Mot du président L’électricité interruptible : des options tarifaires gagnantes pour tous ! Par Carl Yank Président du Conseil de l’AQCIE et Directeur général, ERCO Mondial

Plusieurs rencontres de travail se sont tenues au cours de l’été avec Hydro-Québec Distribution concernant le programme des options d’électricité interruptible. L’AQCIE et le CIFQ étaient tous deux concernés par les conditions de ce programme et désireux d’y apporter des modifications visant tant à refléter les conditions et règles du marché qu’à le rendre plus attrayant pour les grandes entreprises consommatrices d’électricité.

Étant donné que d’importants besoins en puissance du Distributeur devront être comblés dès l’hiver 2008-2009, que ces besoins seront de plus en plus significatifs à moyen et à long terme, il doit pouvoir compter sur l’interruptible pour au moins 800 MW, possiblement pour 1 000 MW. Or, l’intérêt des grandes entreprises à participer à ce programme s’estompe, d’une part parce que des usines qui y participaient notamment dans les secteurs de la chimie et des pâte et papier ont fermé leurs portes, aussi en raison du fait que certaines usines notamment dans la métallurgie opèrent à pleine capacité, soutenues par des prix fort avantageux et une forte demande et finalement, parce que les contraintes opérationnelles et bureaucratiques du programme en limitent l’intérêt.

Il était donc essentiel pour nous de discuter avec le Distributeur des conditions du programme. L’AQCIE et le CIFQ se sont attaqués à cette tâche et ont réussi à obtenir des améliorations significatives, dont toutes les grandes entreprises consommatrices pourront bénéficier et qui permettront au Distributeur de rencontrer ses besoins en puissance dans des conditions correspondant à la réalité des marchés.

Pour y arriver, il fallait que le Distributeur réalise que pour être attrayant pour les consommateurs industriels, le programme d’électricité interruptible doit comporter des conditions, qui tiennent réellement compte des pertes de production engendrées par les interruptions et des risques liés à ces arrêts de production. De plus, pour inciter les grandes entreprises à considérer leur participation à ce programme, non seulement fallait-il amoindrir les contraintes opérationnelles et bureaucratiques qui constituaient des irritants de taille, mais aussi reconnaître la valeur du facteur d’utilisation élevé du produit offert en vertu de ce programme.

L’AQCIE et le CIFQ sont conscients que les améliorations au programme doivent être fondées sur les lois du marché et être établies en fonction de la valeur au marché de la puissance offerte. Car, s’il est souhaitable que les conditions du programme soient bonnes pour nos membres, nous sommes aussi guidés par les règles du marché et par l’équité. Ainsi, nous avons utilisé comme critère de comparaison les conditions auxquelles Hydro-Québec peut s’approvisionner sur les marchés pour combler ses besoins, car si les entreprises ne participent plus aux options du programme, c’est auprès des marchés de court terme et par appel d’offres que la société devra combler ses besoins en puissance.

En tant que consommateurs, nous sommes conscients que les coûts d’approvisionnement du Distributeur ont un impact direct sur les tarifs. Voilà pourquoi, nous considérons que ce programme d’électricité interruptible doit refléter les véritables conditions du marché et ainsi être avantageux pour tous. C’est ce que nous avons cherché à atteindre en établissant le plus précisément possible la valeur du produit que nous mettons à la disposition d’Hydro-Québec pour lui permettre de rencontrer ses besoins en puissance. Ainsi, le taux de réserve était traditionnellement escompté à 30 %, ce qui ne correspondait pas à la réalité des marchés selon les représentations que nous avons faites. Après discussion, Hydro-Québec nous a donné raison et a accepté de réviser cet escompte pour le fixer à 15 %. Ce faisant, le Distributeur accepte de ramener le crédit fixe à 85 % du prix de référence de 10 $/kW, soit à 8,5 $/kW au lieu de 7,00 $/kW où il était fixé avant.


