{"id":3587,"date":"2021-10-05T13:17:48","date_gmt":"2021-10-05T13:17:48","guid":{"rendered":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?p=3587"},"modified":"2022-06-24T14:02:38","modified_gmt":"2022-06-24T14:02:38","slug":"the-cause-of-the-ontario-electricity-price-increases","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/the-cause-of-the-ontario-electricity-price-increases","title":{"rendered":"La cause de l\u2019augmentation du prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Ontario"},"content":{"rendered":"

SOMMAIRE<\/strong><\/p>\n

Le secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario est aux prises avec la hausse des co\u00fbts du r\u00e9seau depuis plus d\u2019une d\u00e9cennie. Pourquoi? Le n\u0153ud du probl\u00e8me r\u00e9side dans les augmentations du co\u00fbt de l\u2019approvisionnement d\u00e9coulant de contrats \u00e0 prix \u00e9lev\u00e9, r\u00e9parties sur une consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 inf\u00e9rieure \u00e0 celle pr\u00e9vue au moment de la signature de ces contrats. Il en r\u00e9sulte une pression \u00e0 la hausse sur les prix n\u2019ayant \u00e9t\u00e9 att\u00e9nu\u00e9e que par des rabais offerts par le gouvernement, qui a transf\u00e9r\u00e9 les co\u00fbts aux contribuables.<\/p>\n

Comment la province de l\u2019Ontario peut-elle rem\u00e9dier \u00e0 cette situation? Pour aider les entreprises, la province devrait remplacer son syst\u00e8me actuel de tarification de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 industrielle pour les gros clients par un \u00ab\u00a0tarif interruptible\u00a0\u00bb bas\u00e9 sur le march\u00e9 qui r\u00e9compense ses clients pour avoir accept\u00e9 d\u2019interrompre leur consommation pendant les heures de pointe extr\u00eames de la demande. Pour les clients de taille moyenne, il faudrait \u00e9tablir le co\u00fbt total des prix de l\u2019\u00e9nergie sur une base horaire. Pour les clients r\u00e9sidentiels et les petites entreprises qui paient des tarifs d\u2019\u00e9nergie r\u00e9glement\u00e9s, nous proposons de permettre aux consommateurs d\u2019opter pour un prix plus bas qu\u2019autrement la plupart du temps, tout en les incitant \u00e0 r\u00e9duire leur consommation aux heures de demande de pointe extr\u00eame.<\/p>\n

Le gouvernement de l\u2019Ontario devrait fournir une solide orientation strat\u00e9gique ax\u00e9e sur l\u2019attribution de pouvoirs et de ressources \u00e0 l\u2019organisme de r\u00e9glementation, soit la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario\u00a0(CEO), pour superviser les d\u00e9cisions relatives \u00e0 l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9, et confier les d\u00e9cisions d\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 aux groupes d\u2019achat locaux.<\/p>\n

Les d\u00e9cideurs politiques devraient reconna\u00eetre les efforts de limitation des co\u00fbts de distribution et de transmission d\u00e9ploy\u00e9s par Hydro One depuis sa vente partielle en\u00a02015. Depuis sa privatisation, Hydro One a abaiss\u00e9 son co\u00fbt global par client de\u00a090\u00a0$, principalement en r\u00e9duisant ses co\u00fbts administratifs. Pour aider d\u2019autres soci\u00e9t\u00e9s de distribution locales\u00a0(SDL) \u00e0 r\u00e9aliser ce type d\u2019\u00e9conomies, qui, selon nos estimations, permettraient \u00e0 leurs clients d\u2019\u00e9conomiser\u00a061\u00a0$ annuellement, la province devrait adopter des mesures fiscales permettant aux villes de trouver des investisseurs externes et de lib\u00e9rer de la valeur pour les contribuables municipaux.<\/p>\n

Enfin, la province devrait r\u00e9duire les subventions tarifaires, qui se sont \u00e9lev\u00e9es \u00e0\u00a06,5\u00a0milliards de dollars au cours de l\u2019exercice\u00a02021\u20132022. \u00c0 titre de comparaison, c\u2019est\u00a0700\u00a0millions de dollars de plus que ce que la province pr\u00e9voit de d\u00e9penser pour les soins de longue dur\u00e9e. Ces subventions ne sont tout simplement pas viables.<\/p>\n

La hausse des co\u00fbts p\u00e8se sur le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Ontario depuis bien plus d\u2019une d\u00e9cennie, et pourtant, rien ne permet d\u2019esp\u00e9rer une am\u00e9lioration de la situation. Rappelons que l\u2019Ontario affichait les co\u00fbts de r\u00e9seau les plus \u00e9lev\u00e9s parmi les provinces canadiennes en\u00a02018.[1]<\/sup><\/p>\n

Le r\u00e9seau \u00e9lectrique de l\u2019Ontario est divis\u00e9 en quatre composantes : la production, la transmission, la distribution et (\u00e0 un co\u00fbt relativement mineur) le fonctionnement du march\u00e9, r\u00e9gi par la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0(SIERE). Le co\u00fbt total du r\u00e9seau suit l\u2019\u00e9volution des revenus g\u00e9n\u00e9r\u00e9s par chaque composante. Rappelons que ce co\u00fbt est pass\u00e9 de\u00a012\u00a0milliards de dollars en\u00a02006 \u00e0 21\u00a0milliards de dollars en\u00a02019\u00a0(figure\u00a01). Pourtant, la demande ontarienne a chut\u00e9 d\u2019environ\u00a010\u00a0% au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, ce qui est bien inf\u00e9rieur aux niveaux pr\u00e9vus \u00e0 l\u2019origine en\u00a02007.[2]<\/sup><\/p>\n

Figure 1 : Co\u00fbt du r\u00e9seau par composante<\/strong><\/p>\n

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Sources : Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SIERE), Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et Hydro One.<\/p>\n

Les installations de production d\u2019\u00e9nergie en Ontario, qu\u2019il s\u2019agisse d\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9, de gaz naturel, d\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire ou d\u2019autres sources d\u2019\u00e9nergie, per\u00e7oivent des revenus au moyen d\u2019une combinaison de paiements provenant\u00a0: i) des contrats \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e0 long terme (les montants nets vers\u00e9s en vertu de ces contrats sont regroup\u00e9s dans le \u00ab\u00a0rajustement global\u00a0\u00bb ou \u00ab\u00a0RG\u00a0\u00bb); ii) du march\u00e9 de gros en temps r\u00e9el (\u00ab\u00a0le prix horaire de l\u2019\u00e9nergie en Ontario\u00a0\u00bb ou \u00ab\u00a0PHEO\u00a0\u00bb). Ces revenus combin\u00e9s repr\u00e9sentent le co\u00fbt de l\u2019\u00e9nergie et constituent la plus grande partie du co\u00fbt du r\u00e9seau en Ontario, comme l\u2019indiquent les Figures\u00a01 et\u00a02. Alors que les revenus relatifs au PHEO sont pass\u00e9s de\u00a07,4\u00a0milliards de dollars en\u00a02006 \u00e0\u00a02,5\u00a0milliards de dollars en\u00a02019, ceux relatifs au RG ont grimp\u00e9 en fl\u00e8che, passant de\u00a0700\u00a0millions de dollars \u00e0\u00a013\u00a0milliards de dollars au cours de la m\u00eame p\u00e9riode. Les contrats \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e0 long terme regroup\u00e9s dans le RG sont con\u00e7us de telle sorte que si les revenus relatifs au PHEO ne permettent pas d\u2019atteindre les rendements pr\u00e9cis\u00e9s dans ces contrats ou de respecter les tarifs r\u00e9glement\u00e9s, les paiements compensatoires du RG viennent alors combler l\u2019\u00e9cart.[3]<\/sup> Les co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e9tant fix\u00e9s par des contrats, si le PHEO est plus bas, le RG augmente. Le RG est maintenant la composante la plus importante (60\u00a0% en\u00a02019) du co\u00fbt total du r\u00e9seau.<\/p>\n

