Le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario est nettement diff\u00e9rent de celui qui avait \u00e9t\u00e9 envisag\u00e9 lors de son ouverture en mai 2002. Avant l\u2019ouverture du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, on s\u2019attendait \u00e0 ce que ce dernier assure la concurrence, des prix plus bas et des signaux de prix transparents aux consommateurs et aux investisseurs.<\/p>\n
Pourtant, avec le temps, ces principes sont devenus des pr\u00e9occupations secondaires, supplant\u00e9s par de nouvelles priorit\u00e9s qui ont fait augmenter les prix, r\u00e9duit la concurrence et fauss\u00e9 les signaux de prix.<\/p>\n
L\u2019Ontario a de nouveau remodel\u00e9 les principaux \u00e9l\u00e9ments de son march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 afin de tenir un certain nombre de promesses faites en 2002. Le pr\u00e9sent rapport donne des indications sur ce qui n\u2019a pas fonctionn\u00e9 et sur la mani\u00e8re dont ces questions seront trait\u00e9es \u00e0 l\u2019avenir.<\/p>\n
PARTIE I : L\u2019ASCENSION ET LE D\u00c9CLIN DU POUVOIR PUBLIC EN ONTARIO<\/strong><\/p>\n L\u2019histoire du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario commence r\u00e9ellement en 1906.<\/p>\n C\u2019est \u00e0 cette \u00e9poque que la province a fond\u00e9 l\u2019Hydro Electric Company of Ontario (HELCO<\/strong>) \u2014 ou \u00ab\u00a0Hydro\u00a0\u00bb \u2014 dirig\u00e9e par Adam Beck. Alors qu\u2019Hydro a \u00e9t\u00e9 cr\u00e9\u00e9e pour construire, poss\u00e9der et exploiter un r\u00e9seau de transport pour fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 partout en Ontario, elle a rapidement \u00e9largi cette vision pour inclure la construction de barrages hydro\u00e9lectriques[1]<\/sup>. Le mantra d\u2019Hydro \u00e9tait de fournir \u00ab\u00a0l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au prix co\u00fbtant[2]<\/sup>\u00a0\u00bb.<\/p>\n Hydro a fini par prendre le contr\u00f4le de tout le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, mais non sans controverse. Dans les ann\u00e9es 1920, apr\u00e8s une s\u00e9rie de d\u00e9passements de co\u00fbts pour l\u2019un de ses plus grands projets de production \u2014 la centrale de Queenston-Chippawa (rebaptis\u00e9e plus tard Adam Beck 1) \u2014 la dette d\u2019Hydro repr\u00e9sentait plus de la moiti\u00e9 de la dette totale de la province[3]<\/sup>. En 1924, une commission a constat\u00e9 que de nombreux projets de construction d\u2019Hydro \u00e9taient inutilement \u00e9labor\u00e9s et co\u00fbteux[4]<\/sup>.<\/p>\n Mais avec l\u2019importance d\u2019Hydro pour le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en pleine croissance et l\u2019\u00e9conomie provinciale solidement \u00e9tablie \u2014 tout en restant populaire aupr\u00e8s du grand public \u2014 l\u2019influence \u00e9conomique et politique d\u2019Hydro s\u2019est renforc\u00e9e.<\/p>\n La demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a continu\u00e9 de cro\u00eetre d\u2019ann\u00e9e en ann\u00e9e et de d\u00e9cennie en d\u00e9cennie, ce qui a conduit Hydro \u2014 officiellement transform\u00e9e en soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00c9tat dans les ann\u00e9es 1970 et rebaptis\u00e9e Ontario Hydro \u2014 \u00e0 \u00e9tendre son parc de production au-del\u00e0 des barrages hydro\u00e9lectriques. Dans les ann\u00e9es 1950 et 1960, elle a commenc\u00e9 \u00e0 construire une s\u00e9rie de grands producteurs au charbon, comme la centrale de Lakeview \u2014 la plus grande centrale au charbon du monde \u00e0 l\u2019\u00e9poque[5]<\/sup>.<\/p>\n Dans les ann\u00e9es 1970, Ontario Hydro a commenc\u00e9 la construction d\u2019une s\u00e9rie de g\u00e9n\u00e9rateurs nucl\u00e9aires, mettant en service en 1971 la centrale \u00e0 quatre unit\u00e9s de Pickering, la premi\u00e8re centrale nucl\u00e9aire \u00e0 grande \u00e9chelle au Canada. Dans les ann\u00e9es 1970 et 1980, Hydro a construit la centrale \u00e0 quatre unit\u00e9s de Bruce (Bruce A<\/strong>), quatre autres unit\u00e9s \u00e0 Pickering (Pickering B<\/strong>) et quatre autres unit\u00e9s \u00e0 Bruce (Bruce B<\/strong>). En 1990 \u2014 apr\u00e8s des ann\u00e9es de retards et des milliards de dollars de d\u00e9passement de co\u00fbts \u2014 Ontario Hydro a achev\u00e9 la construction de la centrale \u00e0 quatre unit\u00e9s de Darlington, se transformant ainsi en une entreprise \u00e0 pr\u00e9dominance nucl\u00e9aire[6]<\/sup>. En 1992, son parc nucl\u00e9aire repr\u00e9sentait 53 % de la production totale[7]<\/sup>.<\/p>\n Les ambitions nucl\u00e9aires d\u2019Ontario Hydro contrastent fortement avec sa sant\u00e9 financi\u00e8re. Lorsque la centrale de Darlington a \u00e9t\u00e9 achev\u00e9e en 1991, l\u2019Ontario souffrait d\u2019une grave r\u00e9cession \u00e9conomique, mais Ontario Hydro faisait pression pour une augmentation de 40 % des tarifs.<\/p>\n \u00c0 l\u2019\u00e9poque, la dette d\u2019Ontario Hydro s\u2019\u00e9levait \u00e0 plus d\u2019un tiers de l\u2019endettement total de la province. La d\u00e9t\u00e9rioration financi\u00e8re a abouti \u00e0 une s\u00e9rie d\u2019amortissements. D\u2019abord, une r\u00e9duction de 3,6 milliards de dollars en 1993, puis une autre de 6,6 milliards de dollars en 1997[8]<\/sup>. Il s\u2019agit des deux plus grandes d\u00e9pr\u00e9ciations de l\u2019histoire 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 d\u00e9cennie et jusqu\u2019en 2002[9]<\/sup>. \u00c0 la fin de l\u2019ann\u00e9e 1997, 8 des 19 r\u00e9acteurs nucl\u00e9aires d\u2019Ontario Hydro ont \u00e9t\u00e9 ferm\u00e9s en raison de leur faible rendement et de probl\u00e8mes de s\u00e9curit\u00e9[10]<\/sup>.<\/p>\n La r\u00e9putation d\u2019Ontario Hydro, tout comme ses finances, \u00e9tait au bord de l\u2019effondrement[11]<\/sup>.<\/p>\n L\u2019un des plus grands probl\u00e8mes auxquels Ontario Hydro a d\u00fb faire face \u00e9tait qu\u2019elle a surdimensionn\u00e9 le r\u00e9seau en partant du principe que la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 continuerait d\u2019augmenter, comme cela s\u2019est produit tout au long du XXe<\/sup> si\u00e8cle. \u00c0 la fin des ann\u00e9es 1980, Ontario Hydro pr\u00e9voyait que la demande atteindrait 184 TWh en 2000, soit pr\u00e8s de 20 % de plus que la demande r\u00e9elle de 153 TWh cette ann\u00e9e-l\u00e0 et plus de 50 TWh de plus que la demande en 2017[12]<\/sup>. \u00c0 court terme, Ontario Hydro s\u2019attendait \u00e0 ce que la demande atteigne 159 TWh en 1994, m\u00eame si la demande r\u00e9elle s\u2019est av\u00e9r\u00e9e \u00eatre de 135\u00a0TWh[13]<\/sup>.<\/p>\n En bref, l\u2019offre du service public \u00e9tait trop importante et la demande pour celui-ci trop faible.<\/p>\n \u00c9tant donn\u00e9 que de nombreux co\u00fbts d\u2019Ontario Hydro \u00e9taient fixes, la baisse de la demande a augment\u00e9 le co\u00fbt moyen \u00e0 recouvrer pour chaque unit\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 produite. En cons\u00e9quence, Ontario Hydro a demand\u00e9 une augmentation de 40 % des tarifs en pleine r\u00e9cession. Un jugement public sur le sort de l\u2019\u00e9nergie publique s\u2019est impos\u00e9[14]<\/sup>.