administration par client moins \u00e9lev\u00e9s que la moyenne pour leur groupe d\u2019homologues. Les deux autres EDL, Algoma Power et Enersource, affichaient des co\u00fbts par client beaucoup plus \u00e9lev\u00e9s que leur groupe d\u2019homologues, soit 47 et 37\u00a0% plus \u00e9lev\u00e9s respectivement. En moyenne, les co\u00fbts pour les EDL privatis\u00e9es \u00e9taient 3,1\u00a0% plus \u00e9lev\u00e9s, mais 2,5\u00a0% moins \u00e9lev\u00e9s en excluant Enersource.<\/p>\n

    c) Analyse par km<\/h3>\n

    Cette analyse visait \u00e0 comparer les co\u00fbts d\u2019administration par km pour chaque EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9e\u00a0\u00bb \u00e0 ceux de son groupe d\u2019homologues (voir la figure 6<\/em>).<\/p>\n

    \"\"<\/p>\n

    Dans cette analyse, six des sept EDL \u00ab\u00a0privatis\u00e9es\u00a0\u00bb affichaient des co\u00fbts moins \u00e9lev\u00e9s que la moyenne de leur groupe d\u2019homologues. Notamment, Algoma Power et Canadian Niagara affichaient toutes deux des \u00e9conomies allant de 50 \u00e0 70\u00a0% par rapport \u00e0 leurs homologues respectifs. Seule Enersource affichait des co\u00fbts plus \u00e9lev\u00e9s que ceux de son groupe d\u2019homologues. En moyenne, les EDL privatis\u00e9es affichaient des co\u00fbts moins \u00e9lev\u00e9s de 31,0\u00a0% par rapport \u00e0 leur groupe d\u2019homologues, et de 37,4\u00a0% en excluant Enersource.<\/p>\n

    Bien qu\u2019il s\u2019agisse certes d\u2019un \u00e9chantillon de petite taille, les r\u00e9sultats sugg\u00e8rent effectivement que l\u2019exploitation de EDL priv\u00e9es a men\u00e9 \u00e0 une r\u00e9duction des co\u00fbts (voir les figures 3, 4 et 5<\/em>). Toutefois, la disparit\u00e9 que repr\u00e9sente Algoma Power m\u00e9rite d\u2019\u00eatre soulign\u00e9e. Bien qu\u2019elle soit la EDL la plus co\u00fbteuse de la province, elle est \u00e9galement celle qui dessert la deuxi\u00e8me plus grande r\u00e9gion avec la plus faible densit\u00e9 de population. Par ailleurs, \u00e9tant donn\u00e9 qu\u2019Algoma Power a largement surpass\u00e9 le reste de la province dans les co\u00fbts d\u2019administration (voir la figure 4<\/em>) depuis que Fortis est devenu propri\u00e9taire il y a 5 ans, cet exemple vient quand m\u00eame appuyer la participation du secteur priv\u00e9 dans l\u2019exploitation des EDL.<\/p>\n

    Recommandation 2\u00a0: Mettre en place des franchises d\u2019exploitation pour les EDR<\/h2>\n

    Les \u00e9conomies souhait\u00e9es peuvent \u00eatre r\u00e9alis\u00e9es et les obstacles qui d\u00e9courageaient la participation du secteur priv\u00e9 dans les EDL peuvent \u00eatre surmont\u00e9s au moyen de concessions d\u2019exploitation. Ces concessions r\u00e8glent le probl\u00e8me du manque de concurrence dans le march\u00e9 en cr\u00e9ant une concurrence \u00ab\u00a0pour le march\u00e9\u00a0\u00bb30<\/sup>.<\/p>\n

    Premi\u00e8rement, la privatisation des EDL de l\u2019Ontario a \u00e9t\u00e9 un point sensible sur le plan politique. Trois craintes sous-tendent cette pr\u00e9misse\u00a0: soit que la privatisation des r\u00e9seaux de distribution m\u00e8ne \u00e0 un abus du monopole naturel par une hausse de la tarification31<\/sup>, qu\u2019elle entra\u00eene une r\u00e9duction des avantages de non-usage associ\u00e9s au service et enfin, qu\u2019elle contribue \u00e0 une perte du contr\u00f4le public sur l\u2019infrastructure32<\/sup>. Bien que les accords de concession ne puissent pas alt\u00e9rer le monopole physique des EDL, ils sont un bon moyen de favoriser la concurrence. L\u2019utilisation d\u2019appels d\u2019offres \u00e0 prix fixes peut att\u00e9nuer les craintes de co\u00fbts abusifs, et le public sera assur\u00e9 d\u2019obtenir la solution la plus \u00e9conomique33<\/sup>. De plus, les exemples ant\u00e9rieurs d\u2019appels d\u2019offres qui n\u2019ont pas men\u00e9 \u00e0 une perte des avantages de non-usage devraient dissiper les inqui\u00e9tudes \u00e0 cet effet. Par exemple, la privatisation de l\u2019enl\u00e8vement des ordures dans certaines parties de la ville de Toronto a men\u00e9 \u00e0 une r\u00e9duction des co\u00fbts et une am\u00e9lioration du service34<\/sup>. Pour terminer, en ayant recours \u00e0 des concessions d\u2019exploitation, les municipalit\u00e9s pourront conserver la propri\u00e9t\u00e9 des EDL et conclure des ententes d\u2019acc\u00e8s avec les concessionnaires (voir la figure 7<\/em>).<\/p>\n