En Ontario, la transmission est presque enti\u00e8rement assur\u00e9e par Hydro One. Les revenus encaiss\u00e9s par Hydro One provenant de la transmission sont pass\u00e9es de\u00a01,2\u00a0milliard de dollars en\u00a02006 \u00e0\u00a01,7\u00a0milliard de dollars en\u00a02019, comme l\u2019illustre la Figure\u00a01. Cependant, la part de la transmission dans le co\u00fbt total du r\u00e9seau a l\u00e9g\u00e8rement diminu\u00e9, comme l\u2019illustre la Figure\u00a02.<\/p>\n

Figure 2 : Part du co\u00fbt du r\u00e9seau par composante<\/strong><\/p>\n

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Sources : Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SIERE), Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et Hydro One.<\/p>\n

De nombreuses soci\u00e9t\u00e9s de distribution locales\u00a0(SDL) fournissent des services en Ontario. En effet,\u00a059\u00a0SDL \u00e9taient en activit\u00e9 en\u00a02019, dont Hydro One.[4]<\/sup> La distribution repr\u00e9sente un co\u00fbt plus important que la transmission. Ce co\u00fbt est pass\u00e9\u00a02,7\u00a0milliards de dollars en\u00a02006 \u00e0\u00a03,9\u00a0milliards de dollars en\u00a02019. Malgr\u00e9 cela, la part de la distribution dans les co\u00fbts du r\u00e9seau a \u00e9galement diminu\u00e9 au fil des ans, comme l\u2019illustre la Figure\u00a02. La part combin\u00e9e de la transmission et de la distribution dans le co\u00fbt total du r\u00e9seau en\u00a02019 \u00e9tait l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieure \u00e0\u00a025\u00a0%, comparativement \u00e0\u00a033\u00a0% en\u00a02006.<\/p>\n

TRANSMISSION ET DISTRIBUTION<\/strong><\/p>\n

Pour examiner de fa\u00e7on plus approfondie les revenus provenant de la transmission et de la distribution, nous \u00e9tablissons une distinction entre les soci\u00e9t\u00e9s de transmission et de distribution locales de Hydro One exer\u00e7ant leurs activit\u00e9s en Ontario, les soci\u00e9t\u00e9s de distribution locales\u00a0(SDL) qui ont \u00e9t\u00e9 acquises par Hydro One et toutes les autres SDL.[5]<\/sup> Les revenus de distribution totaux de Hydro One sont pass\u00e9s de\u00a0900\u00a0millions de dollars en\u00a02006 \u00e0\u00a01,6\u00a0milliard de dollars en\u00a02019, tandis que les revenus de distribution des autres SDL sont pass\u00e9s de\u00a01,7\u00a0milliard de dollars \u00e0\u00a02,3\u00a0milliards de dollars au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, comme l\u2019illustre la Figure\u00a03 (que nous examinons plus en d\u00e9tail ci-dessous, en tenant compte de la densit\u00e9 de la client\u00e8le). En\u00a02015, le gouvernement pr\u00e9c\u00e9dent a entam\u00e9 la premi\u00e8re phase de privatisation de Hydro One. L\u2019Ontario poss\u00e8de donc maintenant un peu moins de la moiti\u00e9 des actions.[6]<\/sup><\/p>\n

Figure 3 : Co\u00fbts du r\u00e9seau exprim\u00e9s en revenus provenant de la transmission et de la distribution<\/strong><\/p>\n

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Sources : Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SIERE), Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et Hydro One.<\/p>\n

Parmi les principales cat\u00e9gories de d\u00e9penses de distribution, qui comprennent la d\u00e9pr\u00e9ciation ou l\u2019amortissement, le financement, l\u2019exploitation, l\u2019entretien et l\u2019administration, c\u2019est dans cette derni\u00e8re cat\u00e9gorie que les SDL ont le plus de latitude pour r\u00e9aliser des \u00e9conomies.[7]<\/sup> Entre\u00a02006 et\u00a02014, soit avant sa privatisation, les frais administratifs de Hydro One ont augment\u00e9 de\u00a082\u00a0%, passant de\u00a0134\u00a0$ par client \u00e0\u00a0244\u00a0$ par client, alors que ceux des autres distributeurs locaux ont augment\u00e9 de\u00a036\u00a0%, passant de\u00a0116\u00a0$ par client \u00e0\u00a0158\u00a0$ par client pendant la m\u00eame p\u00e9riode. M\u00eame en excluant sa derni\u00e8re ann\u00e9e en tant que soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00c9tat \u00e0 part enti\u00e8re, au cours de laquelle les frais administratifs ont le plus augment\u00e9, les hausses de ces frais \u00e0 Hydro One avant sa privatisation \u00e9taient plus rapides que celles du reste du secteur. La situation a chang\u00e9 apr\u00e8s\u00a02014. En effet, alors que les autres distributeurs locaux ont vu leurs frais administratifs moyens par client augmenter de\u00a05\u00a0%, passant de\u00a0158\u00a0$ par client en\u00a02014 \u00e0\u00a0166\u00a0$ par client en\u00a02019, ceux de Hydro One ont diminu\u00e9 de\u00a036\u00a0%, passant de\u00a0244\u00a0$ par client \u00e0\u00a0155\u00a0$ par client au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, comme l\u2019illustre la Figure\u00a04.[8]<\/sup><\/p>\n

Figure 4 : Frais administratifs de distribution pour Hydro One par rapport aux autres SDL<\/strong><\/p>\n

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Note : Ces d\u00e9penses administratives proviennent uniquement de la distribution, et ne comprennent pas les d\u00e9penses li\u00e9es \u00e0 la transmission.<\/p>\n

Sources : Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario et calculs de l\u2019auteur.<\/p>\n

LE R\u00d4LE DE L\u2019APPORT DES CONTRIBUABLES<\/strong><\/p>\n

Les gouvernements successifs de l\u2019Ontario ont eu de plus en plus recours \u00e0 un soutien financ\u00e9 par les contribuables pour g\u00e9rer les tarifs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Des programmes de subventions de toutes sortes ont vu le jour, puis ont \u00e9t\u00e9 modifi\u00e9s. Le premier changement majeur est survenu avec l\u2019adoption du Plan pour des frais d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9quitables en\u00a02017, qui s\u2019est ensuite transform\u00e9 en la remise de l\u2019Ontario pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de\u00a033,2\u00a0% en\u00a02020[9]<\/sup>. En r\u00e9ponse \u00e0 la pand\u00e9mie, le gouvernement a mis en \u0153uvre des programmes suppl\u00e9mentaires et a suspendu la tarification en fonction de l\u2019heure de consommation\u00a0\u2014 augmentant ainsi davantage les subventions tarifaires.[10]<\/sup> Dans son budget de novembre\u00a02020, la province a de nouveau modifi\u00e9 l\u2019apport des contribuables en couvrant\u00a085\u00a0% de la composante \u00e9nergie verte du RG gr\u00e2ce \u00e0 son plan exhaustif de r\u00e9duction des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, qui visait \u00e0 r\u00e9duire les co\u00fbts pour les entreprises et \u00e0 respecter son engagement politique \u00e0 augmenter les co\u00fbts r\u00e9sidentiels en fonction de l\u2019inflation.<\/p>\n

L\u2019entr\u00e9e en vigueur du Plan pour des frais d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9quitables le\u00a01er\u00a0juillet\u00a02017 a co\u00efncid\u00e9 \u00e0 la fois avec l\u2019augmentation initiale des subventions et la baisse substantielle de l\u2019indice des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9sidentielle en Ontario (Figure\u00a05).[11]<\/sup> Cependant, la hausse des co\u00fbts de l\u2019\u00e9nergie associ\u00e9e \u00e0 une volont\u00e9 politique de maintenir des tarifs bas ont fait exploser les subventions tarifaires \u00e0 des niveaux bien plus \u00e9lev\u00e9s que les ann\u00e9es pr\u00e9c\u00e9dentes. Au d\u00e9but de l\u2019exercice\u00a02021\u20132022, avec la mise en \u0153uvre de son plan exhaustif de r\u00e9duction des prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, la province a allou\u00e9\u00a06,5\u00a0milliards de dollars aux subventions \u00e0 la consommation.[12]<\/sup> Ainsi, les contribuables r\u00e9sidentiels ont pu b\u00e9n\u00e9ficier en\u00a02020 de tarifs aussi bas que ceux de l\u2019exercice\u00a02013\u20132014, alors que le co\u00fbt pour les contribuables n\u2019a jamais \u00e9t\u00e9 aussi \u00e9lev\u00e9.<\/p>\n