<\/p>\n En 1999, le r\u00e8gne d\u2019Ontario Hydro en tant que monopole de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la province \u00e9tait officiellement termin\u00e9.<\/p>\n En fin de compte, Ontario Hydro s\u2019est retrouv\u00e9e avec 38,1 milliards de dollars de dettes et autres passifs, dont plus de la moiti\u00e9 \u2014 20,9 milliards de dollars \u2014 n\u2019\u00e9tait pas \u00e9tay\u00e9e par la valeur de ses actifs. En fin de compte, 7,8 milliards de dollars de cette dette n\u2019ont pu \u00eatre rembours\u00e9s \u00e0 partir des recettes futures et ont \u00e9t\u00e9 per\u00e7us aupr\u00e8s des contribuables sous la forme d\u2019une redevance mensuelle connue sous le nom de \u00ab\u00a0Debt Retirement Charge\u00a0\u00bb (frais de r\u00e8glement de la dette), qui est rest\u00e9e en vigueur jusqu\u2019en avril 2018[15]<\/sup>.<\/p>\n PARTIE II : PAS SI SIMPLE, LA RUPTURE (D\u2019ONTARIO HYDRO)<\/strong><\/p>\n La disparition d\u2019Ontario Hydro a \u00e9branl\u00e9 le parlement et l\u2019\u00e9conomie de la province. Elle a \u00e9galement co\u00efncid\u00e9 avec une pouss\u00e9e dans les ann\u00e9es 1990 \u2014 tant en Ontario que dans d\u2019autres r\u00e9gions du monde \u2014 visant \u00e0 d\u00e9r\u00e9glementer le secteur de l\u2019\u00e9nergie et \u00e0 passer \u00e0 un secteur bas\u00e9 sur la concurrence et les principes du march\u00e9, plut\u00f4t qu\u2019\u00e0 un mod\u00e8le de service public descendant appartenant au gouvernement[16]<\/sup>.<\/p>\n En 1995, un comit\u00e9 consultatif \u2014 connu sous le nom de comit\u00e9 Macdonald \u2014 a \u00e9t\u00e9 cr\u00e9\u00e9 pour \u00ab\u00a0\u00e9tudier et \u00e9valuer les options pour l\u2019introduction progressive de la concurrence dans le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Ontario\u00a0\u00bb\u00a0[traduction]. Le comit\u00e9 a recommand\u00e9 la fin du monopole de production d\u2019Ontario Hydro et la mise en place d\u2019un r\u00e9seau de transport ind\u00e9pendant ouvert aux producteurs priv\u00e9s, d\u2019un op\u00e9rateur de r\u00e9seau ind\u00e9pendant et d\u2019une nouvelle structure r\u00e9glementaire pour superviser le secteur et permettre une plus vaste surveillance ind\u00e9pendante. Il a \u00e9galement recommand\u00e9 une concurrence totale sur les march\u00e9s de gros et de d\u00e9tail. Le rapport a marqu\u00e9 une rupture radicale avec le si\u00e8cle dernier de domination d\u2019Ontario Hydro.<\/p>\n Les recommandations du comit\u00e9 ont ouvert la voie \u00e0 l\u2019\u00e9ventuelle scission d\u2019Ontario Hydro en 1999 en cinq parties \u2014 Ontario Power Generation (OPG<\/strong>), Hydro One, l\u2019op\u00e9rateur ind\u00e9pendant du march\u00e9 (rebaptis\u00e9 plus tard sous le nom de Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9), l\u2019Office de la s\u00e9curit\u00e9 des installations \u00e9lectriques (OSIE<\/strong>) et la Soci\u00e9t\u00e9 financi\u00e8re de l\u2019industrie de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SFIEO<\/strong>). L\u2019une des principales recommandations \u00e9tait que la division de production d\u2019Ontario Hydro soit subdivis\u00e9e en plusieurs autres unit\u00e9s devant se faire concurrence. Le rapport demandait que l\u2019unit\u00e9 nucl\u00e9aire soit subdivis\u00e9e en entit\u00e9s concurrentes, que les centrales hydro\u00e9lectriques soient regroup\u00e9es par r\u00e9seau fluvial et que les unit\u00e9s thermiques fonctionnent comme des entit\u00e9s distinctes.<\/p>\n En 1997, le gouvernement de l\u2019Ontario a publi\u00e9 un livre blanc exposant sa vision du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u2014 sans toutefois adopter la liste compl\u00e8te des recommandations du comit\u00e9 Macdonald. Alors que le livre blanc pr\u00e9conisait la scission d\u2019Ontario Hydro en une entreprise de production et une entreprise de transport et de distribution d\u2019\u00e9nergie, l\u2019entreprise de production \u2014 comprenant des producteurs d\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire, hydro\u00e9lectrique et thermique \u2014 resterait sous la propri\u00e9t\u00e9 et le contr\u00f4le du secteur public sur la quasi-totalit\u00e9 du march\u00e9.<\/p>\n En 1998, le gouvernement de l\u2019Ontario a adopt\u00e9 le projet de loi 35, la Loi sur la concurrence dans le secteur de l\u2019\u00e9nergie <\/em>\u2014 qui comprenait la Loi sur l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 <\/em>et la Loi sur la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario <\/em>\u2013 qui a formellement \u00e9tabli le d\u00e9mant\u00e8lement d\u2019Ontario Hydro. Cette Loi a \u00e9galement conf\u00e9r\u00e9 \u00e0 la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario un pouvoir accru en mati\u00e8re de fixation des tarifs, entre autres changements.<\/p>\n La fin d\u2019Ontario Hydro \u00e9tait achev\u00e9e.<\/p>\n Le th\u00e8me sous-jacent du comit\u00e9 Macdonald et du livre blanc qui a suivi \u00e9tait qu\u2019un r\u00e9seau \u00e9lectrique \u00ab\u00a0comp\u00e9titif\u00a0\u00bb profiterait largement \u00e0 la province et \u00e0 ses contribuables en r\u00e9duisant les prix. La pression en faveur de la d\u00e9r\u00e9glementation a \u00e9t\u00e9 soutenue par un certain nombre d\u2019acteurs cl\u00e9s du secteur, notamment l\u2019Association of Major Power Consumers in Ontario (AMPCO<\/strong>) et l\u2019Independent Power Producers\u2019 Society of Ontario (IPPSO<\/strong>)[17]<\/sup>. Les petits consommateurs (essentiellement des m\u00e9nages) semblaient d\u00e9sireux de participer au march\u00e9 de d\u00e9tail concurrentiel, pr\u00e8s d\u2019un million des plus de quatre millions de consommateurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario ayant sign\u00e9 des contrats avec divers interm\u00e9diaires de d\u00e9tail au moment de l\u2019ouverture du march\u00e9 en 2002.<\/p>\n Alors que l\u2019ouverture du march\u00e9 \u00e9tait initialement pr\u00e9vue en 2000, cette date a ensuite \u00e9t\u00e9 repouss\u00e9e \u00e0 mai 2002.<\/p>\n D\u2019autres changements ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 introduits dans le but de r\u00e9duire le pouvoir de march\u00e9 d\u2019OPG, qui continue de poss\u00e9der et d\u2019exploiter pr\u00e8s de 90 % des actifs de production en Ontario. Dans une tentative pour r\u00e9duire le pouvoir de march\u00e9 de l\u2019entreprise publique, le Market Power Mitigation Agreement (accord d\u2019att\u00e9nuation du pouvoir de march\u00e9 \u2014 MPMA<\/strong>) a \u00e9t\u00e9 introduit en 1998.<\/p>\n Le MPMA contenait deux propositions cl\u00e9s. Premi\u00e8rement, il plafonnait le prix pay\u00e9 \u00e0 OPG sur 90 % de ses ventes int\u00e9rieures \u00e0 3,8 cents le kWh. Tout ce qui d\u00e9passerait ce montant \u2014 si les prix de gros \u00e9taient sup\u00e9rieurs \u00e0 3,8 cents le kWh \u2014 serait rembours\u00e9 aux consommateurs de l\u2019Ontario. Deuxi\u00e8mement, dans les dix ans suivant l\u2019ouverture du march\u00e9, OPG r\u00e9duirait sa capacit\u00e9 de production \u00e0 un maximum de 35 % de la capacit\u00e9 totale de l\u2019Ontario. OPG r\u00e9duirait \u00e9galement son contr\u00f4le des centrales servant \u00e0 l\u2019\u00e9tablissement des prix, ou marginales, \u00e0 35 % du total de la province dans un d\u00e9lai de 42 mois.