Suivi des marchés d’exportation... et le kWh marginal Par Olivier Charest Directeur Énergie, Canada, Alcoa et vice-président du Conseil d’administration de l’AQCIE

Alors que le prix de l’électricité demeure déprimé sur les marchés de gros nord-américains, les exportations d’Hydro-Québec atteignent de nouveaux sommets. Dans ce contexte, les kilowattheures rendus disponibles par le déclin de la consommation industrielle au Québec, revendus « à la marge » des exportations existantes, risquent de rapporter moins à Hydro-Québec que ses tarifs québécois – y compris ceux applicables aux alumineries. Se trouve-t-il encore quelqu’un pour prétendre que ces tarifs sont subventionnés, voire qu’il faudrait fermer nos usines pour exporter l’électricité qu’elles consomment ?

J’ai débuté mon dernier Suivi des marchés d’exportation, il y a un an, en rapportant un prix moyen sur le marché de gros de l’Ontario (HOEP) d’une demie cent par kWh (0,52 ¢/kWh) pour le mois de mars 2016. Ce prix s’est raffermi comme prévu au cours des mois qui ont suivi… avant de retomber à 0,26 ¢/kWh (!!) au mois de mai 2017. Un quart de cent, soit environ le tarif prévu au contrat de 1969 entre Hydro-Québec et Churchill Falls (Labrador) Corporation.

Soulignons au passage que, pendant ce mois de mai 2017, le prix HOEP a été négatif la moitié du temps (372 heures sur 744). C’est donc dire que, pendant ces heures, un acheteur se faisait payer pour prendre un kWh sur ce marché.⁽¹⁾

De manière générale, les prix demeurent bas depuis deux ans sur les principales interconnexions du Québec; on pourrait dire cinq ans en faisant abstraction des pointes hivernales. On compte ainsi une seule occurrence d’un prix moyen mensuel dépassant 40 $/MWh (USD) depuis avril 2015, soit le prix sur l’interconnexion PI/PII vers la Nouvelle-Angleterre (ISO-NE) en décembre 2016, alors qu’une vague de froid frappait la région. Durant cette période, le prix moyen a été de près de 30 $/MWh (USD) sur cette interconnexion, de 20 $/MWh (USD) sur l’interconnexion Massena vers New-York (NYISO) et de 15 $/MWh (CAD) sur le marché ontarien.

Source : NYISO - cliquer pour agrandir

Enfin, au moment d’écrire ces lignes, les marchés à terme du gaz et de l’électricité laissaient présager peu de changement au cours des prochaines années, sauf un éventuel retour de pointes hivernales sur ISO-NE, mais moins prononcées que celles que l’on voit ci-dessus.

Exportations québécoises et « kWh marginal »

En 2016, Hydro-Québec a brisé deux records, soit des exportations nettes de 32,6 TWh – et ce, malgré des travaux ayant rendu indisponible pendant quelques semaines la plus importante interconnexion du Québec (ISO-NE P1/P2) - et des stocks énergétiques, au 31 décembre, de 138,2 TWh.⁽²⁾ Par comparaison, les stocks énergétiques variaient généralement entre 90 et 120 TWh au 31 décembre des années 2005-2014.⁽³⁾ Les records ont continué au premier trimestre de 2017, avec des exportations nettes de 10,1 TWh.⁽⁴⁾

Comme on le sait, Hydro-Québec jouit d’un atout de taille sur les marchés de gros : ses réservoirs lui permettent de prioriser, dans ses exportations, les heures de l’année les plus rentables. Ceci implique toutefois que l’accroissement du volume de ses exportations, dans un contexte de capacité limité des interconnexions, se fait généralement à des prix de moins en moins intéressants, les meilleures opportunités ayant déjà été saisies.⁽⁵⁾ On parle ainsi de revenus marginaux décroissants.

On ne connaît pas le prix marginal actuel à l’exportation, soit le prix du « dernier kWh exporté », ou plutôt le kWh vendu hors Québec au plus bas prix, mais on peut s’en faire une idée grâce à une nouveauté intéressante du dernier rapport annuel d’Hydro-Québec (2016). Il s’agit de la répartition géographique des ventes hors Québec, que l’on compare, pour chaque marché, aux prix spot des 8784 heures de l’année.⁽⁶⁾ Ce faisant, on détermine, pour chaque marché d’exportation, le bloc d’heures requis pour réaliser les ventes mentionnées dans le rapport annuel (en TWh, réparties par marché) au plus haut prix possible, en fonction de la capacité et des contraintes sur les interconnexions.

Le prix le plus bas dans ce bloc – ou le prix le plus élevé à l’extérieur de ce bloc, ce qui revient à peu près au même - serait représentatif du prix marginal pour l’année, c’est-à-dire qu’il serait proche du prix qu’Hydro-Québec pourrait envisager obtenir de la vente hors Québec d’un kWh supplémentaire durant cette période.⁽⁷⁾

Mentionnons d’emblée que cet exercice ne se veut pas scientifique ni rigoureux. Tout au plus, il permet d’établir un ordre de grandeur. Avec cette réserve, on estime ainsi (grossièrement) à 1 - 1,5 ¢/kWh (USD) la valeur du kWh marginal en 2016.⁽⁸⁾ On peut penser que c’est assez proche de la valeur d’un kWh additionnel qui aurait été rendu disponible, l’an passé; par exemple suite à la fermeture d’une usine.

Or, plusieurs kWh ont ainsi été rendus disponibles au cours des dernières années, pendant lesquelles la consommation industrielle d’électricité, au Québec, a poursuivi son déclin. Ainsi, pour 2016, Hydro-Québec Distribution a déclaré son plus faible volume de vente aux grands clients industriels des dernières années, et possiblement depuis le début du siècle, soit 53,6 TWh.⁽⁹⁾

Si cette tendance devait s’inverser, on pourrait voir, dans cette fourchette de 1 – 1,5 ¢/kWh (USD), une indication du coût d’opportunité, pour Hydro-Québec, de rapatrier un kWh au Québec afin d’alimenter une éventuelle croissance industrielle. En fait, dans un tel scénario, on pourrait peut-être aussi combler une partie de la nouvelle demande en augmentant les importations plutôt qu’uniquement en coupant dans les exportations - sachant, par exemple, que le prix HOEP (Ontario) s’est retrouvé sous les 2 ¢/kWh CAD (1,5 ¢/kWh USD) plus de 70% du temps en 2016. Autrement dit, il y a encore de l’électricité à faible coût pour le développement industriel au Québec.

Il faudrait évidemment compléter l’exercice pour les années pendant lesquelles ce kWh serait utilisé à des fins industrielles. Il se pourrait que, sur cette période, les prix se raffermissent. C’est d’ailleurs ce que laissent présager aujourd’hui les marchés à terme (futures). Cela dit, les prix sont assez bas, et les surplus assez élevés, pour que l’on puisse penser qu’il y a encore de la marge.

En somme, si on trouve le moyen de relancer la consommation industrielle d’électricité au Québec, tous risquent d’y trouver leur compte : travailleurs, communautés, entreprises… et même Hydro-Québec!

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