Figure 5 : Prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Ontario et apport des contribuables<\/strong><\/p>\n

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Note : Prix horaire de l\u2019\u00e9nergie en Ontario (PHOE) et rajustement global (RG) convertis en fonction de l\u2019exercice financier de l\u2019Ontario (fin d\u2019exercice au 31 mars) \u00e0 partir des co\u00fbts mensuels rapport\u00e9s par la SIERE et de l\u2019indice annuel converti.<\/p>\n

Sources : Comptes publics et estimations des d\u00e9penses du gouvernement de l\u2019Ontario; Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (SIERE).<\/p>\n

LE RAJUSTEMENT GLOBAL CONTINUE DE CRO\u00ceTRE POUR TOUS LES TYPES D\u2019\u00c9NERGIE<\/strong><\/p>\n

Le RG repr\u00e9sente l\u2019\u00e9cart entre les revenus que les producteurs per\u00e7oivent de contrats d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fixes \u00e0 long terme et ceux qu\u2019ils per\u00e7oivent du march\u00e9 de gros. Il repr\u00e9sente maintenant la plus grande part de la croissance des co\u00fbts du r\u00e9seau depuis\u00a02006. Le RG est pass\u00e9 de\u00a0700\u00a0millions de dollars en\u00a02006 \u00e0\u00a014\u00a0milliards de dollars en\u00a02020, soit une augmentation de\u00a01\u00a0900\u00a0%\u00a0(figure\u00a06).<\/p>\n

Figure 6 : Rajustement global par composante<\/strong><\/p>\n

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*Les donn\u00e9es sur le rajustement global par composante ne sont disponibles qu\u2019\u00e0 partir de 2015. Le rajustement global total agr\u00e9g\u00e9 est indiqu\u00e9 de 2006 \u00e0 2014.<\/p>\n

Source : SIERE, rapport sur le rajustement global.<\/p>\n

Tout le secteur de la production en Ontario re\u00e7oit des paiements hors march\u00e9 par l\u2019entremise du RG, et l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire et l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 en constituent la plus grande part, comme l\u2019illustre la figure\u00a06. En\u00a02020, la part d\u2019Ontario Power Generation\u00a0(OPG) dans les revenus du RG pour son \u00e9nergie nucl\u00e9aire et son hydro\u00e9lectricit\u00e9 s\u2019\u00e9levait \u00e0\u00a04,6\u00a0milliards de dollars; l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire qui ne provient pas d\u2019OPG repr\u00e9sentait\u00a02,8\u00a0milliards de dollars; l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne,\u00a02\u00a0milliards de dollars; l\u2019\u00e9nergie solaire,\u00a01,7\u00a0milliard de dollars; la production de gaz naturel,\u00a01,3\u00a0milliard de dollars; l\u2019\u00e9nergie hydro\u00e9lectrique ne provenant pas d\u2019OPG,\u00a0800\u00a0millions de dollars; et le reste du RG, class\u00e9 dans la cat\u00e9gorie \u00ab\u00a0autre\u00a0\u00bb,\u00a0600\u00a0millions de dollars.[13]<\/sup><\/p>\n

SOLUTIONS STRAT\u00c9GIQUES<\/strong><\/p>\n

Le gouvernement devrait chercher \u00e0 r\u00e9aliser des \u00e9conomies dans le co\u00fbt de l\u2019\u00e9nergie et \u00e0 trouver d\u2019autres sources d\u2019\u00e9conomies dans le r\u00e9seau de distribution de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, s\u2019appuyant ainsi sur les \u00e9conomies qu\u2019Hydro One a r\u00e9alis\u00e9es apr\u00e8s sa privatisation.<\/p>\n

R\u00c9PARTITION EFFICACE DES CO\u00dbTS DU RAJUSTEMENT GLOBAL<\/strong><\/p>\n

En \u00e9tablissant les bons signaux de prix pour que les consommateurs r\u00e9duisent leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les p\u00e9riodes o\u00f9 les co\u00fbts sont les plus \u00e9lev\u00e9s, la province peut r\u00e9duire le besoin de production co\u00fbteuse en p\u00e9riode de pointe, lorsqu\u2019il faut fournir une offre suppl\u00e9mentaire pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande. Les co\u00fbts globaux du r\u00e9seau peuvent \u00e9galement diminuer si les consommateurs augmentent leur demande pendant les p\u00e9riodes o\u00f9 les co\u00fbts sont faibles.<\/p>\n

Les consommateurs r\u00e9sidentiels et les petites entreprises sont soumis \u00e0 des prix fix\u00e9s par la CEO sur la base d\u2019une estimation du co\u00fbt de l\u2019approvisionnement pour ces consommateurs r\u00e9glement\u00e9s. Ces prix r\u00e9glement\u00e9s, r\u00e9partis en blocs de temps pendant la journ\u00e9e, correspondent approximativement au co\u00fbt du r\u00e9seau pendant des heures donn\u00e9es.<\/p>\n

Il existe des moyens plus pr\u00e9cis de r\u00e9partir les co\u00fbts, ce qui permet de r\u00e9duire la consommation pendant les heures \u00e0 co\u00fbt \u00e9lev\u00e9 et les co\u00fbts globaux du r\u00e9seau.[14]<\/sup> Une solution consiste \u00e0 fixer un prix qui n\u2019atteint des niveaux tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9s que pendant les p\u00e9riodes de tension du march\u00e9, ce que l\u2019on appelle la tarification en p\u00e9riode pointe. Une autre solution, de plus en plus viable avec l\u2019essor des appareils de chauffage domestique intelligents et des v\u00e9hicules \u00e9lectriques, consiste \u00e0 permettre aux gestionnaires de r\u00e9seau de r\u00e9duire la consommation de ces types d\u2019utilisation pendant les p\u00e9riodes o\u00f9 les co\u00fbts du r\u00e9seau sont \u00e9lev\u00e9s. Dans les deux cas, il en r\u00e9sulterait une baisse des co\u00fbts globaux pour les consommateurs r\u00e9sidentiels et les petites entreprises ainsi qu\u2019une baisse des co\u00fbts du r\u00e9seau. Ces mesures permettraient de r\u00e9duire la consommation au moment o\u00f9 il est le plus co\u00fbteux de s\u2019approvisionner en \u00e9nergie. L\u2019ajout de l\u2019une ou l\u2019autre solution possible sur le plan des prix pour les consommateurs pourrait r\u00e9duire les co\u00fbts du r\u00e9seau.<\/p>\n

Il existe deux groupes de consommateurs industriels et de grands consommateurs commerciaux. Les grands consommateurs (appel\u00e9s consommateurs de classe A) qui font partie de l\u2019Initiative d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie en milieu industriel\u00a0(IEEMI) peuvent r\u00e9duire la composante du RG annuel de leur facture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en r\u00e9duisant ou en \u00e9liminant leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les cinq heures de pointe de l\u2019ann\u00e9e. Les clients industriels et commerciaux plus petits (consommateurs de classe B) voient leur composante du RG horaire d\u00e9termin\u00e9e \u00e0 la fin du mois. Ce montant de fin de mois en $\/MWh s\u2019applique \u00e0 toute la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, quels que soient les co\u00fbts du r\u00e9seau pour une heure donn\u00e9e.<\/p>\n