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    Deuxi\u00e8mement, ldroit de mutation de l\u2019Ontario constituait un obstacle majeur \u00e0 la fusion des EDL dans la province35<\/sup>. Le terme des accords de concession ne d\u00e9passerait pas 50 ans, ce qui permettrait d\u2019\u00e9viter cet obstaclesrelatifs au droit de mutation36<\/sup>.<\/p>\n

    Troisi\u00e8mement, les craintes concernant \u00ab\u00a0l\u2019emprise r\u00e9glementaire\u00a0\u00bb37<\/sup> peuvent \u00eatre minimis\u00e9es gr\u00e2ce aux accords de concession qui font appel \u00e0 des processus d\u2019\u00e9valuation objective et d\u2019\u00e9quit\u00e9 ind\u00e9pendante. Afin de renforcer la transparence dans le syst\u00e8me, il serait pr\u00e9f\u00e9rable que la CEO tienne des d\u00e9pouillements publics des offres de concession, comme c\u2019est le cas actuellement au Chili pour les concessions publiques38<\/sup>. Cette transparence r\u00e9duirait encore plus la possibilit\u00e9 qu\u2019une \u00ab\u00a0emprise r\u00e9glementaire\u00a0\u00bb ne se produise. En revanche, l\u2019assurance d\u2019un caract\u00e8re juste et raisonnable est une t\u00e2che beaucoup plus difficile en vertu de la r\u00e9glementation du co\u00fbt de service39<\/sup>.<\/p>\n

    Quatri\u00e8mement, on craignait que les accords de concession dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ne soient pas en mesure de saisir les am\u00e9liorations technologiques ou rendraient la surveillance r\u00e9glementaire plus difficile40<\/sup>. Cette crainte aurait pu \u00eatre fond\u00e9e dans le pass\u00e9, mais les changements technologiques sont pris en consid\u00e9ration au moyen d\u2019innovations juridiques comme des ordres de modification et des indicateurs du rendement d\u00e9taill\u00e9s avec des p\u00e9nalit\u00e9s lorsque ces objectifs ne sont pas atteints41<\/sup>. Par ailleurs, les am\u00e9liorations dans la surveillance informatis\u00e9e (au moyen de syst\u00e8mes d\u2019acquisition et de contr\u00f4le des donn\u00e9es [SCADA]) permettent aux autorit\u00e9s de r\u00e9glementation de surveiller le rendement en temps r\u00e9el et ainsi de mieux s\u2019assurer que les promesses contractuelles sont respect\u00e9es.<\/p>\n

    Pour terminer, l\u2019utilisation d\u2019appels d\u2019offres pour l\u2019exploitation des EDL de l\u2019Ontario susciterait probablement un fort int\u00e9r\u00eat de la part du secteur priv\u00e9. En plus de Fortis et de Corix, les autres exploitants priv\u00e9s avec les comp\u00e9tences n\u00e9cessaires dans le secteur de la distribution comprennent ATCO, Emera, Enbridge et SNC-Lavalin. Qui plus est, \u00e9tant donn\u00e9 que SIERE servira de barri\u00e8re entre les producteurs et les distributeurs, il y aura tr\u00e8s peu de raisons d\u2019interdire aux producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 puissent \u00e9galement pr\u00e9senter des offres42<\/sup>.<\/p>\n