1 Tiré de Demande d’ajustement des dispositions tarifaires applicables aux options d’électricité interruptible et d’utilisation des groupes électrogènes de secours, Demande R-3678-2008, Hydro-Québec Distribution

Nous avons également obtenu des modalités plus flexibles en regard du coefficient de contribution et de l’estimation de la consommation lors des interruptions ainsi que l’assouplissement des règles relatives aux périodes de reprise. Tout cela fait en sorte que nous considérons avoir bien effectué notre travail de représentation des grandes entreprises consommatrices en mettant de l’avant les problèmes et éléments qui rendaient le programme rébarbatif, en proposant des solutions avantageuses pour tous, qui ont été rapidement acceptées par le Distributeur, qui les fera connaître aux entreprises en vue d’une application dès l’hiver prochain. Cela devrait aussi permettre d’atteindre les objectifs du programme et même de dépasser les 800 MW d’électricité interruptible. Voilà le genre d’intervention gagnante de l’AQCIE, qui bénéficie très concrètement à ses membres.

Sur ce, n’oubliez pas de vous inscrire à notre journée de golf le 18 septembre à Sorel-Tracy en communiquant avec Luc Boulanger au dg@aqcie.org ou 514 919-6050. À très bientôt et bonne rentrée !

Mot du directeur exécutif Quelle est la vraie valeur de renonciation de notre électricité ? Par Luc Boulanger Directeur exécutif, AQCIE

Chaque fois qu’Hydro-Québec propose une augmentation tarifaire, il se trouve des observateurs, souvent les mêmes, pour dénoncer ce qu’ils qualifient de trop faibles hausses, des hausses comportant une trop grande valeur de renonciation, des hausses qui appauvrissent le Québec. Marcel Boyer est un de ceux qui s’expriment le plus régulièrement sur ce sujet.

L’AQCIE aimerait attirer son attention et celle de tous ceux qui pourraient être tentés d’adopter son raisonnement sur le fait que la valeur de renonciation est uniquement fondée sur les prix que l’on pourrait potentiellement obtenir sur les marchés d’exportation et ne prend aucunement en considération l’apport des grandes entreprises consommatrices d’électricité dans la vie économique du Québec. Il s’agit donc d’une approche réductrice et parcellaire, qui ne peut que générer des conclusions incomplètes, qui ne tiennent compte que d’un côté de l’équation.

Est-il besoin de rappeler que Hydro-Québec Distribution doit composer avec des surplus d’électricité, une situation excédentaire qui durera vraisemblablement au-delà de 2011, faisant en sorte qu’elle a déjà peine à écouler ses surplus sur les marchés ? C’est d’ailleurs pour cette raison que la Régie de l’énergie lui a permis de suspendre le contrat qui la liait à Trans Canada Energy, considérant plus avantageux de payer la pénalité pour annulation du contrat que de vendre sur les marchés à un prix oscillant autour de 5 ¢\kWh ; c’est aussi cette réalité de marché qui a incité la Régie à accepter le report des livraisons en provenance de Hydro-Québec Production.

En raison de la structure des marchés d’exportation où les prix sont fixés en fonction de l’offre et de la demande et du fait qu’Hydro-Québec Production est déjà un joueur majeur dans ces marchés, il est impératif que ses interventions soient faites de façon stratégique en choisissant les quantités à exporter au moment opportun. En fait, l’objectif ici est d’obtenir un prix optimal pour notre électricité et non pas de maximiser les quantités exportées.

Car, selon les données des trois dernières années, des prix supérieurs à 8 ¢/kWh sur le marché de l’Ontario n’ont été disponibles que 15 % du temps, soit l’équivalent de 56 jours dans une année. Des données semblables s’appliquent aux marchés de New York et de la Nouvelle Angleterre. Il faut aussi savoir que durant le court laps de temps où il est payant d’exporter, les interconnexions limitent les exportations à un maximum de 6 TWh. De plus, les prix espérés, selon les prévisions sur les marchés américains jusqu’en 2020, se situent sous la barre des 6 ¢/kWh. Le tarif moyen payé par les clients résidentiels au 1^er avril 2008 était de 7,19 ¢/kWh. Il semble donc clair que la valeur de renonciation est loin d’être aussi élevée que certains le prétendent.