Le syst\u00e8me de tarification de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 industrielle ne conduit pas \u00e0 une r\u00e9partition efficace ou \u00e9quitable des co\u00fbts au sein du r\u00e9seau. Les consommateurs de classe A font face \u00e0 un co\u00fbt trop \u00e9lev\u00e9 pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les heures de pointe et ne sont pas suffisamment r\u00e9compens\u00e9s pour avoir r\u00e9duit leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les cinq heures de consommation les plus importantes de l\u2019ann\u00e9e. L\u2019IEEMI permet \u00e0 une installation industrielle d\u2019\u00e9viter la portion \u00ab\u00a0RG\u00a0\u00bb de sa facture en r\u00e9duisant sa part d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les cinq heures de pointe au cours d\u2019une ann\u00e9e donn\u00e9e, mais celles-ci ne sont pas connues \u00e0 l\u2019avance. Si un client consommait de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant ces heures de pointe, le co\u00fbt \u00e9tait d\u2019environ\u00a0110\u00a0000\u00a0$\/MWh en\u00a02019. Ce co\u00fbt est bien sup\u00e9rieur \u00e0 celui de l\u2019installation d\u2019une capacit\u00e9 suppl\u00e9mentaire.[15]<\/sup> Avec de tels co\u00fbts excessifs pour les p\u00e9riodes de pointe, l\u2019IEEMI contribue \u00e0 une volatilit\u00e9 accrue pour l\u2019approvisionnement d\u2019\u00e9nergie directement connect\u00e9 en milieu industriel, car certains consommateurs r\u00e9duisent leur consommation pendant un nombre d\u2019heures bien plus important que celles qui constituent finalement les cinq p\u00e9riodes de consommation les plus importantes de l\u2019ann\u00e9e.<\/p>\n

La SIERE devrait plut\u00f4t cr\u00e9er, initialement \u00e0 titre de projet pilote pour tester l\u2019int\u00e9r\u00eat du march\u00e9, une ench\u00e8re d\u2019intervention sur la demande dans laquelle les clients de l\u2019IEEMI feraient des offres pour le prix en \u00e9change de la r\u00e9duction de leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 lorsque le r\u00e9seau est \u00e0 capacit\u00e9. Cela permettrait de cr\u00e9er un \u00ab\u00a0tarif interruptible\u00a0\u00bb bas\u00e9 sur le march\u00e9 pour les clients admissibles \u00e0 l\u2019IEEMI.[16]<\/sup><\/p>\n

Les clients admissibles \u00e0 l\u2019Initiative d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie en milieu industriel pourraient b\u00e9n\u00e9ficier d\u2019un tarif fixe plus bas bas\u00e9 sur la quantit\u00e9 de la demande qu\u2019ils offrent sur le march\u00e9 de l\u2019intervention de la demande. Un tel syst\u00e8me permettrait de mieux aligner les prix pay\u00e9s par les consommateurs industriels sur les co\u00fbts du r\u00e9seau, tout en pr\u00e9servant la comp\u00e9titivit\u00e9 industrielle. Un tel syst\u00e8me cr\u00e9erait \u00e9galement un signal bas\u00e9 sur le march\u00e9 pour que les consommateurs investissent dans des dispositifs de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 plut\u00f4t que de suivre les r\u00e8gles administratives arbitraires actuelles de l\u2019IEEMI.<\/p>\n

Pour les petits consommateurs industriels et commerciaux, la solution imm\u00e9diate consiste \u00e0 demander \u00e0 la SIERE d\u2019\u00e9tablir le RG sur une base horaire. Sans ces frais variables dans le temps, de nombreux consommateurs industriels et commerciaux ne sont pas incit\u00e9s \u00e0 att\u00e9nuer leur consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. L\u2019aplanissement du taux d\u2019utilisation d\u2019\u00e9nergie permet d\u2019\u00e9conomiser des co\u00fbts au sein du r\u00e9seau en r\u00e9duisant le besoin de capacit\u00e9 suppl\u00e9mentaire pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande de pointe. Un tarif horaire pour le RG encouragerait les fabricants sensibles aux prix \u00e0 pousser la production t\u00f4t le matin pour \u00e9viter les apr\u00e8s-midi et les soir\u00e9es \u00e0 forte utilisation et \u00e0 prix \u00e9lev\u00e9 pour le r\u00e9seau. La CEO \u00e9tudie un tel concept et devrait mettre en place un programme pilote de tarification pour les clients volontaires.[17]<\/sup><\/p>\n

POUVOIR DE R\u00c9GLEMENTATION<\/strong><\/p>\n

L\u2019approche pratique et peu contraignante du gouvernement de l\u2019Ontario en mati\u00e8re d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie est depuis longtemps au centre de la controverse. La CEO ne dispose pas de pouvoirs d\u2019examen r\u00e9glementaire suffisants pour assurer un contr\u00f4le de la direction du secteur par le gouvernement.[18]<\/sup><\/p>\n

En 2004, la province a cr\u00e9\u00e9 l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario\u00a0(OEO), qui avait un vaste mandat en vertu duquel il \u00e9tait charg\u00e9 de pr\u00e9voir l\u2019offre et la demande, d\u2019\u00e9valuer l\u2019ad\u00e9quation de celles-ci \u00e0 long terme, d\u2019acheter de la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour la province et de superviser les programmes de conservation. L\u2019OEO a sign\u00e9 des contrats principalement avec des centrales de gaz naturel dans un premier temps, puis avec des producteurs d\u2019\u00e9nergies renouvelables, ce qui a conduit au co\u00fbt \u00e9lev\u00e9 de ces installations de production aujourd\u2019hui, bien qu\u2019il y ait eu quelques versions d\u2019approvisionnement sous forme concurrentielle.<\/p>\n

La tendance \u00e0 l\u2019augmentation des pouvoirs minist\u00e9riels s\u2019est poursuivie avec la promulgation de la Loi de\u00a02009 sur l\u2019\u00e9nergie verte<\/em>[19]<\/sup>, qui a conf\u00e9r\u00e9 des pouvoirs suppl\u00e9mentaires au minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie. Cette loi est surtout connue pour l\u2019\u00e9tablissement du tarif de rachat qui donnait \u00e0 toutes les installations d\u2019\u00e9nergies renouvelables le droit \u2014 jusqu\u2019\u00e0 une capacit\u00e9 totale d\u00e9termin\u00e9e \u2014 de se connecter au r\u00e9seau et de recevoir un tarif fixe g\u00e9n\u00e9reux pour leur \u00e9nergie.[20]<\/sup> Cela a entra\u00een\u00e9 un afflux d\u2019\u00e9nergies renouvelables, avec des co\u00fbts proportionnellement \u00e9lev\u00e9s, tandis que la planification du r\u00e9seau et la surveillance r\u00e9glementaire sont pass\u00e9es au second plan.<\/p>\n

Au moment o\u00f9 l\u2019OEO a fusionn\u00e9 avec la SIERE en\u00a02015, elle comptait plus de\u00a033\u00a0000 contrats de production d\u2019\u00e9nergie, dont la plupart avaient une dur\u00e9e de\u00a020\u00a0ans. La majeure partie de ces contrats concernait les \u00e9nergies renouvelables, mais portait \u00e9galement sur d\u2019autres sources d\u2019\u00e9nergie comme la production au gaz naturel. Entre\u00a02005 et\u00a02015, le minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie a publi\u00e9 plus de\u00a0100\u00a0directives \u00e0 la SIERE (et auparavant \u00e0 l\u2019OEO) pour qu\u2019elle assure l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie sans examen r\u00e9glementaire.[21]<\/sup><\/p>\n