<\/p>\n En juillet 2000, OPG a accept\u00e9 un bail de 18 ans avec un consortium priv\u00e9 pour exploiter ses quatre unit\u00e9s nucl\u00e9aires de Bruce B. OPG a salu\u00e9 ce bail comme \u00ab\u00a0une premi\u00e8re \u00e9tape importante\u00a0\u00bb dans le respect des termes du MPMA[18]<\/sup>. En 2002, OPG a \u00e9galement vendu quatre producteurs d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019une capacit\u00e9 totale de 490 MW[19]<\/sup>.<\/p>\n Pourtant, contrairement au MPMA, le pouvoir de march\u00e9 d\u2019OPG n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 r\u00e9duit aux niveaux imagin\u00e9s avant l\u2019ouverture du march\u00e9. En 1999, par exemple, OPG est all\u00e9e de l\u2019avant avec sa d\u00e9cision de remettre en service les quatre tranches de Pickering A. En 2012 \u2014 dix ans apr\u00e8s l\u2019ouverture du march\u00e9 \u2014 la capacit\u00e9 de production en service d\u2019OPG est rest\u00e9e \u00e0 53 %[20]<\/sup>. En 2005, OPG poss\u00e9dait encore jusqu\u2019\u00e0 72 % de la capacit\u00e9 install\u00e9e en Ontario[21]<\/sup> et poss\u00e8de et exploite encore environ 50 % de la capacit\u00e9 install\u00e9e.<\/p>\n PARTIE III : L\u2019ONTARIO SE RETIRE DE LA D\u00c9R\u00c9GLEMENTATION<\/strong><\/p>\n En mai 2002, apr\u00e8s un retard de pr\u00e8s de deux ans, le march\u00e9 s\u2019ouvre.<\/p>\n Mais tout aussi rapidement que le march\u00e9 s\u2019est ouvert, la province a adopt\u00e9 une loi gelant les prix de d\u00e9tail \u00e0 4,3 cents le kWh pour les quatre prochaines ann\u00e9es[22]<\/sup>.<\/p>\n Si le march\u00e9 de gros a continu\u00e9 de fonctionner comme pr\u00e9vu, le gel des prix a directement sap\u00e9 le signal de prix qu\u2019un march\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie d\u00e9r\u00e9glement\u00e9 \u00e9tait cens\u00e9 envoyer aux consommateurs. Comme le gel a \u00e9t\u00e9 appliqu\u00e9 r\u00e9troactivement \u00e0 mai 2002, il a \u00e9galement sap\u00e9 la d\u00e9cision de plus d\u2019un million de consommateurs de signer des contrats fixes avec des d\u00e9taillants priv\u00e9s[23]<\/sup>. Dans son premier grand examen du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, le Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9 (CSM<\/strong>) a soulign\u00e9 que le gel des prix \u00ab\u00a0a supprim\u00e9 toute incitation [\u2026] \u00e0 \u00e9conomiser l\u2019\u00e9nergie et a clairement entra\u00een\u00e9 des d\u00e9cisions de consommation inefficaces\u00a0\u00bb\u00a0[traduction].<\/p>\n Au d\u00e9part, le gel des prix n\u2019\u00e9tait destin\u00e9 qu\u2019aux petits clients. Mais en mars 2003, la province a \u00e9tendu le gel des prix \u00e0 la plupart des petites entreprises. Finalement, les clients admissibles au gel des prix repr\u00e9sentaient plus de la moiti\u00e9 de toute l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 consomm\u00e9e en Ontario.<\/p>\n Le gel des prix s\u2019est av\u00e9r\u00e9 co\u00fbteux pour la province. Le rabais couvrait la diff\u00e9rence entre les prix de gros et le niveau d\u00e9termin\u00e9 par la Loi. Dans l\u2019ann\u00e9e qui a suivi l\u2019ouverture du march\u00e9, le prix de gros moyen \u00e9tait de 6,2 cents le kWh \u2014 soit 44 % de plus que le gel des prix de d\u00e9tail impos\u00e9 par la Loi. Le co\u00fbt de cette diff\u00e9rence \u2014 financ\u00e9e par l\u2019organisme provincial, la Soci\u00e9t\u00e9 financi\u00e8re de l\u2019industrie de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SFIEO<\/strong>) \u2014 s\u2019est \u00e9lev\u00e9 \u00e0 environ 730 millions de dollars la premi\u00e8re ann\u00e9e[24]<\/sup>.<\/p>\n Alors, qu\u2019est-ce qui a mal tourn\u00e9?<\/p>\n Deux facteurs principaux ont pouss\u00e9 les prix \u00e0 la hausse. Premi\u00e8rement, l\u2019\u00e9t\u00e9 2002 a \u00e9t\u00e9 exceptionnellement chaud, ce qui a entra\u00een\u00e9 une demande plus \u00e9lev\u00e9e que pr\u00e9vu. Deuxi\u00e8mement, le march\u00e9 a \u00e9t\u00e9 touch\u00e9 par un certain nombre de probl\u00e8mes d\u2019approvisionnement, tant pr\u00e9vus qu\u2019impr\u00e9vus, qui ont entra\u00een\u00e9 une p\u00e9nurie d\u2019approvisionnement. Lorsque le march\u00e9 a ouvert en mai 2002, le prix de gros moyen \u00e9tait de 3,01 cents le kWh et est pass\u00e9 \u00e0 3,71 cents le kWh en juin. En juillet, ce chiffre atteignait 6,2 cents le kWh, pour atteindre 1,03 dollar le kWh \u2014 ou 1028,42 $ le MWh \u2014 en une heure en septembre[25]<\/sup>. N\u00e9anmoins, les prix en Ontario au cours des mois de mai et juin \u00e9taient en fait inf\u00e9rieurs \u00e0 ceux de la plupart des r\u00e9gions voisines, alors qu\u2019ils \u00e9taient l\u00e9g\u00e8rement plus \u00e9lev\u00e9s en juillet et ao\u00fbt[26]<\/sup>.<\/p>\n Des temp\u00e9ratures plus \u00e9lev\u00e9es signifient une demande plus importante \u2014 l\u2019utilisation de la climatisation a transform\u00e9 l\u2019Ontario d\u2019un territoire de demande de pointe en hiver \u00e0 un territoire de demande de pointe en \u00e9t\u00e9. La demande d\u2019\u00e9nergie a augment\u00e9 d\u2019environ 1,6 % par an entre 1984 et 2001, mais a fait un bond de 5,5% en 2002[27]<\/sup>. Les temp\u00e9ratures \u00e9lev\u00e9es et le temps sec ont \u00e9galement r\u00e9duit la quantit\u00e9 d\u2019eau disponible pour alimenter le parc de producteurs d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 de la province.<\/p>\n L\u2019augmentation de la demande et la p\u00e9nurie d\u2019approvisionnement qui s\u2019en est suivie \u00e9taient initialement inattendues[28]<\/sup>. Tout juste un mois avant l\u2019ouverture du march\u00e9, la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante de gestion du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIGME<\/strong>) a not\u00e9 que, \u00ab\u00a0gr\u00e2ce aux installations existantes et propos\u00e9es, l\u2019Ontario devrait disposer d\u2019un approvisionnement fiable en \u00e9lectricit\u00e9 pour la p\u00e9riode de dix ans, dans des conditions tr\u00e8s diverses\u00a0\u00bb\u00a0[traduction].<\/p>\n Pendant des ann\u00e9es, l\u2019Ontario a eu un surplus de puissance. La capacit\u00e9 de production \u00e9tait sup\u00e9rieure de pr\u00e8s de 20 % \u00e0 la demande de pointe en 1996, mais \u00e0 l\u2019\u00e9t\u00e9 2002, elle \u00e9tait tomb\u00e9e \u00e0 un d\u00e9ficit de 1,5 %, qui a \u00e9t\u00e9 combl\u00e9 par des importations en provenance des r\u00e9gions voisines. En raison de ce d\u00e9ficit, la SIGME a \u00e9mis de nombreux avertissements au cours de l\u2019\u00e9t\u00e9, invitant les consommateurs \u00e0 r\u00e9duire la demande.<\/p>\n L\u2019Ontario \u00e9tait \u00e9galement confront\u00e9 \u00e0 un certain nombre de probl\u00e8mes d\u2019approvisionnement, bien que nombre de ces probl\u00e8mes aient \u00e9t\u00e9 \u00e9vidents pendant des ann\u00e9es avant l\u2019ouverture du march\u00e9. \u00c0 ces probl\u00e8mes d\u2019approvisionnement connus se sont ajout\u00e9s un certain nombre de pannes inattendues.