Or, regardons maintenant l’autre côté de l’équation, c’est-à-dire ce à quoi on renoncerait si les tarifs augmentaient au coût de marché comme suggéré par Marcel Boyer, ce qui amènerait les grandes entreprises consommatrices à déménager leurs activités dans des juridictions où les tarifs sont plus bas. Comme l’indique le tableau suivant, un sondage effectué auprès d’un échantillon représentatif des grandes entreprises consommatrices a permis de chiffrer la valeur de leurs dépenses d’exploitation. Elles s’élèvent à 14 ¢/kWh tandis que le prix marginal pouvant être obtenu de l’exportation n’est que de 6 ¢/kWh. En termes d’entrées de fonds pour le Québec, le 4,1 ¢/kWh qui est le tarif L payé par les grands industriels devient 14 ¢/kWh en incluant la masse salariale et les dépenses locales alors que les 6 ¢/kWh en provenance de l’exportation ne représentent que 2 ¢/kWh en sus du tarif L. Quelque soient les savants exercices auxquels peuvent se prêter les théoriciens pour quantifier les retombées des revenus générés par les activités d’exportation, il est peu probable que les retombées économiques générées par ce 2 ¢/kWh surpassent les dépenses de 10 ¢/kWh faites par les entreprises dans l’économie du Québec.

Comme le Québec arrive très loin derrière de nombreuses juridictions nord-américaines et mondiales pour ce qui est des tarifs industriels, que dans les marchés ultra compétitifs qui sont les nôtres, quelques sous du kWh peuvent faire la différence entre poursuite des activités et fermeture; augmenter les tarifs au Québec, c’est renoncer à un développement économique qui s’avère être très profitable pour plusieurs communautés. Bref, la véritable valeur de renonciation qui appauvrirait le Québec serait de renoncer à l’apport des grandes entreprises consommatrices qui ont façonné notre économie.

Article aussi publié dans Le Devoir, édition du 25 août 2008


Gestion des surplus

Les 9 TWh d’électricité excédentaire actuellement disponible sont suffisamment importants pour nous forcer à poser la question de l’efficience de leur gestion. Mentionnons d’entrée de jeu que les plans d’approvisionnement du Distributeur n’avaient prévu ni l’ampleur, ni la durée de ces surplus. Ces plans ne tiennent pas compte non plus du fait que ces surplus sont susceptibles d’augmenter au cours des prochaines années, eût égard à la faible demande des grandes entreprises ou encore à la manifestation d’hivers moins rigoureux que la moyenne. Qui plus est, ils sont fondés sur le postulat que le Distributeur pourrait écouler ses surplus sans grand effort et à profit sur les marchés externes.

Lorsque nous en appelons à une gestion plus efficiente de la ressource, nous voulons dire qu’il faut maximiser la valeur de notre électricité, en tirer le meilleur parti et ce, au profit de tous les Québécois. La gestion des surplus d’électricité est une affaire d’intérêt public, voilà pourquoi nous considérons important de nous assurer que les bons choix sont faits dans le meilleur intérêt de la collectivité.

En scindant Hydro-Québec en divisions par la loi 116 en 2000, cela a fait en sorte que tant le Producteur (HQP) que le Distributeur (HQD) interviennent sur les marchés: le Producteur pour procéder à des transactions stratégiques (échanges) et aux fins d’exporter les quantités d’électricité produites par ses installations au-delà des volumes patrimoniaux et le Distributeur, pour acquérir des quantités d’électricité en sus du bloc patrimonial pour satisfaire ses besoins de court terme et pour écouler ses surplus, le cas échéant.

Le Producteur est l’entité qui détient les outils et l’expertise pour intervenir avec la meilleure efficacité sur les marchés, il possède les capacités d’entreposage et le parquet de transactions, il a à son emploi des experts en «trading» et peut compter sur un système complexe de veille et de monitorage des marchés sans oublier qu’il intervient de façon continue depuis de nombreuses années. C’est normal puisqu’Hydro-Québec a toujours été un joueur majeur sur les marchés du Nord-Est du continent. De plus, le Producteur possède toute la flexibilité pour mettre en œuvre des stratégies visant à optimiser le prix à obtenir sur les marchés. Le Distributeur ne dispose pas de ces outils et en plus étant réglementé, il doit faire approuver à l’avance toutes ses stratégies par la Régie, ce qui l’oblige à agir sur la place publique.

Au moment de l’établissement de nouvelles règles du jeu avec l’avènement de la loi 116, le législateur n’avait pas prévu une situation excédentaire comme celle que l’on connaît et encore moins que celle-ci pourrait se poursuivre pendant plusieurs années comme c’est le cas présentement. La question de l’efficacité du Distributeur à agir sur les marchés ne se posait donc pas avec la même intensité.