D\u00c9PLACEMENT DES POUVOIRS DE D\u00c9CISION<\/strong><\/p>\n

La Loi de\u00a02009 sur l\u2019\u00e9nergie verte <\/em>a \u00e9t\u00e9 abrog\u00e9e en\u00a02019, mais l\u2019approche du haut vers le bas du gouvernement de l\u2019Ontario en mati\u00e8re d\u2019approvisionnement \u00e9nerg\u00e9tique a permis aux responsables des directives minist\u00e9rielles de fa\u00e7onner le r\u00e9seau, tout en \u00e9tant largement d\u00e9pourvus de surveillance r\u00e9glementaire. Ce n\u2019est pas l\u2019\u00e9nergie renouvelable qui est \u00e0 bl\u00e2mer pour l\u2019augmentation des co\u00fbts, mais plut\u00f4t le cadre utilis\u00e9 pour l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie. Malheureusement, le fardeau de ces d\u00e9cisions \u00e0 courte vue retombe sur les futurs contribuables et payeurs de taxes (l\u2019Alberta nous a montr\u00e9 une meilleure fa\u00e7on de r\u00e9duire les co\u00fbts des \u00e9nergies renouvelables en concevant mieux les contrats \u00e0 long terme \u2014 voir l\u2019Encadr\u00e9\u00a01). Une solution pour att\u00e9nuer les erreurs politiques co\u00fbteuses \u00e0 l\u2019avenir serait de limiter l\u2019interf\u00e9rence politique dans la planification du r\u00e9seau et l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie. Les gouvernements font souvent des choix bas\u00e9s sur un large \u00e9ventail de crit\u00e8res dans leurs objectifs politiques g\u00e9n\u00e9raux. La l\u00e9gislation est le bon forum pour les objectifs socio-\u00e9conomiques. La mise en \u0153uvre devrait ensuite \u00eatre laiss\u00e9e aux organismes ind\u00e9pendants. Cela permettrait aux organismes de r\u00e9glementation d\u2019avoir comme seule priorit\u00e9 la recherche de l\u2019efficacit\u00e9 \u00e9conomique.[22]<\/sup><\/p>\n\n\n\n\n
Encadr\u00e9\u00a01\u00a0: Une meilleure fa\u00e7on d\u2019assurer l\u2019approvisionnement en \u00e9nergie verte<\/span><\/strong><\/td>\n<\/tr>\n
Le gouvernement de l\u2019Alberta a lanc\u00e9 le Renewable Electricity Program <\/em>(programme d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable \u2014 ou REP) en\u00a02017 dans le but d\u2019ajouter au r\u00e9seau l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable. Contrairement au programme de tarifs de rachat de l\u2019Ontario, le REP a utilis\u00e9 la concurrence comme force motrice de l\u2019approvisionnement. Trois ench\u00e8res concurrentielles pour une quantit\u00e9 fixe de capacit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 organis\u00e9es entre\u00a02017 et\u00a02018, au cours desquelles les offres les moins ch\u00e8res ont \u00e9t\u00e9 retenues. Cette fa\u00e7on de faire favorise non seulement la construction en premier lieu de l\u2019installation de production la moins co\u00fbteuse, mais pr\u00e9sente l\u2019avantage suppl\u00e9mentaire de conna\u00eetre les prix. Le prix moyen des contrats \u00e9oliens \u00e9tait de\u00a037\u00a0$\/MWh.[23]<\/sup> Ces contrats de\u00a020\u00a0ans \u00e9taient des \u00ab\u00a0contrats pour des \u00e9carts de prix\u00a0\u00bb, ce qui signifie que lorsque les prix du march\u00e9 sont sup\u00e9rieurs \u00e0\u00a037\u00a0$\/MWh, le gouvernement per\u00e7oit le montant correspondant \u00e0 l\u2019\u00e9cart de prix, et si les prix sont inf\u00e9rieurs, le gouvernement paie le montant correspondant \u00e0 cet \u00e9cart. \u00c0 ce jour, ces contrats ont \u00e9t\u00e9 rentables pour le gouvernement puisque le prix pond\u00e9r\u00e9 par la production depuis le d\u00e9but est l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieur \u00e0\u00a038\u00a0$\/MWh. En outre, les contrats attribu\u00e9s dans le cadre des ench\u00e8res du REP stipulent que les parcs \u00e9oliens renoncent \u00e0 leur droit de recevoir des compensations de carbone \u2014 ce qui permet de r\u00e9aliser des \u00e9conomies suppl\u00e9mentaires.<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

 <\/p>\n

La SIERE, si elle est soumise \u00e0 un examen r\u00e9glementaire appropri\u00e9 par la CEO, est plus en mesure que le gouvernement de prendre des d\u00e9cisions sur les moyens les plus \u00e9conomiques d\u2019assurer l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9. Cependant, la CEO n\u2019a pas actuellement le pouvoir d\u2019examiner le processus d\u2019approvisionnement de la SIERE ou les d\u00e9cisions du gouvernement. Un tel pouvoir d\u2019examen pourrait r\u00e9duire le risque que l\u2019Ontario r\u00e9p\u00e8te les erreurs du pass\u00e9 en mati\u00e8re d\u2019approvisionnement et pourrait offrir le m\u00eame avantage aux autres provinces, comme l\u2019illustrent le site\u00a0C en ColombieBritannique ou Muskrat Falls (Terre-Neuve-et-Labrador), o\u00f9 les organismes de r\u00e9glementation ont \u00e9t\u00e9 mis sur la touche.[24]<\/sup><\/span> Le gouvernement de l\u2019Ontario peut \u00e9galement att\u00e9nuer le risque pour les contribuables en cr\u00e9ant un groupe concurrentiel d\u2019acheteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, au lieu de s\u2019en remettre uniquement \u00e0 la SIERE.[25]<\/sup> Dans un tel syst\u00e8me, les SDL participeraient \u00e0 des groupes d\u2019achat pr\u00e9voyant chacun la demande dans les zones qu\u2019ils desservent. Ces fournisseurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9duiraient le risque global des contrats et de l\u2019approvisionnement pour les contribuables. Les risques seraient partag\u00e9s avec les actionnaires des entreprises desservant les clients. Ces fournisseurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pourraient prendre part \u00e0 un march\u00e9 contractuel exploit\u00e9 par la SIERE et r\u00e9glement\u00e9 par la CEO, comme le recommande M.\u00a0Shaffer.[26]<\/sup><\/p>\n

R\u00c9DUCTION DES CO\u00dbTS DE DISTRIBUTION<\/strong><\/p>\n

Une solution pour r\u00e9duire les co\u00fbts du r\u00e9seau de distribution consisterait \u00e0 ce que la province adopte des changements fiscaux permettant aux villes de trouver des investisseurs externes qui peuvent r\u00e9duire les co\u00fbts, tout en d\u00e9gageant de la valeur pour les contribuables municipaux. Une autre solution consisterait \u00e0 trouver d\u2019autres moyens d\u2019encourager les SDL \u00e0 r\u00e9aliser des \u00e9conomies gr\u00e2ce aux \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle.<\/p>\n

RECHERCHE D\u2019\u00c9CONOMIES D\u2019\u00c9CHELLE DANS LES PLUS PETITES SDL<\/strong><\/p>\n

La figure\u00a07 pr\u00e9sente les co\u00fbts administratifs ajust\u00e9s par client de chaque SLD en fonction du nombre de clients de cette SLD de\u00a02014 \u00e0\u00a02019. On peut r\u00e9aliser des \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle dans les SDL \u2014 mais jusqu\u2019\u00e0 un certain point. Les plus petites SDL avaient des co\u00fbts administratifs qui \u00e9taient sup\u00e9rieurs de 300\u00a0$ ou plus que la moyenne des SDL au cours de cette p\u00e9riode.[27]<\/sup> Si ces plus petites SDL fusionnaient pour profiter d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle, elles pourraient r\u00e9aliser des \u00e9conomies importantes par client. Cependant, comme ces petites SDL ont peu de clients, les \u00e9conomies ne seraient pas significatives \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau.<\/p>\n

Figure 7 : Co\u00fbts administratifs relatifs selon la taille de la client\u00e8le, 2014\u20132019<\/strong><\/p>\n