<\/p>\n Pour commencer, une grande partie de la flotte nucl\u00e9aire de la province est rest\u00e9e hors ligne. Entre 1995 et 1998, les r\u00e9acteurs nucl\u00e9aires de Bruce A et de Pickering A, d\u2019une capacit\u00e9 respective d\u2019environ 3 000 MW et 2 000 MW, ont \u00e9t\u00e9 mis hors service pour divers probl\u00e8mes de performance et de s\u00e9curit\u00e9 relev\u00e9s dans une \u00e9valuation des actifs nucl\u00e9aires d\u2019Ontario Hydro en 1997.<\/p>\n En 1999, OPG a annonc\u00e9 sa d\u00e9cision de remettre en service les r\u00e9acteurs de Pickering A \u2014 pour un co\u00fbt initial de 840 millions de dollars, mais finalement achev\u00e9 pour un montant estim\u00e9 de 3 \u00e0 4 milliards de dollars \u2014 la premi\u00e8re unit\u00e9 devant \u00eatre remise en service avant 2001. La derni\u00e8re des quatre unit\u00e9s devait \u00eatre remise en service avant la fin de 2002. En r\u00e9alit\u00e9, la premi\u00e8re des quatre unit\u00e9s de Pickering n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 remise en service avant la fin de 2003. OPG a par la suite d\u00e9cid\u00e9 de ne pas remettre \u00e0 neuf deux des quatre unit\u00e9s en raison de probl\u00e8mes de co\u00fbts[29]<\/sup> Les retards \u00e0 Pickering ont cr\u00e9\u00e9 un trou g\u00e9ant dans l\u2019offre de la province.<\/p>\n N\u00e9anmoins, ces probl\u00e8mes d\u2019approvisionnement \u00e9taient connus avant l\u2019ouverture du march\u00e9.<\/p>\n Il y a eu \u00e9galement quelques retards inattendus, bien qu\u2019ils aient \u00e9t\u00e9 mineurs. Hydro One avait pr\u00e9vu d\u2019augmenter sa capacit\u00e9 d\u2019interconnexion \u00e0 la fronti\u00e8re du Michigan de 500 MW avant l\u2019\u00e9t\u00e9 2002, mais ces travaux ont \u00e9t\u00e9 retard\u00e9s[30]<\/sup>. Une des unit\u00e9s nucl\u00e9aires de Bruce B (l\u2019unit\u00e9 6) a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 mise hors service de fa\u00e7on inattendue, retirant une partie de la production en ao\u00fbt lorsque la demande dans la province \u00e9tait \u00e0 son maximum.<\/p>\n La flamb\u00e9e des prix de gros a provoqu\u00e9 une r\u00e9action de rejet de la part du public alors que le march\u00e9 en \u00e9tait \u00e0 ses d\u00e9buts. En r\u00e9action, la province est intervenue en laissant le march\u00e9 dicter les prix au moment pr\u00e9cis o\u00f9 le march\u00e9 donnait le bon signal \u2014 la forte demande et une p\u00e9nurie de l\u2019offre ont pouss\u00e9 les prix \u00e0 la hausse, comme le pr\u00e9voyait la th\u00e9orie du march\u00e9. Le gel des prix de la province, en revanche, a encourag\u00e9 une plus grande consommation \u00e0 un moment o\u00f9 le pouvoir \u00e9tait d\u00e9ficitaire[31]<\/sup>.<\/p>\n Le CSM a constat\u00e9 que, alors que les prix en Ontario ont augment\u00e9 en raison d\u2019une forte hausse de la demande et d\u2019une r\u00e9duction de l\u2019offre, les prix de gros au cours de l\u2019\u00e9t\u00e9 \u00e9taient largement conformes \u00e0 ceux de r\u00e9gions voisines qui exploitaient \u00e9galement un march\u00e9 de gros. Les prix en dehors des p\u00e9riodes de pointe en Ontario ont \u00e9t\u00e9, pendant six des neuf mois de 2002, en fait plus bas en moyenne que ceux de march\u00e9s voisins[32]<\/sup>. La flamb\u00e9e des prix, en particulier en ao\u00fbt et en septembre, a montr\u00e9 clairement aux consommateurs que les conditions d\u2019approvisionnement en Ontario \u00e9taient plus serr\u00e9es que pr\u00e9vu. Le gel des prix a sap\u00e9 ce signal.<\/p>\n Dans la perspective de l\u2019ouverture du march\u00e9, les investisseurs sont \u00e9galement rest\u00e9s sceptiques quant \u00e0 l\u2019enthousiasme de la province pour un march\u00e9 comp\u00e9titif. Pour commencer, l\u2019ouverture du march\u00e9 a \u00e9t\u00e9 retard\u00e9e de pr\u00e8s de deux ans. Deuxi\u00e8mement, jusqu\u2019en 2001, OPG n\u2019avait c\u00e9d\u00e9 aucun de ses actifs, comme le pr\u00e9voyait l\u2019accord d\u2019att\u00e9nuation. Troisi\u00e8mement, de 1999 \u00e0 2001, OPG avait en fait accru son pouvoir de march\u00e9 avec sa d\u00e9cision de remettre en service les quatre tranches de la centrale Pickering A<\/span>. Quatri\u00e8mement, en 2000, la province a annonc\u00e9 un gel de la vente des unit\u00e9s au charbon d\u2019OPG pour des raisons environnementales \u2014 assurant le maintien du pouvoir de march\u00e9 d\u2019OPG. En 2002, la province a compl\u00e8tement bloqu\u00e9 la vente de deux des centrales au charbon d\u2019OPG. En 2002, Sithe Energies a annonc\u00e9 qu\u2019elle suspendait ses projets de construction de deux centrales \u00e9lectriques \u2014 m\u00eame si elle avait d\u00e9j\u00e0 obtenu l\u2019autorisation r\u00e9glementaire \u2014 en invoquant deux raisons : le maintien du pouvoir de march\u00e9 d\u2019OPG et le changement de politique du gouvernement[33]<\/sup>.<\/p>\n Le gel des prix d\u00e9cr\u00e9t\u00e9 par la province des mois apr\u00e8s l\u2019ouverture du march\u00e9 a simplement refroidi encore plus le secteur. Un cadre de l\u2019une des plus grandes compagnies d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 priv\u00e9es du Canada a qualifi\u00e9 le plafonnement des prix de \u00ab\u00a0recette pour un d\u00e9sastre[34]<\/sup>\u00a0\u00bb [traduction]. D\u2019autres investisseurs ont d\u00e9clar\u00e9 qu\u2019ils \u00e9taient r\u00e9ticents \u00e0 investir dans le secteur tant que les unit\u00e9s de Pickering A n\u2019\u00e9taient pas remises en service et que leur impact sur les prix de gros n\u2019\u00e9tait pas \u00e9vident. Un dirigeant du secteur a not\u00e9 sans d\u00e9tour :<\/p>\n [Traduction]<\/p>\n \u00ab\u00a0Je ne connais aucun producteur qui voudrait investir dans cette province[35]<\/sup>\u00a0\u00bb.<\/p>\n Alors que le gel des prix annonc\u00e9 en 2002 devait \u00eatre en place jusqu\u2019en 2006, il s\u2019est av\u00e9r\u00e9 trop co\u00fbteux pour la province. En avril 2004, le plafond des prix a \u00e9t\u00e9 port\u00e9 \u00e0 4,7 cents le kWh sur les 750 premiers kWh de consommation et \u00e0 5,5 cents pour chaque unit\u00e9 au-del\u00e0 de ce seuil. En avril 2005, le prix plafond a \u00e9t\u00e9 relev\u00e9 une nouvelle fois \u00e0 5 cents sur les 750 premiers kWh et \u00e0 5,8 cents pour chaque unit\u00e9 au-del\u00e0 de ce seuil. En novembre 2005, les unit\u00e9s nucl\u00e9aires et hydro\u00e9lectriques de base d\u2019OPG ont \u00e9t\u00e9 plac\u00e9es sous la pleine r\u00e9glementation de la CEO.<\/p>\n N\u00e9anmoins, m\u00eame sans l\u2019intervention l\u00e9gislative qui allait dominer plus tard dans la d\u00e9cennie, le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a souffert d\u00e8s le d\u00e9part de d\u00e9fauts de conception. Ces d\u00e9fauts comprenaient : l\u2019absence de prix en fonction du lieu (l\u2019Ontario a plut\u00f4t mis en place un prix uniforme dans toute la province), la domination continue d\u2019OPG sur le march\u00e9 de gros et l\u2019intervention de l\u2019exploitant du r\u00e9seau. Un certain nombre de ces probl\u00e8mes demeurent \u00e0 ce jour.