    Les r\u00e9sultats empiriques illustrent bien que d\u2019importantes \u00e9conomies annuelles seraient r\u00e9alis\u00e9es par la fusion des plus petites EDL de l\u2019Ontario. D\u2019autres \u00e9conomies pourraient \u00eatre r\u00e9alis\u00e9es par la privatisation de l\u2019exploitation de EDL. Bien qu\u2019on a mis l\u2019emphase sur la fusion EDL, les efforts de fusion devraient se limiter aux plus petites EDL de la province plut\u00f4t que sur les plus importantes comme Hydro One Brampton. De plus, les d\u00e9cideurs politiques et conseillers devront faire preuve d\u2019innovation dans la concr\u00e9tisation de telles fusions et \u00e9viter de simplement s\u2019en remettre aux investisseurs priv\u00e9s.\u00a0L\u2019investissement priv\u00e9 comme tel n\u2019est pas le facteur cl\u00e9 pour r\u00e9aliser des \u00e9conomies, c\u2019est plut\u00f4t le ph\u00e9nom\u00e8ne de privatisation qui permettrait une r\u00e9duction des co\u00fbts. Le processus d\u2019appel d\u2019offres pour l\u2019exploitation des EDL aux concessionnaires priv\u00e9s permet de surmonter les obstacles qui emp\u00eachent la consolidation. Un tel programme de concession n\u2019exigerait pas de co\u00fbts inh\u00e9rents \u00e0 un amendement l\u00e9gislatif visant le droit de mutation, et permettra d\u2019\u00e9viter la controverse associ\u00e9e \u00e0 la vente d\u2019actifs publics. Le gouvernement Ontarien doit mobiliser le CEO ainsi que le Conseil consultatif pour la gestion des biens provinciaux, pour consid\u00e9rer la faisabilit\u00e9 des EDR ainsi que le programme d\u2019appels d\u2019offres au priv\u00e9 pour les contrats de gestion.<\/p>\n

    * Duncan Melville est un candidat au dipl\u00f4me Juris Doctor \u00e0 l\u2019Universit\u00e9 de Toronto. Il d\u00e9tient le titre d\u2019analyste financier agr\u00e9\u00e9 (CFA).<\/p>\n