\"\"<\/p>\n

Note : Les co\u00fbts administratifs relatifs sont calcul\u00e9s \u00e0 partir d\u2019une analyse de r\u00e9gression qui contr\u00f4le les effets propre \u00e0 l\u2019ann\u00e9e et \u00e0 la densit\u00e9 de la client\u00e8le par km\u00b2 de service. La m\u00e9thodologie est la m\u00eame que celle utilis\u00e9e par Garner, Fyfe, et Vegh.[28]<\/sup> En \u00e9liminant par r\u00e9gression la relation entre la densit\u00e9 de client\u00e8le et les co\u00fbts administratifs par client, cela laisse un solde qui, par d\u00e9finition, est inexpliqu\u00e9 par la densit\u00e9 de client\u00e8le.<\/p>\n

Sources : Annuaires des services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario; calculs de l\u2019auteur.<\/p>\n

De plus, il ne semble pas y avoir d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle dans l\u2019administration des SDL appartenant aux municipalit\u00e9s qui comptent plus de 300 000 clients. Par exemple, Toronto Hydro, qui comptait environ\u00a0780\u00a0000\u00a0clients en\u00a02019, a des co\u00fbts administratifs plus \u00e9lev\u00e9s que la moyenne et a vu ses co\u00fbts administratifs par client augmenter depuis 2014. La fusion pour cr\u00e9er Alectra (annonc\u00e9e en\u00a02015) t\u00e9moigne de ce fait \u00e9galement. Comparativement aux co\u00fbts administratifs pond\u00e9r\u00e9s par client de 2014 des entreprises qui la composent (Powerstream, Horizon, Enersource et Hydro One Brampton) qui s\u2019\u00e9levaient \u00e0\u00a0138 $, les co\u00fbts administratifs par client de la nouvelle entreprise sont pass\u00e9s \u00e0\u00a0143 $ en\u00a02019.<\/p>\n

RECHERCHE D\u2019INVESTISSEMENTS PRIV\u00c9S DANS LES SDL APPARTENANT \u00c0 DES MUNICIPALIT\u00c9S<\/strong><\/p>\n

Un seul grand distributeur local a b\u00e9n\u00e9fici\u00e9 d\u2019investissements priv\u00e9s au cours de cette p\u00e9riode : le secteur \u00ab distribution \u00bb de Hydro One. Ce secteur a r\u00e9alis\u00e9 la plus grande \u00e9conomie de co\u00fbts administratifs par client au cours de cette p\u00e9riode, soit\u00a090\u00a0$ par client. Cela repr\u00e9sentait une \u00e9conomie de\u00a037% sur la part des\u00a0244\u00a0$ de co\u00fbts administratifs de\u00a02014 de chaque client de Hydro One. \u00c0 partir de\u00a02015, les investisseurs priv\u00e9s ont probablement apport\u00e9 une certaine discipline en mati\u00e8re de co\u00fbts \u00e0 Hydro One, ce qui n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 le cas lors de la fusion pour former Alectra.<\/p>\n

Qu\u2019adviendrait-il si toutes les autres SDL de l\u2019Ontario suivaient cette voie et r\u00e9alisaient des \u00e9conomies de co\u00fbts administratifs similaires de 37 % par client? En utilisant les donn\u00e9es de 2019, on constate que les co\u00fbts administratifs actuels d\u2019environ 650 millions de dollars diminueraient de 239 millions de dollars, ce qui permettrait \u00e0 chaque client client des SDL d\u2019\u00e9conomiser 61 $ annuellement. Comme les co\u00fbts totaux des SDL appartenant aux municipalit\u00e9s \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau s\u2019\u00e9l\u00e8vent \u00e0 environ 2 milliards de dollars, l\u2019investissement priv\u00e9 pourrait donc r\u00e9duire ces co\u00fbts d\u2019environ 10 %.<\/p>\n

Pour que la province permette aux administrations publiques locales de r\u00e9aliser des \u00e9conomies administratives similaires gr\u00e2ce \u00e0 l\u2019investissement priv\u00e9, elle devrait \u00e9liminer une s\u00e9rie de taxes propres aux SDL.[29]<\/sup> La province devrait \u00e9liminer les paiements en remplacement d\u2019imp\u00f4ts sur les soci\u00e9t\u00e9s (PRIS), qui recueillent l\u2019\u00e9quivalent de l\u2019imp\u00f4t f\u00e9d\u00e9ral et provincial sur le revenu des soci\u00e9t\u00e9s pour la province. Elle devrait \u00e9galement \u00e9liminer une taxe de d\u00e9part semblable \u00e0 un imp\u00f4t sur les gains en capital lorsqu\u2019on quitte le r\u00e9gime des PRIS. La province devrait \u00e9galement \u00e9liminer une taxe de transfert de\u00a022% qu\u2019elle pr\u00e9l\u00e8ve sur la valeur des actifs vendus. Ces taxes visaient \u00e0 assurer que la province dispose d\u2019un filet de s\u00e9curit\u00e9 financier pour att\u00e9nuer la dette insurmontable provinciale des ann\u00e9es\u00a01990 au cas o\u00f9 les actifs \u00e9lectriques quitteraient la propri\u00e9t\u00e9 publique. Maintenant que la dette a \u00e9t\u00e9 r\u00e9duite gr\u00e2ce aux PRIS per\u00e7us pendant des d\u00e9cennies aupr\u00e8s des SDL, de Hydro One et d\u2019Ontario Power Generation, il n\u2019y a aucune raison d\u2019imposer une taxe pour ces motifs.<\/p>\n

Quel est l\u2019argument en faveur du maintien des SDL dans le secteur public? Il doit y avoir un objectif politique clair, tel que corriger une d\u00e9faillance du march\u00e9 ou combler un vide sur le march\u00e9.[30]<\/sup> Dans le contexte d\u2019un r\u00e9seau \u00e9lectrique, les d\u00e9faillances du march\u00e9 les plus \u00e9videntes sont les monopoles naturels de distribution et de transmission. Pour corriger ces d\u00e9faillances du march\u00e9, il faut une r\u00e9glementation stricte des tarifs \u2014 et non que le gouvernement soit propri\u00e9taire de SDL. L\u2019investissement priv\u00e9 att\u00e9nue les risques que les contribuables devraient autrement assumer et incite davantage \u00e0 r\u00e9duire les co\u00fbts contr\u00f4lables.<\/p>\n

Les villes aussi b\u00e9n\u00e9ficieraient d\u2019une manne, avec des estimations de la valeur des capitaux propres municipaux entre\u00a011 et\u00a014\u00a0milliards de dollars.[31]<\/sup> Les villes pourraient transformer les capitaux \u00e9chou\u00e9s dans les SDL en infrastructures n\u00e9cessaires telles que celles pour les transports en commun, les routes ou les \u00e9gouts.<\/p>\n

R\u00c9DUCTION DE LA D\u00c9PENDANCE \u00c0 L\u2019\u00c9GARD DE L\u2019APPORT DES CONTRIBUABLES<\/strong><\/p>\n

Alors que les co\u00fbts du r\u00e9seau \u2014 en particulier dans le domaine de la production d\u2019\u00e9nergie \u2014 ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter, le gouvernement de l\u2019Ontario s\u2019est de plus en plus tourn\u00e9 vers les contribuables pour maintenir la facture totale \u00e0 un bas niveau. Les estimations les plus r\u00e9centes du minist\u00e8re des Finances r\u00e9v\u00e8lent que le co\u00fbt des subventions atteindra la somme stup\u00e9fiante de\u00a06,5\u00a0milliards de dollars pour l\u2019exercice 2021\u20132022, soit pr\u00e8s de 3,5% des d\u00e9penses totales du gouvernement. Pour mettre ce chiffre en contexte, ce m\u00eame budget proposait de consacrer\u00a05,8\u00a0milliards de dollars de l\u2019argent des contribuables aux soins de longue dur\u00e9e. Le budget total pour le transport est \u00e9galement moins \u00e9lev\u00e9 que cette somme, soit\u00a06,2\u00a0milliards de dollars. Cette approche n\u2019est pas viable \u00e0 long terme et risque de faire augmenter encore les co\u00fbts. Le fait que les contribuables subventionnent les co\u00fbts a pour effet que les consommateurs r\u00e9agissent en utilisant plus d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019ils ne l\u2019auraient fait autrement. Les co\u00fbts totaux du r\u00e9seau augmenteront en raison de l\u2019att\u00e9nuation des prix.[32]<\/sup><\/p>\n