<\/p>\n PARTIE IV : LA STRUCTURE HYBRIDE S\u2019INSTALLE<\/strong><\/p>\n L\u2019\u00e9lection d\u2019un nouveau gouvernement en 2003 a ouvert une nouvelle \u00e8re dans le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la province. Si le nouveau gouvernement a maintenu le march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, il a introduit une loi qui a r\u00e9duit la concurrence en cr\u00e9ant, entre autres, une agence dirig\u00e9e par la province pour l\u2019approvisionnement en nouvelle production. Avec le temps, l\u2019agence provinciale responsable de la nouvelle fourniture sera la seule source de nouvelle production en Ontario et presque tous les producteurs seront incit\u00e9s \u00e0 une forme quelconque de paiement hors march\u00e9.<\/p>\n Le march\u00e9 dit \u00ab\u00a0hybride\u00a0\u00bb battait alors son plein.<\/p>\n L\u2019\u00e9tablissement du march\u00e9 hybride est surtout li\u00e9 \u00e0 l\u2019adoption du projet de loi 100, la Loi de 2004 sur la restructuration du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/em>, qui a donn\u00e9 lieu \u00e0 la cr\u00e9ation de l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (OEO<\/strong>), \u00e0 l\u2019\u00e9tablissement de la r\u00e9glementation des tarifs pour la majorit\u00e9 des actifs de production d\u2019OPG et \u00e0 l\u2019imposition d\u2019une fixation annuelle des tarifs de d\u00e9tail pour les clients par la CEO[36]<\/sup>. La province a \u00e9galement abandonn\u00e9 le MPMA.<\/p>\n Au moment de l\u2019adoption du projet de loi, il y avait eu peu de nouveaux investissements du secteur priv\u00e9 dans le secteur et, par cons\u00e9quent, presque aucune nouvelle production comp\u00e9titive n\u2019a \u00e9t\u00e9 ajout\u00e9e au r\u00e9seau. La plus grande partie de la nouvelle capacit\u00e9 est venue de l\u2019ach\u00e8vement de la remise en service de la centrale Pickering A d\u2019OPG. La province s\u2019attendait \u00e0 un d\u00e9ficit de puissance dans la d\u00e9cennie \u00e0 venir[37]<\/sup>.<\/p>\n Pourtant, la combinaison de la r\u00e9glementation des tarifs d\u2019OPG et d\u2019une agence d\u2019approvisionnement g\u00e9r\u00e9e par la province et cr\u00e9\u00e9e pour signer des contrats garantis avec les producteurs signifiait que le secteur priv\u00e9 n\u2019investirait dans la province que s\u2019il passait par le gouvernement de l\u2019Ontario ou ses agences. Le CSM a signifi\u00e9 en 2005 \u00ab\u00a0qu\u2019il est peu probable qu\u2019un producteur choisisse de construire de nouvelles installations sans garanties contractuelles[38]<\/sup>\u00a0\u00bb\u00a0[traduction]. Il a soulign\u00e9 que m\u00eame les producteurs du secteur priv\u00e9, en nombre limit\u00e9, qui avaient r\u00e9cemment d\u00e9cid\u00e9 d\u2019investir dans la province alors qu\u2019il n\u2019y avait pas d\u2019aide gouvernementale avaient, dans la foul\u00e9e de la cr\u00e9ation de l\u2019OEO, n\u00e9goci\u00e9 des contrats avec l\u2019agence provinciale.<\/p>\n Enfin, la fixation des tarifs de d\u00e9tail par la CEO a entra\u00een\u00e9 une sous-cotation du march\u00e9 de d\u00e9tail tout en supprimant encore davantage le taux \u00ab\u00a0du march\u00e9\u00a0\u00bb pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 du prix pay\u00e9 par les consommateurs. En substance, presque tous les petits clients ont \u00e9t\u00e9 transf\u00e9r\u00e9s vers un accord de vente au d\u00e9tail, la CEO agissant en tant que d\u00e9taillant de facto.<\/p>\n L\u2019OEO est rapidement pass\u00e9 d\u2019une agence ind\u00e9pendante supervis\u00e9e par l\u2019organisme de r\u00e9glementation \u00e0 une agence supervis\u00e9e par le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie. Le r\u00f4le principal de l\u2019OEO \u00e9tait de planifier et d\u2019acqu\u00e9rir de nouvelles capacit\u00e9s de production dans la province, ainsi que de superviser les programmes de conservation. Dans le cadre de ce processus, l\u2019OEO devait soumettre tous les trois ans \u00e0 l\u2019examen de la CEO une pr\u00e9vision de l\u2019offre et de la demande \u00e0 long terme, connue sous le nom de Plan de r\u00e9seau \u00e9lectrique int\u00e9gr\u00e9 (PREI<\/strong>). La CEO tiendrait alors une audience pour d\u00e9terminer si ce plan et ces pr\u00e9visions \u00e9taient \u00e9conomiquement prudents et rentables, entre autres crit\u00e8res. Le premier PREI a \u00e9t\u00e9 abandonn\u00e9 \u00e0 mi-parcours du processus d\u2019examen en raison d\u2019une directive du ministre de l\u2019\u00c9nergie visant \u00e0 inclure davantage de production d\u2019\u00e9nergie renouvelable. La deuxi\u00e8me audience du PREI n\u2019a jamais eu lieu. Le processus du PREI a finalement \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9 par le Plan \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 long terme (PELT<\/strong>) supervis\u00e9 et publi\u00e9 par le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie. L\u2019avenir des nouveaux approvisionnements en Ontario \u00e9tait d\u00e9sormais d\u00e9fini par le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie et achet\u00e9 par l\u2019interm\u00e9diaire de son organisme contractant sans examen par l\u2019organisme de r\u00e9glementation[39]<\/sup>.<\/p>\n La cr\u00e9ation de l\u2019OEO, combin\u00e9e \u00e0 la d\u00e9cision de la province d\u2019\u00e9liminer progressivement les producteurs de charbon et aux pr\u00e9visions de demande croissante, a entra\u00een\u00e9 une ru\u00e9e vers de nouvelles capacit\u00e9s. En 2005, la province a annonc\u00e9 qu\u2019elle avait accept\u00e9 ou \u00e9tait en train de n\u00e9gocier l\u2019acquisition de plus de 9 000 MW de nouvelles capacit\u00e9s, soit pr\u00e8s de quatre fois les 2 200 MW de capacit\u00e9s construites entre 2000 et 2003[40]<\/sup>. La quasi-totalit\u00e9 des contrats sign\u00e9s entre l\u2019OEO et les producteurs \u00e9taient d\u2019une dur\u00e9e de 20 ans.<\/p>\n Plus important encore, entre les contrats avec l\u2019OEO, la domination continue d\u2019OPG sur le march\u00e9 et la d\u00e9cision de r\u00e9glementer les tarifs des actifs de base d\u2019OPG, presque tous les investissements dans la province ont \u00e9t\u00e9 mis \u00e0 l\u2019abri, en partie, du march\u00e9 de gros.<\/p>\n N\u00e9anmoins, en 2005, l\u2019OEO a annonc\u00e9 que le march\u00e9 \u00ab\u00a0hybride\u00a0\u00bb \u00e9tait \u00ab\u00a0destin\u00e9 \u00e0 migrer vers une structure concurrentielle[41]<\/sup>\u00a0\u00bb [traduction]. Le ministre de l\u2019\u00c9nergie de l\u2019\u00e9poque a critiqu\u00e9 les politiques pr\u00e9c\u00e9dentes qui avaient artificiellement fait baisser le prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n \u00ab\u00a0Pendant trop longtemps, les subventions des contribuables ont maintenu les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 un niveau insoutenable\u00a0\u00bb\u00a0[traduction], a d\u00e9clar\u00e9 Dwight Duncan, alors ministre de l\u2019\u00c9nergie. \u00ab\u00a0Nous all\u00e9geons le fardeau des contribuables, tout en veillant \u00e0 ce que les prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les consommateurs soient stables et comp\u00e9titifs par rapport aux r\u00e9gions voisines[42]<\/sup>\u00a0\u00bb\u00a0[traduction].