Ajoutons que les ententes de long terme conclues par le Distributeur pour l’approvisionnement post-patrimonial rendent la situation plus complexe à gérer et multiplient les impacts négatifs. En effet, il est beaucoup plus facile pour le Distributeur d’agir dans le court terme et à l’intérieur des marges de manœuvre autorisées par la Régie. Rappelons-nous la première décision de la Régie en 2007 qui obligeait le Distributeur à écouler sur les marchés ses surplus plutôt que de suspendre (sans pénalités) son contrat avec le Producteur, ce qui s’est soldé par un maigre gain de 1,25 M$ au lieu des 34 M$ escomptés par la Régie. Suite à cela, la Régie a bien compris que le contexte avait changé et qu’il était problématique d’écouler ainsi de grandes quantités d’électricité sur les marchés.

Par la suite, elle a accepté une première fois de suspendre le contrat avec TransCanada Energy et ensuite de différer les livraisons en provenance du Producteur pour diminuer la quantité de surplus à écouler par le Distributeur. Enfin, la Régie a pris en délibéré la proposition du Distributeur de suspendre pour une deuxième année les livraisons de TransCanada Energy. La Régie «reconnaît que de contraindre le Distributeur à prendre livraison à grands frais d’électricité dont il n’a pas besoin pour tenter de la revendre à profit dans un marché compétitif serait imprudent». N’est-ce pas là une preuve implicite que les activités de trading ne devraient pas être l’apanage du Distributeur.

Nous croyons qu’il faut considérer une adaptation des règles du jeu à un contexte excédentaire, qui devrait vraisemblablement se poursuivre au-delà de 2011. Car, comme en font foi les trois dernières décisions de la Régie, la séparation fonctionnelle d’Hydro-Québec ne permet pas de maximiser les gains de la gestion des surplus d’électricité. Pire encore, non seulement en raison de cette séparation fonctionnelle, c’est l’unité d’affaires la moins bien outillée qui se trouve à intervenir sur les marchés, mais qui plus est, les deux unités se trouvent placées en compétition l’une contre l’autre, les interventions de l’une ayant des effets potentiellement pervers sur les activités de l’autre.

C’est pourquoi, l’AQCIE considère qu’une entente de gré à gré entre les deux divisions d’Hydro-Québec devrait être conclue dans les meilleurs délais pour permettre que la gestion des surplus du Distributeur soit intégrée aux activités d’exportation du Producteur. Un tel changement d’approche est essentiel pour donner toute la flexibilité requise en matière de gestion des surplus du Distributeur. Cela permettrait aussi que les ressources de veille et de monitorage détenues par le Producteur puissent servir à toutes les transactions dans le meilleur intérêt de tous, avec une présence unique d’Hydro-Québec sur les marchés.

Cependant, pour qu’une telle proposition puisse voir le jour, les intervenants devront faire preuve de bonne volonté et accepter qu’il sera impossible, une fois les surplus intégrés aux activités du Producteur aux fins de les transiger, de départager précisément quel électron appartenait à quelle unité d’affaires. Il faudra plutôt s’entendre sur un modèle de partage global et ne pas chercher à retracer la provenance des surplus. L’objectif est d’en arriver à un système qui permette d’évaluer en tout temps s’il est préférable de vendre notre électricité sur les marchés ou d’en différer l’écoulement. Seul un tel «pool» permettrait d’être stratégique à temps plein dans l’intérêt public !

À défaut d’en arriver à modifier les règles du jeu à brève échéance et en prévision d’une détérioration probable de la situation, il est primordial dans l’intervalle de se donner au moins un maximum de flexibilité pour que la situation des surplus soit réévaluée périodiquement et initier les ajustements requis en temps opportun. En effet, selon l’avis de nos experts, si on prend en compte plusieurs variables telles que les prix de marché espérés, l’étendue des volumes excédentaires, le délai de reprise des volumes différés, le prix des énergies alternatives, il y a fort à parier que la situation évoluera en faveur d’un écoulement des surplus sur les marchés plutôt que de continuer à les différer. Il faut que cesse cette façon de gérer uniquement en mode réactif et au cas par cas l’ensemble des ententes et des protocoles qui donnent lieu à la création des surplus. Il en va d’une gestion efficiente de la ressource au profit de l’ensemble des Québécois.