\u00c0 partir de\u00a02021, une grande partie de l\u2019apport des contribuables sera consacr\u00e9e \u00e0 la r\u00e9duction du RG. Les consommateurs r\u00e9sidentiels et les petites entreprises constateront une r\u00e9duction proportionnelle de leur subvention de contribuable sous forme de rabais sur facture. Toutefois, ils continueront \u00e0 b\u00e9n\u00e9ficier d\u2019un montant consid\u00e9rable de subvention de contribuable sur facture. La justification politique du financement par les contribuables de la composante \u00e9nergie verte du RG repose sur le raisonnement voulant que les d\u00e9cisions politiques prises pour des raisons \u00e9nerg\u00e9tiques non marchandes devraient \u00eatre financ\u00e9es en dehors du r\u00e9seau \u00e9nerg\u00e9tique. Cela justifie en partie le montant de la subvention annonc\u00e9 dans le budget de l\u2019Ontario de\u00a02020. Ce montant est justifi\u00e9 sur le plan \u00e9conomique parce que les entreprises ontariennes qui sont en concurrence, \u00e0 l\u2019\u00e9chelle mondiale, avec des entreprises qui paient des prix fix\u00e9s par le march\u00e9 n\u2019ont pas besoin d\u2019assumer des d\u00e9cisions motiv\u00e9es par des raisons politiques en mati\u00e8re d\u2019approvisionnement \u00e9nerg\u00e9tique. Les subventions sur facture au-del\u00e0 de ce montant sont donc peu justifi\u00e9es et devraient \u00eatre \u00e9limin\u00e9es progressivement.<\/p>\n

Les subventions r\u00e9sidentielles sont davantage motiv\u00e9es par des raisons politiques. Il existe plusieurs fa\u00e7ons de r\u00e9duire cette subvention d\u2019une mani\u00e8re politiquement acceptable, par exemple en la mettant sous condition de ressources ou en l\u2019appliquant uniquement jusqu\u2019\u00e0 un certain montant de consommation.<\/p>\n

CONCLUSION<\/strong><\/p>\n

Le co\u00fbt du r\u00e9seau de l\u2019Ontario est pass\u00e9 de 12 milliards de dollars en 2006 \u00e0 21 milliards de dollars en 2019, alors que la demande a diminu\u00e9 de\u00a010\u00a0% au cours de la m\u00eame p\u00e9riode. Le co\u00fbt de l\u2019\u00e9nergie a \u00e9t\u00e9 le principal facteur de croissance des co\u00fbts du r\u00e9seau. \u00c0 mesure que les co\u00fbts continuent de grimper, le gouvernement de l\u2019Ontario compte de plus en plus sur les contribuables pour l\u2019aider \u00e0 payer la facture, ce qui favorise probablement l\u2019augmentation des co\u00fbts du r\u00e9seau.<\/p>\n

Le rajustement global a connu une croissance spectaculaire, et les co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques \u00e9lev\u00e9s sont \u00e0 l\u2019origine des r\u00e9centes flamb\u00e9es de prix. La solution \u00e0 court terme \u00e0 ce probl\u00e8me consiste \u00e0 se concentrer sur de meilleurs signaux de prix et sur une meilleure r\u00e9partition des risques pour tous les types de clients afin de maintenir les co\u00fbts \u00e0 un bas niveau. Les solutions \u00e0 long terme pour r\u00e9duire les co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques n\u00e9cessitent un changement syst\u00e9mique. Le gouvernement de l\u2019Ontario devrait mettre fin \u00e0 sa mainmise sur la planification et l\u2019approvisionnement du r\u00e9seau. Le gouvernement de l\u2019Ontario devrait plut\u00f4t fournir des directives strat\u00e9giques de haut niveau pour habiliter la CEO \u00e0 r\u00e9glementer ainsi que pour s\u2019assurer de l\u2019ind\u00e9pendance de la SIERE afin de ne pas r\u00e9p\u00e9ter les erreurs du pass\u00e9.<\/p>\n

Pour favoriser d\u2019autres r\u00e9ductions des co\u00fbts au sein du r\u00e9seau, la province devrait encourager les SDL \u00e0 trouver des fa\u00e7ons de faire des \u00e9conomies. Une solution consisterait \u00e0 ce que la province adopte des changements fiscaux permettant aux villes de trouver des investisseurs externes qui pourraient r\u00e9duire les co\u00fbts, ce qui lib\u00e9rerait de la valeur pour les contribuables municipaux. Enfin, la province devrait \u00e9liminer les subventions au-del\u00e0 de ce qui couvre la composante \u00e9nergie verte.<\/p>\n

*Joel Balyk est associ\u00e9 de recherche, et Benjamin Dachis est directeur des affaires publiques \u00e0 l\u2019Institut C.D. Howe. Une version ant\u00e9rieure de cet article a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 publi\u00e9e par l\u2019Institut. Voir Benjamin Dachis et Joel Balyk, \u00ab Power Surge : The Causes of (and Solutions to) Ontario\u2019s Electricity Price Rise Since 2006 \u00bb (15 juin 2021), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/-brief_316_0.pdf<\/a>>.<\/p>\n

Les auteurs souhaitent remercier Alexandre Laurin, William B.P. Robson et James Hinds de leurs commentaires sur une \u00e9bauche ant\u00e9rieure. Ils remercient \u00e9galement Grant Bishop, Blake Shaffer et Mariam Ragab d\u2019avoir rassembl\u00e9 les donn\u00e9es relatives \u00e0 tous les r\u00e9seaux provinciaux d\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