<\/p>\n Mais cette migration n\u2019a jamais eu lieu.<\/p>\n PARTIE V : LE SECTEUR DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 DE L\u2019ONTARIO SE MET AU VERT<\/strong><\/p>\n En fin de compte, la transition d\u2019un march\u00e9 hybride vers un march\u00e9 concurrentiel a fait passer au second plan les politiques en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergies renouvelables.<\/p>\n Ces ambitions ont \u00e9t\u00e9 plac\u00e9es au centre des pr\u00e9occupations avec l\u2019adoption de la Loi de 2009 sur l\u2019\u00e9nergie verte et l\u2019\u00e9conomie verte <\/em>(LEVEV<\/em><\/strong>). L\u2019objectif de la LEVEV<\/em> \u00e9tait d\u2019encourager le d\u00e9veloppement rapide de projets d\u2019\u00e9nergie renouvelable en introduisant notamment un tarif de rachat garanti (TRG<\/strong>) qui paierait aux producteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable un taux garanti sup\u00e9rieur au march\u00e9 pour les 20 prochaines ann\u00e9es[43]<\/sup>.<\/p>\n La LEVEV<\/em> a \u00e9galement modifi\u00e9 la structure de gouvernance et de r\u00e9glementation du secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en conf\u00e9rant davantage de pouvoirs juridiques au ministre de l\u2019\u00c9nergie, lui permettant, par exemple, de d\u00e9cider si un processus concurrentiel ou non concurrentiel doit \u00eatre utilis\u00e9 pour l\u2019acquisition de nouvelles capacit\u00e9s[44]<\/sup>. La Loi a \u00e9galement permis au ministre de fixer les prix, ainsi que de limiter la capacit\u00e9 de la CEO \u00e0 agir ind\u00e9pendamment des politiques de la province en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable en d\u00e9terminant qu\u2019elles ne sont pas rentables[45]<\/sup>. \u00c0 l\u2019avenir, tous les co\u00fbts li\u00e9s aux \u00e9nergies renouvelables devaient \u00eatre automatiquement approuv\u00e9s par l\u2019organisme de r\u00e9glementation. Les tarifs de rachat pay\u00e9s aux producteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable \u00e9taient bien sup\u00e9rieurs aux tarifs du march\u00e9 et \u00e9taient d\u00e9termin\u00e9s par le l\u00e9gislateur, et non par le march\u00e9[46]<\/sup>.<\/p>\n La LEVEV<\/em> n\u2019\u00e9tait pas la premi\u00e8re initiative de la province pour int\u00e9grer les \u00e9nergies renouvelables dans le r\u00e9seau, elle \u00e9tait simplement plus prononc\u00e9e. En 2004, l\u2019OEO a annonc\u00e9 le premier cycle d\u2019un appel d\u2019offres concurrentiel pour l\u2019\u00e9nergie renouvelable, connu sous le nom de programme d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie renouvelable (AER<\/strong>). Il a ensuite lanc\u00e9 d\u2019autres ench\u00e8res en 2005 et 2007, connues sous les noms d\u2019AER II et d\u2019AER III. Au total, le programme d\u2019AER a permis d\u2019introduire 1\u00a0570 MW de nouvelle capacit\u00e9 \u00e9olienne \u00e0 un co\u00fbt compris entre 8 et 9 cents le kWh[47]<\/sup>. D\u2019autres achats d\u2019\u00e9nergie renouvelable ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 entrepris.<\/p>\n La Loi sur l\u2019\u00e9nergie verte <\/em>a pouss\u00e9 les ambitions de la province en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergies renouvelables \u00e0 un nouveau niveau. Pr\u00e8s de 15 ans apr\u00e8s que la province ait annonc\u00e9 pour la premi\u00e8re fois son passage \u00e0 l\u2019\u00e9nergie renouvelable, le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Ontario a \u00e9t\u00e9 transform\u00e9. \u00c0 la fin de 2017, l\u2019Ontario avait sign\u00e9 des contrats avec des producteurs \u00e9oliens et solaires d\u2019une capacit\u00e9 respective de 5 533 MW et de 2 681 MW[48]<\/sup>.<\/p>\n Les producteurs de charbon de l\u2019Ontario ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 contraints de prendre une retraite anticip\u00e9e et ont \u00e9t\u00e9 remplac\u00e9s, en grande partie, par des producteurs de gaz naturel. La Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE<\/strong>), qui a fusionn\u00e9 avec l\u2019OEO en 2015, a sign\u00e9 des contrats avec des producteurs de gaz pour une capacit\u00e9 de 9 458 MW[49]<\/sup><\/span>.<\/p>\n Au total, la SIERE a sign\u00e9 plus de 33 000 contrats avec divers producteurs \u2014 allant des gros producteurs au gaz naturel aux panneaux solaires sur les toits.<\/p>\n La province dispose d\u00e9sormais \u00e9galement d\u2019un important exc\u00e9dent de puissance[50]<\/sup>. Si les contribuables paient aujourd\u2019hui plus qu\u2019il y a dix ans pour chaque unit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie qu\u2019ils consomment, m\u00eame si le prix de gros a baiss\u00e9, c\u2019est en partie parce qu\u2019une plus grande partie de leur facture concerne des co\u00fbts fixes associ\u00e9s \u00e0 des tarifs contractuels et r\u00e9glement\u00e9s. Ces co\u00fbts fixes sont en grande partie r\u00e9cup\u00e9r\u00e9s par le biais de la redevance d\u2019ajustement global.<\/p>\n En plus de transformer la composition du parc de production de la province, la transformation des \u00e9nergies renouvelables a \u00e9galement permis d\u2019augmenter de plus de 20 %<\/span> la production raccord\u00e9e au r\u00e9seau de l\u2019Ontario, qui est pass\u00e9e de 31 189 MW en 2007 \u00e0 37 044 MW<\/span> aujourd\u2019hui[51]<\/sup>. L\u2019Ontario dispose d\u2019une capacit\u00e9 de production install\u00e9e plus importante qu\u2019il y a dix ans, m\u00eame si la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a diminu\u00e9 au cours de cette p\u00e9riode.<\/p>\n PARTIE VI : L\u2019INTERVENTION ENGENDRE PLUS D\u2019INTERVENTION \u2013 LE MARCH\u00c9 DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 DE L\u2019ONTARIO EST FA\u00c7ONN\u00c9 PAR LA LOI ET LES DIRECTIVES<\/strong><\/p>\n Le march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario \u2014 et les agences qui le supervisent et le r\u00e9glementent \u2014 a \u00e9t\u00e9 de plus en plus fa\u00e7onn\u00e9 par les directives du minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie, plut\u00f4t que par les forces concurrentielles du march\u00e9.<\/p>\n L\u2019intervention est la plus claire dans le nombre de directives \u00e9mises \u00e0 l\u2019OEO, \u00e0 la SIERE et \u00e0 la CEO depuis 2005. Au total, 114 directives ont \u00e9t\u00e9 \u00e9mises \u00e0 ces agences entre 2005 et 2015. Presque tous les producteurs re\u00e7oivent d\u00e9sormais 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, d\u00e9termin\u00e9 par la Loi et non par le march\u00e9 de gros.<\/p>\n Les directives ne sont qu\u2019une m\u00e9thode d\u2019intervention l\u00e9gislative parmi d\u2019autres. En 2016, la province a adopt\u00e9 une loi transf\u00e9rant toute la responsabilit\u00e9 de la planification de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie par le biais du PELT[52]<\/sup>. Le processus du PELT garantit que le corps l\u00e9gislatif, par l\u2019interm\u00e9diaire du minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie, est l\u2019arbitre d\u00e9finitif des investissements qui seront r\u00e9alis\u00e9s dans la province. Il n\u2019est pas clair quels aspects du processus du PELT seront maintenus \u00e0 l\u2019avenir.