      \n
    1. Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, The Report of the Ontario Distribution Sector Review Panel <\/em>(d\u00e9cembre 2012) \u00e0 la p 5.<\/li>\n
    2. Ibid<\/em> \u00e0 la p 7.<\/li>\n
    3. Donald Drummond, Commission de la r\u00e9forme des services publics de l\u2019Ontario <\/em>(2012) \u00e0 la p 331.<\/li>\n
    4. Stephen Fyfe, Mark Garner et George Vegh, \u00ab Mergers by Choice Not Edict: Reforming Ontario\u2019s Electricity Distribution Policy \u00bb, CD Howe Institute, commentaire no 376 (mars 2013) \u00e0 21 (Fyfe<\/em>).<\/li>\n
    5. Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, Rapport du Comit\u00e9 ontarien du secteur de la distribution <\/em>(d\u00e9cembre 2012) \u00e0 la p 39 (Rapport du COSD<\/em>).<\/li>\n
    6. R\u00e9gion du Grand Toronto et Hamilton.<\/li>\n
    7. Ed Clark et al, \u00abAtteindre un juste \u00e9quilibre : Am\u00e9lioration du rendement et augmentation de la valeur dans le secteur ontarien de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00bb, Conseille consultatif de la premi\u00e8re ministre pour la gestion des biens provinciaux (avril 2015) \u00e0 la p 13 (Rapport Ed Clark<\/em>).<\/li>\n
    8. Ibid<\/em> \u00e0 la p 12.<\/li>\n
    9. Ce point sera explor\u00e9 en moins de d\u00e9tails que la deuxi\u00e8me question en raison de l\u2019ample documentation \u00e0 ce sujet, par exemple, voir les notes 4 et 5.<\/li>\n
    10. \u00ab Convention relative aux services d\u2019examen de conduite \u00bb, Infrastructure Ontario<\/em>, en ligne : <http:\/\/www.infrastructureontario.ca\/templates\/projects.aspx?id=2147488447&langtype=1036<\/a>>.<\/li>\n
    11. Les co\u00fbts d\u2019administration comprennent \u00ab la facturation et la perception \u00bb, \u00ab la concertation publique \u00bb, \u00ab les d\u00e9penses administratives et g\u00e9n\u00e9rales \u00bb et \u00ab les d\u00e9penses publicitaires \u00bb, tel qu\u2019il est divulgu\u00e9 dans le rapport de 2013 intitul\u00e9 \u00ab 2013 Benchmarking Update Report \u00bb sur les EDL.<\/li>\n
    12. Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, 2013 Benchmarking Update Calculations<\/em>, Toronto, ao\u00fbt 2014, en ligne : CEO <http:\/\/wwww.ontarioenergyboard.ca\/OEB\/Industry\/Regulatory+Proceedings\/Policy+Initiatives+and+Consultations\/Renewed+Regulatory+Framework\/Measuring+Performance+of+Electricity+Distributors<\/a>>.<\/li>\n
    13. Fyfe<\/em>, supra<\/em> note 4 \u00e0 la p 4.<\/li>\n
    14. Rapport du COSD<\/em>, supra<\/em> note 5 \u00e0 la p 29.<\/li>\n
    15. Fyfe<\/em>, supra<\/em> note 4 \u00e0 la p 4.<\/li>\n
    16. Jose Gomez-Ibanez, Regulating Infrastructure: Monopoly, Contracts and Discretion,<\/em> Cambridge, Harvard University Press, 2003 \u00e0 la p 185.<\/li>\n
    17. Sally Hunt, Making Competition Work in Electricity<\/em>, New York, John Wiley & Sons, 2002 \u00e0 la p 5 [Hunt<\/em>].<\/li>\n
    18. Bureau de la v\u00e9rificatrice g\u00e9n\u00e9rale de l\u2019Ontario, Rapport annuel 2014<\/em> aux p 197 et 208 (Rapport 2014 du VGO<\/em>).<\/li>\n
    19. Chambre de commerce de l\u2019Ontario \u00ab Public Sector Problems, Private Sector Solutions \u00bb, (2013) \u00e0 11, en ligne : CCO <http:\/\/www.occ.ca\/Publications\/Public-Sector-Problems-Private-Sector-Solutions_Electronic.pdf<\/a>>.<\/li>\n
    20. \u00ab DMFA \u00bb signifie \u2018diversification des modes de financement et de l\u2019approvisionnement\u2019.<\/li>\n
    21. Rapport 2014 du VGO<\/em>, supra<\/em> note 18 \u00e0 199.<\/li>\n
    22. \u00ab Grimsby Power a step closer to Fortis deal \u00bb (27 mars 2009), en ligne : Niagara This Week<\/em>, <http:\/\/www.niagarathisweek.com\/news-story\/3279191-grimsby-power-a-step-closer-to-fortis-deal\/<\/a>>.<\/li>\n
    23. Les donn\u00e9es de la CEO remontent \u00e0 2002, pour les EDL privatis\u00e9es avant 2002, l\u2019ann\u00e9e 2002 a \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9e comme point de d\u00e9part.<\/li>\n
    24. La CEO compare chaque EDL \u00e0 un groupe d\u2019homologues qui tient compte de facteurs comme le lieu g\u00e9ographique de la EDL, la taille de sa client\u00e8le et le degr\u00e9 d\u2019enfouissement au sein de son r\u00e9seau.<\/li>\n
    25. Bien que les co\u00fbts d\u2019administration devraient, en th\u00e9orie, \u00eatre proportionnels au nombre de clients, des variations de co\u00fbt ont \u00e9t\u00e9 anticip\u00e9es en fonction de la r\u00e9gion g\u00e9ographique couverte. Par cons\u00e9quent, afin d\u2019en arriver \u00e0 des conclusions valables concernant ces comparaisons, il a \u00e9t\u00e9 n\u00e9cessaire de proc\u00e9der \u00e0 une \u00ab analyse par client \u00bb et \u00e0 une \u00ab analyse par km \u00bb.<\/li>\n