    \n
  1. Grant Bishop, Mariam Ragab et Blake Shaffer, \u00ab The Price of Power: Comparative Electricity Costs across Provinces \u00bb (octobre 2020), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/Commentary%20582.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  2. Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, \u00ab Hourly Demand Report \u00bb (derni\u00e8re modification le mai 2018), en ligne : <reports.ieso.ca\/public\/Demand\/<\/a>> (Nous utilisons 2006 comme ann\u00e9e de base pour l\u2019analyse des donn\u00e9es agr\u00e9g\u00e9es sur les co\u00fbts du r\u00e9seau, car c\u2019est la premi\u00e8re ann\u00e9e o\u00f9 nous avons des donn\u00e9es uniformes pour toutes les parties du r\u00e9seau.)<\/li>\n
  3. Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, \u00ab Global Adjustment (GA) \u00bb (derni\u00e8re consultation le juin 2021), en ligne : <www.ieso.ca\/en\/%20power-data\/price-overview\/global-adjustmen<\/a>t>.<\/li>\n
  4. Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, \u00ab Yearbook of Electricity Distributors 2019\/20 \u00bb (13 ao\u00fbt 2020), en ligne (pdf) : <www.oeb.ca\/oeb\/_Documents\/RRR\/2019_Yearbook_of_Electricity_Distributors.pdf?v=20201116<\/a>>.<\/li>\n
  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\u2019incluons pas Hydro One Brampton dans la pr\u00e9sente analyse historique ou dans l\u2019analyse subs\u00e9quente, puisqu\u2019elle exer\u00e7ait ses activit\u00e9s \u00e0 titre de soci\u00e9t\u00e9 distincte jusqu\u2019\u00e0 ce qu\u2019elle soit fusionn\u00e9e \u00e0 Alectra. Ces services publics achet\u00e9s repr\u00e9sentent une petite partie des co\u00fbts totaux du secteur et ne constituent pas un \u00e9l\u00e9ment important de l\u2019analyse. Nous ne distinguons donc pas ces SDL qui ont fait l\u2019objet d\u2019une acquisition dans notre analyse ult\u00e9rieure.<\/li>\n
  6. Hydro One, \u00ab 2019 Annual Report \u00bb (2020), en ligne (pdf) : <www.hydroone.com\/investorrelations\/Documents\/AR2019\/Hydro%20One%20Limited%20Annual%20Report%202019%20Financial%20Statements.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  7. Entre 2006 et 2019, les co\u00fbts administratifs de Hydro One repr\u00e9sentaient environ de 22 \u00e0 25 % des co\u00fbts totaux. Pour le reste des SDL de l\u2019Ontario, ces co\u00fbts repr\u00e9sentaient environ de 28 \u00e0 33 % des co\u00fbts totaux.<\/li>\n
  8. Dans son rapport annuel de 2020, Hydro One faisait part d\u2019\u00e9conomies de productivit\u00e9 de 738 millions de dollars depuis 2015, en donnant comme exemples de telles \u00e9conomies des initiatives d\u2019optimisation de la cha\u00eene d\u2019approvisionnement et du parc de v\u00e9hicules, des \u00e9conomies dans les contrats de TI ainsi que des changements aux centres d\u2019appels des clients.<\/li>\n
  9. Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, communiqu\u00e9, \u00ab La Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario \u00e9tablit de nouveaux prix d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour les m\u00e9nages et les petites entreprises \u00bb (13 octobre 2020), en ligne : <www.oeb.ca\/fr\/salle-des-medias\/2020\/la-commission-de-lenergie-de-lontario-etablit-de-nouveaux-prix-delectricite<\/a>>.<\/li>\n
  10. Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, communiqu\u00e9, \u00ab La tarification selon l\u2019heure de consommation et la tarification par palier sont \u00e0 nouveau en vigueur \u00bb (22 f\u00e9vrier 2021), en ligne : <www.oeb.ca\/fr\/salle-des-medias\/2021\/la-tarification-selon-lheure-de-consommation-et-la-tarification-par-palier<\/a>>.<\/li>\n
  11. En 2017, le gouvernement de l\u2019Ontario a mis en place un programme de refinancement sans co\u00fbt fiscal apparent qui, apr\u00e8s avoir en partie amen\u00e9 le v\u00e9rificateur g\u00e9n\u00e9ral \u00e0 remettre en question l\u2019exactitude des \u00e9tats financiers de la province, a \u00e9t\u00e9 converti en subvention explicite financ\u00e9e par les contribuables.<\/li>\n
  12. Gouvernement de l\u2019Ontario, \u00ab Minist\u00e8re de l\u2019\u00c9nergie, du D\u00e9veloppement du Nord et des Mines \u2013 Budget des d\u00e9penses (2021\u20132022) \u00bb (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<\/a>>.<\/li>\n
  13. Malheureusement, il n\u2019existe pas de donn\u00e9es comparables sur la capacit\u00e9 de production pour mesurer le co\u00fbt unitaire des composantes du RG.<\/li>\n
  14. Bishop, Ragab et Shaffer, supra<\/em> note 1.<\/li>\n
  15. Grant Bishop et Benjamin Dachis, \u00ab Ontario Industrial Power Prices are Set to Spike: A Four-part Reform \u00bb (5 mai 2021), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/IM-Bishop-2020-0505.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  16. Pour sa part, Hydro-Qu\u00e9bec offre des cr\u00e9dits aux grands clients en \u00e9change d\u2019une r\u00e9duction de la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 sa demande. Voir Hydro-Qu\u00e9bec, \u00ab Options d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 interruptible pour la client\u00e8le au tarif L \u00bb (derni\u00e8re consultation le 15 juin 2021), en ligne : <www.hydroquebec.com\/affaires\/espace-clients\/tarifs\/option-electricite-interruptible-clientele-grande-puissance.html<\/a>>.<\/li>\n
  17. Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario, \u00ab Staff Research Paper: Examination of Alternative Price Designs for the Recovery of Global Adjustment Costs from Class B Consumers in Ontario \u00bb (28 f\u00e9vrier 2019), en ligne (pdf) : <www.oeb.ca\/sites\/default\/files\/rpp-roadmap-staff-research-paper-20190228.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  18. Bureau du v\u00e9rificateur g\u00e9n\u00e9ral de l\u2019Ontario, \u00ab Rapport annuel 2011 \u00bb (automne 2011) aux pp 96\u2013133, en ligne (pdf) : <www.auditor.on.ca\/fr\/content-fr\/annualreports\/arreports\/fr11\/2011ar_fr.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  19. LO 2009, c 12, annexe A.<\/li>\n
  20. George Vegh, \u00ab Electricity Procurements in Ontario: Time for a New Approach \u00bb (27 f\u00e9vrier 2020), en ligne (pdf)\u00a0: Ontario 360<\/em> <on360.ca\/wp-content\/uploads\/2020\/02\/Electricity-Procurements-in-Ontario-Time-for-a-New-ApproachFINAL-1.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  21. Michael Trebilcock, \u00ab Ontario\u2019s Green Energy Experience: Sobering Lessons for Sustainable Climate Change Policies \u00bb (15 ao\u00fbt 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/e-brief_263.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  22. Jeffery Church, \u00ab Defining the Public Interest in Regulatory Decisions: The Case for Economic Efficiency \u00bb (9 mai 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/Commentary_478.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  23. Sara Hastings-Simon et Blake Shaffer, \u00ab Valuing Alberta\u2019s Renewable Electricity Program \u00bb (mars 2021), en ligne (pdf) : University of Calgary, The School of Public Policy<\/em> <www.policyschool.ca\/wp-content\/uploads\/2021\/03\/EEP-trends-Shaffer.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  24. A.J. Goulding, \u00ab Dammed If You Do: How Sunk Costs Are Dragging Canadian Electricity Ratepayers Underwater \u00bb (17 janvier 2019), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/Commentary_528.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  25. A.J. Goulding, \u00ab A New Blueprint for Ontario\u2019s Electricity Market \u00bb (18 septembre 2013), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/Commentary_389_0.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  26. Voir Blake Shaffer, \u00ab Using Forward Contracts to Deliver Reliable and Affordable Power \u00bb (18 octobre 2019), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/IM-Shaffer-2019-10-18.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  27. Les co\u00fbts administratifs sont ajust\u00e9s pour tenir compte des co\u00fbts plus \u00e9lev\u00e9s des SDL qui desservent un vaste territoire. Les co\u00fbts administratifs par client d\u2019une SDL sont positifs s\u2019ils sont plus \u00e9lev\u00e9s que ceux d\u2019une SDL de densit\u00e9 moyenne de la client\u00e8le, et n\u00e9gatifs si les co\u00fbts sont inf\u00e9rieurs \u00e0 la moyenne. Cette m\u00e9thodologie est conforme \u00e0 celle de Stephen Fyfe, Mark Garner et George Vegh, \u00ab Mergers by Choice, Not Edict: Reforming Ontario\u2019s Electricity Distribution Policy \u00bb (25 mars 2013), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/Commentary_376_0.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  28. Ibid<\/em>.<\/li>\n
  29. Ibid<\/em>.<\/li>\n
  30. De nombreuses administrations publiques en Am\u00e9rique du Nord (y compris l\u2019Ontario) ont montr\u00e9 que les investisseurs priv\u00e9s sont pr\u00eats \u00e0 investir dans ces segments du march\u00e9, ce qui indique l\u2019absence de vide sur le march\u00e9.<\/li>\n
  31. Steven Robins, \u00ab Surge Capacity: Selling City-owned Electricity Distributors to Meet Broader Municipal Infrastructure Needs \u00bb (19 avril 2017), en ligne (pdf) : Institut C.D. Howe<\/em> <www.cdhowe.org\/sites\/default\/files\/attachments\/research_papers\/mixed\/e-brief_257.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  32. L\u2019\u00e9tude de l\u2019effet de l\u2019att\u00e9nuation du prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur la consommation d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u00e9passe le cadre de ce document.<\/li>\n<\/ol>\n

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