<\/p>\n Le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie d\u00e9cide d\u00e9sormais \u00e9galement des grands projets de transport qui seront approuv\u00e9s, alors que ce pouvoir relevait auparavant de la CEO, qui tenait une audience publique pour d\u00e9terminer s\u2019ils \u00e9taient rentables[53]<\/sup>.<\/p>\n La province a adopt\u00e9 une loi approuvant le projet de remise \u00e0 neuf de Darlington (RND<\/strong>), un projet de 12,8 milliards de dollars visant \u00e0 prolonger la dur\u00e9e de vie des quatre r\u00e9acteurs du site.<\/p>\n Le r\u00e9sultat de l\u2019intervention du l\u00e9gislateur a cr\u00e9\u00e9 une divergence suppl\u00e9mentaire entre le prix que les contribuables paient pour consommer l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et les prix sur le march\u00e9 de gros de la province. La diff\u00e9rence entre le prix du march\u00e9 de gros et le tarif garanti aux producteurs qui ont soit un contrat avec la SIERE, soit des tarifs fix\u00e9s par la CEO, est compens\u00e9e par l\u2019ajustement global. L\u2019ajustement global et le prix du march\u00e9 de gros \u2014 connu sous le nom de prix horaire de l\u2019\u00e9nergie en Ontario (PHEO<\/strong>) \u2014 sont inversement li\u00e9s. Un prix du march\u00e9 plus bas r\u00e9duit les revenus des producteurs, qui augmentent alors la redevance de l\u2019ajustement global afin de les rendre entiers et de couvrir les taux fix\u00e9s par contrat ou par r\u00e9glementation des taux. Au fil du temps, alors qu\u2019un nombre croissant de producteurs voyaient leurs co\u00fbts fix\u00e9s par contrat ou par r\u00e9glementation des tarifs, l\u2019ajustement global a connu une croissance consid\u00e9rable et repr\u00e9sente maintenant la majorit\u00e9 des co\u00fbts de production et des prix pay\u00e9s par les consommateurs.<\/p>\n Avec un exc\u00e9dent de production en Ontario, qui vend de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur le march\u00e9 de gros \u00e0 un prix inf\u00e9rieur \u00e0 celui pr\u00e9vu par contrat et, dans de nombreux cas, \u00e0 un faible co\u00fbt marginal \u2014 car on re\u00e7oit maintenant plus d\u2019argent gr\u00e2ce \u00e0 la taxe d\u2019ajustement \u00e0 la mondialisation que les prix de gros \u2014 les prix ont chut\u00e9 de fa\u00e7on spectaculaire. Le prix de gros moyen en 2017, par exemple, \u00e9tait le plus bas depuis l\u2019ouverture du march\u00e9 en 2002. Les prix de gros sont, dans de nombreux cas, n\u00e9gatifs, m\u00eame en p\u00e9riode de forte demande.<\/p>\n Au fil du temps, \u00e0 mesure qu\u2019une plus grande quantit\u00e9 d\u2019\u00e9nergie sous contrat a \u00e9t\u00e9 ajout\u00e9e au r\u00e9seau \u00e9lectrique, les co\u00fbts ont \u00e9galement augment\u00e9. Le co\u00fbt global du r\u00e9seau est pass\u00e9 de 8,3 milliards de dollars en 2006 \u00e0 13,7 milliards de dollars en 2017, soit une augmentation de 65 %.<\/p>\n L\u2019augmentation des co\u00fbts du r\u00e9seau s\u2019est accompagn\u00e9e d\u2019une hausse des prix pour les consommateurs, en particulier pour les consommateurs \u00e0 faible volume comme les m\u00e9nages et les petites entreprises. Presque tous les petits consommateurs ont maintenant leurs tarifs fix\u00e9s deux fois par an par la CEO. Entre 2006 et 2017 \u2014 avant l\u2019adoption du Plan pour des frais d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9quitables \u2013 le tarif de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en heures creuses a augment\u00e9 de pr\u00e8s de 150 % pour les m\u00e9nages de la province.<\/p>\n Le public est devenu de plus en plus pr\u00e9occup\u00e9 par les tarifs de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9[54]<\/sup>. En r\u00e9ponse, la province a mis en \u0153uvre une s\u00e9rie de politiques qui ont soit d\u00e9plac\u00e9 les co\u00fbts vers l\u2019assiette fiscale, les futurs contribuables ou entre les petits et grands clients \u2014 ou une combinaison des trois.<\/p>\n En 2017, les prix sur le march\u00e9 de gros ne repr\u00e9sentaient plus qu\u2019une petite partie du co\u00fbt r\u00e9el de la production en raison de la politique consistant \u00e0 signer des contrats \u00e0 long terme avec les producteurs. Le signal de prix \u2014 consid\u00e9r\u00e9 comme l\u2019un des \u00e9l\u00e9ments cl\u00e9s du march\u00e9 de gros lors de son ouverture en 2002 \u2014 a \u00e9t\u00e9 fauss\u00e9.<\/p>\n PARTIE VII : LA DEMANDE BAISSE ALORS QUE L\u2019OFFRE AUGMENTE<\/strong><\/p>\n R\u00e9trospectivement, l\u2019Ontario a construit sa capacit\u00e9 de production au moment exact o\u00f9 la demande a commenc\u00e9 \u00e0 d\u00e9cliner pendant une d\u00e9cennie. Et comme une grande partie des co\u00fbts dans le secteur de la production sont fixes \u2014 soit par le biais de tarifs r\u00e9glement\u00e9s fix\u00e9s par la CEO pour la production d\u2019OPG, soit par des contrats \u00e0 prix fixe \u2014 toute r\u00e9duction de la demande fait augmenter le prix de chaque unit\u00e9 vendue. La demande en Ontario est pass\u00e9e de 157 TWh en 2005 \u00e0 132,1 TWh en 2017, soit une baisse de pr\u00e8s de 16 %<\/span>.<\/p>\n Cette baisse de la demande contraste avec les pr\u00e9visions faites en 2005 qui pr\u00e9voyaient des ann\u00e9es de croissance. Comme ce fut le cas pour Ontario Hydro dans les ann\u00e9es 1980 et 1990, les premi\u00e8res pr\u00e9visions de la demande \u00e9tablies par l\u2019OEO se sont r\u00e9v\u00e9l\u00e9es trop \u00e9lev\u00e9es. En 2007, lorsque l\u2019OEO a soumis son premier plan d\u2019approvisionnement \u00e0 la CEO, il pr\u00e9voyait que la demande en Ontario atteindrait 165 TWh et 176 TWh en 2015 et 2020, respectivement[56]<\/sup>.<\/p>\n La demande a chut\u00e9 pour diverses raisons : augmentation de la production int\u00e9gr\u00e9e, importance accrue accord\u00e9e aux \u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie (et succ\u00e8s connus par celles-ci) et grave ralentissement \u00e9conomique en 2008\u20132009. La production int\u00e9gr\u00e9e, compos\u00e9e en grande partie de producteurs d\u2019\u00e9nergie renouvelable qui fournissent leur \u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 des soci\u00e9t\u00e9s de distribution locales (SDL<\/strong>), au lieu d\u2019\u00eatre raccord\u00e9s au r\u00e9seau de transport provincial, est pass\u00e9e de 1,7 TWh en 2006 \u00e0 6,3 TWh en 2017 et continue de cro\u00eetre. Les programmes de conservation ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 r\u00e9duire la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de pr\u00e8s de 9 % entre 2006 et 2016[57]<\/sup>.