Le conseil d’administration de l’AQCIE approuvait, à sa réunion du 21 août dernier, les demandes d’intervention dans plusieurs requêtes qui feront l’objet d’audiences publiques devant la Régie. En effet, nous interviendrons dans les dossiers de l’établissement des tarifs de transport ainsi que des tarifs de la distribution tout comme dans la requête visant des modifications aux options d’électricité interruptible. Et, pour la première fois, l’Agence d’efficacité énergétique soumet son plan d’ensemble qui sera étudié par la Régie. Toutes ces requêtes seront entendues au cours des prochains mois.

Des augmentations de 2,2 % applicables au 1^er avril 2009

Nous nous attendions cette année à de très faibles augmentations tarifaires, voire à des baisses de tarifs. On se souviendra des propositions du Distributeur au moment de l’intégration des frais de transport rétroactifs et du coût des approvisionnements post-patrimoniaux de plus de 600 M$ (pour les tarifs applicables le 1^er avril 2006) alors que le Distributeur proposait de lisser les augmentations tarifaires sur plusieurs années, proposition d’ailleurs rejetée par la Régie. Pour justifier ce scénario, le Distributeur parlait alors de baisses tarifaires potentielles de 1,6 % pour 2008 et de 1,3 % pour 2009. Le tableau suivant fait état de la position du Distributeur à l’époque :



Que se passe-t-il donc cette année ?

Aussi bien chez le Transporteur que le Distributeur, il y a obligation de passer aux normes internationales d’information financière, les IFRS, au 1^er janvier 2011. En préparation de ce passage, les deux unités règlementées ont donc décidé de radier de leur base de tarification des actifs non utilisés. Les coûts inhérents à cet exercice s’élèvent chez le Transporteur à 135 M$ (sur une augmentation du revenu requis de 143 M$) et à 94 M$ chez le Distributeur (sur une augmentation du revenu requis de 141 M$). C’est donc dire que les hausses proposées sont presqu’exclusivement justifiées par cette problématique. Nous avons d’ailleurs annoncé à la Régie que nous entendions regarder cette question de près et présenter une preuve d’expert.

Des hausses différenciées et de l’interfinancement

Selon la stratégie tarifaire présentée par le Distributeur, et conformément aux principes déjà retenus par la Régie, l’augmentation de 2,2 % se répartirait de la façon suivante si des hausses différenciées étaient approuvées :



Cette approche contribuerait ainsi à atténuer l’interfinancement des grands industriels au profit du domestique. Le niveau d’interfinancement des grands industriels demeure sensiblement le même si la Régie opte pour des hausses uniformes, soit 268 M$. Nous avons aussi informé la Régie que nous entendions présenter une preuve d’expert sur les méthodes d’allocation des coûts.

Gestion des surplus d’électricité du Distributeur

Deux autres dossiers ont été soumis pour étude et approbation à la Régie sur cette question, dont celui du report de la livraison  de 9 TWh d’électricité du Producteur au Distributeur ainsi que celui concernant la prolongation de la suspension des activités de la centrale de TCE à Bécancour. Nous avons présenté des preuves d’expert dans ces deux dossiers appuyant la position du Distributeur.

La Régie a déjà approuvé les conventions intervenues entre le Producteur et le Distributeur permettant de différer les livraisons de l’électricité excédentaire et a pris en délibéré le dossier concernant la prolongation de la suspension des opérations de la centrale de TCE. Dans ce dernier dossier, nous avons soumis notamment qu’advenant le cas où la centrale de TCE demeurerait en opération, les avantages recherchés par le report des livraisons du Producteur ne seraient pas au rendez-vous.

Sur les options de l’électricité interruptible

Nous devrons faire nos représentations devant la Régie le 25 septembre prochain. Nous vous référons aux propos de notre président du conseil dans son «mot du président» dans ce bulletin concernant les conclusions que nous recherchons dans cet important dossier. La Régie vient tout juste de rendre une décision procédurale reconnaissant qui seront les intervenants au dossier. Seuls les consommateurs d’électricité ont été reconnus, à l’exception d’un groupe écologique qui désire se prononcer sur la réduction de la réserve (30 %) associée à la puissance interruptible et sur la possibilité de maintenir le programme qui s’adresse aux groupes électrogènes.

Les échéanciers

Les audiences publiques du Transporteur ainsi que celles du Distributeur se tiendront du 24 novembre au 15 décembre, avec une semaine où les deux requêtes feront l’objet de représentations simultanément. Le plan d’ensemble de l’agence sera entendu quant à lui dès la mi-janvier 2009. Nous prévoyons donc un agenda règlementaire très chargé pour les mois à venir.