    26. La comparaison des variations de co\u00fbt au cours de la m\u00eame p\u00e9riode permet d\u2019assurer un certain \u00e9quilibre entre les innovations technologiques et op\u00e9rationnelles et l\u2019inflation.<\/li>\n
    27. Par exemple, depuis la privatisation, les co\u00fbts d\u2019administration d\u2019Algoma Power ont diminu\u00e9 de 5,0 % alors que le volume de kWh factur\u00e9s a augment\u00e9 de 3,3 %. La variation nette d\u2019Algoma Power a donc \u00e9t\u00e9 de -8,3 %. Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, la moyenne des co\u00fbts d\u2019administration \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de la province a augment\u00e9 de 11,8 % alors que le volume de kWh factur\u00e9s a augment\u00e9 de 1,9 %. La variation provinciale nette a donc \u00e9t\u00e9 de 10,0 %. Pour d\u00e9terminer si la EDL a surpass\u00e9 le reste de la province, la variation nette de la EDL a par la suite \u00e9t\u00e9 d\u00e9duite de la variation provinciale nette. Dans cet exemple, Algoma Power a surpass\u00e9 la moyenne provinciale par un \u00e9cart de 18,3 % (=10 % – [-8,3 %]).<\/li>\n
    28. Les comparaisons ant\u00e9rieures des variations de co\u00fbt des EDL depuis la privatisation ont \u00e9t\u00e9 r\u00e9alis\u00e9es selon un principe d\u2019absolu et n\u2019ont pas tenu compte des variations de volume. Pour un exemple, voir Murray Elston, Floyd Laughren et David McFadden, The Report of the Ontario Distribution Sector Review Panel<\/em> (d\u00e9cembre 2012) \u00e0 23.<\/li>\n
    29. Les augmentations des co\u00fbts de F et E peuvent s\u2019expliquer par le fait qu\u2019Algoma Power dessert la r\u00e9gion la moins dens\u00e9ment peupl\u00e9e des r\u00e9gions desservies par des EDL. Entre 2009 et 2013, le p\u00e9trole est pass\u00e9 de 45 $ \u00e0 plus de 100 $. Compte tenu des distances accrues couvertes par l\u2019\u00e9quipe technique d\u2019Algoma Power, les prix \u00e9nerg\u00e9tiques comptent pour une plus grande partie des co\u00fbts d\u2019Algoma Power que pour les autres EDL.<\/li>\n
    30. Paul Joskow, \u00ab Regulation of Natural Monopoly \u00bb dans Handbook of Law and Economics<\/em>, vol. 2, Mitchell Polinsky & Steven Shavell (\u00e9d.), Amsterdam: Elsevier, 2007 aux p 1227 \u00e0 1290.<\/li>\n
    31. Michael J. Trebilcock & Roy Hrab, \u201cElectricity Restructuring: A Comparative Review\u201d, Research Paper 41 \u00e0 la p 15, en ligne: University of Toronto (Faculty of Law) <http:\/\/www.law-lib.toronto.edu\/investing\/reports\/rp41.pdf<\/a>>.<\/li>\n
    32. Gomez-Ibanez<\/em>, supra<\/em> note 16 \u00e0 4-7.<\/li>\n
    33. Il est probable qu\u2019une r\u00e9vision des prix du p\u00e9trole soit requise \u2013 les exploitants priv\u00e9s ne peuvent pas se pr\u00e9munir contre ce risque de fa\u00e7on efficace.<\/li>\n
    34. \u00ab Toronto has saved $11.9M through private garbage pickup \u00bb, Radio-Canada<\/em> (16 d\u00e9cembre 2013), en ligne : <http:\/\/www.cbc.ca\/news\/canada\/toronto\/toronto-has-saved-11-9m-through-private-garbage-pickup-1.2466736<\/a>>.<\/li>\n
    35. Fyfe<\/em>, supra<\/em> note 4 \u00e0 la p 21.<\/li>\n
    36. \u00ab Les baux et la Loi sur les droits de cession immobili\u00e8re <\/em>\u00bb, Bulletin du minist\u00e8re des Finances de l\u2019Ontario, LTT 6-2000 (septembre 2009), en ligne : MFO <http:\/\/www.fin.gov.on.ca\/fr\/bulletins\/ltt\/6_2000.html<\/a>>.<\/li>\n
    37. La \u00ab capture r\u00e9glementaire \u00bb s\u2019entend de l\u2019utilisation de la r\u00e9glementation par les participants de l\u2019industrie pour leurs propres b\u00e9n\u00e9fices plut\u00f4t que dans le but pour laquelle elle a \u00e9t\u00e9 con\u00e7ue, soit de prot\u00e9ger le public. Il s\u2019agit d\u2019un bon exemple de rat\u00e9 gouvernemental. Pour plus de d\u00e9tails sur la \u00ab capture r\u00e9glementaire \u00bb, voir George Stigler, \u00ab The Theory of Economic Regulation \u00bb, Bell J Econ Man Sci<\/em>, vol. 2:1 (1971).<\/li>\n
    38. Andrew Hill, \u00ab Foreign Infrastructure Investment in Chile: The Success of Public-Private Partnerships through Concession Contracts \u00bb, 32 Northwestern Journal of International Law & Business<\/em> 165 \u00e0 180.<\/li>\n
    39. Supra<\/em>, note<\/em> 13 \u00e0 35.<\/li>\n
    40. Supra<\/em>, note<\/em> 13 \u00e0 24-25.<\/li>\n
    41. Pour un exemple, voir Convention relative aux services d\u2019examen de conduite<\/em>, supra<\/em> note 10 \u00e0 la p 31.<\/li>\n
    42. Hunt<\/em>, supra note 17 \u00e0 la p 6.<\/li>\n<\/ol>\n

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      En date de d\u00e9cembre 2013, 73 entreprises de distribution locales (EDL) \u00e9taient r\u00e9gies par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO). 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