<\/p>\n Plus important encore, l\u2019essor d\u2019un secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fond\u00e9 sur des directives a limit\u00e9 la capacit\u00e9 du march\u00e9 \u00e0 r\u00e9pondre \u00e0 la baisse de la demande. Les directives qui ont \u00e9t\u00e9 \u00e9mises en Ontario sont en grande partie des outils statiques qui ont simplement dit aux agences supervisant le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ce qu\u2019elles devaient faire \u2014 par exemple, se procurer plus d\u2019\u00e9nergie renouvelable ou r\u00e9pondre \u00e0 la demande. Mais lorsque les conditions du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la province ont chang\u00e9 \u2014 comme une r\u00e9duction de la demande \u2014 ces directives statiques sont devenues obsol\u00e8tes et, dans la plupart des cas, ont jou\u00e9 contre l\u2019efficacit\u00e9 du march\u00e9. D\u2019autres directives doivent finalement \u00eatre introduites pour contrecarrer l\u2019effet des directives pr\u00e9c\u00e9dentes. En r\u00e9ponse \u00e0 la baisse de la demande, un march\u00e9 v\u00e9ritablement concurrentiel peut avoir r\u00e9duit les investissements et limit\u00e9 l\u2019exc\u00e9dent \u00e9nerg\u00e9tique de l\u2019Ontario.<\/p>\n Contrairement \u00e0 la r\u00e9action \u00e0 un exc\u00e9dent en r\u00e9duisant les investissements, c\u2019est exactement le contraire qui s\u2019est produit en Ontario au cours de la derni\u00e8re d\u00e9cennie. Au total, l\u2019OEO pr\u00e9voyait que la province aurait une capacit\u00e9 de production de 34 008 MW en 2017, par rapport \u00e0 son niveau de 2007 (31 214 MW)[58]<\/sup>. Pourtant, au cours de la d\u00e9cennie suivante, le parc de production de l\u2019Ontario 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 chut\u00e9 de son pic de 2005 de 157 TWh \u00e0 132 TWh en 2017.<\/p>\n PARTIE VIII\u00a0: RETOUR VERS LE FUTUR AVEC LE RENOUVELLEMENT DU MARCH\u00c9<\/strong><\/p>\n Les d\u00e9ficiences du march\u00e9 de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Ontario sont bien connues et existent depuis longtemps. Ces d\u00e9ficiences ont \u00e9t\u00e9 exacerb\u00e9es par les directives et les politiques l\u00e9gislatives depuis l\u2019ouverture du march\u00e9 \u2014 m\u00eame si certaines de ces politiques ont pu \u00eatre justifi\u00e9es pour des raisons sociales et environnementales.<\/p>\n Mais le changement est l\u2019air.<\/p>\n La SIERE travaille actuellement sur un ensemble coordonn\u00e9 de r\u00e9formes, connu sous le nom de Programme de renouvellement du march\u00e9 (PRM<\/strong>), afin de tenter de rem\u00e9dier \u00e0 nombre de ces lacunes. Ces r\u00e9formes comprennent, entre autres, le passage \u00e0 une tarification en fonction du lieu, une vente aux ench\u00e8res de capacit\u00e9 neutre sur le plan technologique et un march\u00e9 du jour \u00e0 venir financi\u00e8rement contraignant. La SIERE a r\u00e9cemment publi\u00e9 plusieurs documents de conception d\u00e9taill\u00e9s dans le cadre de la prochaine \u00e9tape du PRM.<\/p>\n N\u00e9anmoins, un certain nombre de pr\u00e9occupations ont d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 soulev\u00e9es \u00e0 propos du PRM. Notamment, la SIERE a r\u00e9duit la port\u00e9e et l\u2019impact du projet, diminuant ainsi les avantages financiers et d\u2019efficacit\u00e9 qu\u2019il apportera aux contribuables. Selon les premi\u00e8res estimations, le co\u00fbt de la mise en \u0153uvre du PRM s\u2019\u00e9levait \u00e0 200 millions de dollars, tout en produisant 3,4 milliards de dollars de b\u00e9n\u00e9fices entre 2021 et 2030[59]<\/sup>. Mais cette pr\u00e9vision des b\u00e9n\u00e9fices a \u00e9t\u00e9 ramen\u00e9e \u00e0 environ 500 millions de dollars.<\/p>\n La r\u00e9duction de l\u2019avantage financier est le r\u00e9sultat d\u2019un certain nombre de changements cl\u00e9s apport\u00e9s au PRM par la SIERE.<\/p>\n Tout d\u2019abord, en r\u00e9ponse aux commentaires des parties prenantes, la SIERE supprimera la tarification locale (ou zonale) pour la plupart des consommateurs et continuera d\u2019appliquer un prix uniforme \u00e0 l\u2019\u00e9chelle de la province. Les prix de zone devaient permettre de rem\u00e9dier \u00e0 une inefficacit\u00e9 majeure dans la conception du march\u00e9 de gros \u2014 devant entra\u00eener une utilisation plus efficace du r\u00e9seau de transport \u00e0 haute tension de l\u2019Ontario, une consommation plus efficace et des investissements cibl\u00e9s dans la production dans les zones o\u00f9 elle est la plus n\u00e9cessaire. M\u00eame si certains de ces avantages seront encore obtenus gr\u00e2ce \u00e0 la tarification des producteurs en fonction du lieu, les consommateurs continueront d\u2019\u00eatre priv\u00e9s d\u2019un prix transparent (c\u2019est-\u00e0-dire le co\u00fbt r\u00e9el) de leur consommation. Les subventions crois\u00e9es continueront donc de passer d\u2019une cat\u00e9gorie de consommateurs \u00e0 une autre.<\/p>\n Deuxi\u00e8mement, la SIERE a suspendu la mise aux ench\u00e8res pour accro\u00eetre la capacit\u00e9 (MEAC<\/strong>) et l\u2019a remplac\u00e9e par une mise aux ench\u00e8res de capacit\u00e9 plus modifi\u00e9e \u2014 qui a depuis \u00e9t\u00e9 encore retard\u00e9e en raison de la pand\u00e9mie de la COVID-19. Plus de 2 milliards de dollars sur les 3,4 milliards de dollars de b\u00e9n\u00e9fices du PRM \u00e9taient attribuables \u00e0 la MEAC. N\u00e9anmoins, m\u00eame les ench\u00e8res de capacit\u00e9, bien que comp\u00e9titives lorsqu\u2019elles sont consid\u00e9r\u00e9es \u00e0 leur valeur nominale, peuvent \u00e9galement entra\u00eener une surench\u00e8re \u00e0 grande \u00e9chelle, comme cela a \u00e9t\u00e9 le cas dans un certain nombre de territoires am\u00e9ricains. En outre, la SIERE a not\u00e9 que les ench\u00e8res de capacit\u00e9 peuvent \u00eatre compl\u00e9t\u00e9es par d\u2019autres contrats \u2014 ce qui introduit une fois de plus le risque de r\u00e9p\u00e9ter l\u2019une des principales pr\u00e9occupations entourant le march\u00e9 depuis son ouverture.<\/p>\n Le renouvellement du march\u00e9 est une tentative de corriger certains des torts bien connus du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario. Pourtant, un certain nombre de changements propos\u00e9s dans le cadre du PRM sont soit r\u00e9duits, soit totalement \u00e9limin\u00e9s. Les mises \u00e0 jour incluses dans le PRM sont n\u00e9cessaires et attendues depuis longtemps si la province veut aller de l\u2019avant avec un march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 concurrentiel et efficace. La SIERE et les parties prenantes \u2014 qui sont toutes deux des composantes essentielles de tout march\u00e9 concurrentiel \u2014 doivent maintenant d\u00e9cider si elles veulent aller de l\u2019avant avec les conceptions d\u00e9taill\u00e9es actuelles concernant les aspects les plus importants du PRM ou d\u00e9terminer \u00e0 quoi devrait ressembler le march\u00e9 compte tenu des nombreux aspects uniques du r\u00e9seau de l\u2019Ontario.<\/p>\n *Brady Yauch est directeur de March\u00e9s et Affaires r\u00e9glementaires \u00e0 Power Advisory LLC. Il a travaill\u00e9 \u00e0 la division de la conformit\u00e9 de la SIERE et a \u00e9t\u00e9 appel\u00e9 \u00e0 se pr\u00e9senter devant la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (CEO) \u00e0 maintes reprises. Bon nombre de ses ouvrages concernant les march\u00e9s et la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 publi\u00e9s.<\/p>\n\n
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