Renouvellement du secteur de la distribution d’électricité de l’Ontario : Le consommateur à l’avant plan

Renouvellement du secteur de la distribution d'électricité de l'Ontario : Le consommateur à l'avant plan

Télécharger Renouvellement du secteur de la distribution d’électricité de l’Ontario [PDF 4 MB]

Message du président

Décembre 2012

En avril 2012, le ministre de l’Énergie de l’Ontario a mis sur pied le Comité ontarien du secteur de la distribution afin qu’il formule des conseils d’expert au gouvernement concernant la manière d’accroître les économies du secteur dans le but de réduire le coût de la distribution d’électricité pour les consommateurs.

Dans ce rapport intitulé Renouvellement du secteur de la distribution d’électricité de l’Ontario : Le consommateur à l’avant plan, le Comité a effectué un examen approfondi du secteur. Notre plan fait fond sur un nouveau modèle de distribution d’électricité en Ontario, un modèle qui instaure des services publics solides, efficaces et disposant des ressources nécessaires qui permettront de réduire les coûts pour le consommateur et favoriseront la croissance économique continue de la province.

Le secteur de la distribution d’électricité a toujours facilité et soutenu nos efforts, et les conseils prodigués ont, de manière incommensurable, enrichi nos recommandations. Nous remercions tous ceux qui nous ont rencontrés et nous ont soumis des documents.

Nous sommes habilement secondés par le personnel du ministère de l’Énergie de l’Ontario, tout particulièrement Ken Nakahara, Kaleb Ruch et Elizabeth Farrelly. John McGrath a fourni les services de rédaction, et Navigant Consulting s’est chargé de l’analyse technique et financière du secteur.

Je remercie personnellement les autres membres du Comité, Floyd Laughren et David McFadden, pour leur engagement, leur travail acharné et leur pragmatisme.

Il appartient maintenant à tous les partenaires du secteur de la distribution d’électricité, au gouvernement, aux services publics et à leurs propriétaires et à l’organisme de réglementation de relever les défis que nous leur avons donnés. Les consommateurs méritent une transformation réussie de leur secteur de la distribution d’électricité.

Murray Elston, président
Comité ontarien du secteur de la distribution


 

Rapport du Comité ontarien du secteur de la distribution

 


 

Biographies des membres

Comité ontarien du secteur de la distribution

Murray Elston (président)
M. Elston a acquis une expérience considérable dans le secteur énergétique en tant que directeur général de l’Association nucléaire canadienne et membre du conseil de Hydro One Inc. Il siège également au conseil consultatif de Samsung Canada. Il est membre et président sortant de la Fondation des infirmières et infirmiers du Canada et président sortant du Conseil d’administration du Centre de Walkerton pour l’assainissement de l’eau. De 1981 à 1995, M. Elston a été membre de l’Assemblée législative de l’Ontario, à titre de ministre de la Santé, de président du Conseil de gestion du gouvernement, de ministre des Institutions financières et de président du Comité permanent des comptes publics.

Floyd Laughren
M. Laughren est président du Conseil des gouverneurs de l’Université Laurentienne et est membre du Comité consultatif économique de l’Ontario. Il a été nommé à la présidence de la Commission de l’énergie de l’Ontario en mars 1998, après 27 ans de carrière dans la politique provinciale. Il a siégé à l’Assemblée législative de l’Ontario de 1971 à 1998, notamment en qualité de vice premier ministre et de ministre des Finances. Il a présidé le Conseil des politiques et des priorités du Conseil des ministres ainsi que le Conseil du Trésor, et a siégé au sous comité du Conseil des ministres sur l’assistance industrielle.

David McFadden
M. McFadden est partenaire de Gowling Lafleur Henderson et préside le comité de gestion internationale de la firme. Il est aussi président sortant du Toronto Board of Trade et de son groupe de travail sur l’industrie de l’électricité, et a été membre du Groupe d’étude sur l’approvisionnement et la conservation en matière d’électricité du gouvernement de l’Ontario. M. McFadden siège au Forum pour le réseau intelligent de l’Ontario de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, au Conseil canadien de l’énergie et au Council for Clean and Reliable Electricity. Il été membre de l’Assemblée législative de l’Ontario de 1985 à 1987.

Retour en haut


 

Préface

L’Ontario a développé une économie prospère et diversifiée au cours de la dernière décennie. Cela lui a permis de profiter d’un niveau de vie élevé ainsi que de services de soins de santé et d’éducation et d’autres services publics de qualité. Cela n’aurait pas été possible sans une infrastructure efficace et rentable, allant de réseaux routiers et de réseaux de transport à la fourniture d’électricité.

L’investissement dans une infrastructure rentable permet également d’accroître la compétitivité de l’Ontario avec d’autres territoires en Amérique du Nord et à l’échelle mondiale. Dans son plus récent rapport annuel, le Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques du gouvernement de l’Ontario a indiqué que l’Ontario possède de grandes forces économiques et obtient de solides résultats économiques. Le Groupe d’étude a également indiqué que la province pourrait faire beaucoup mieux encore, en précisant que l’écart en matière de prospérité entre l’Ontario et d’autres grands territoires en Amérique du Nord est considérable et que la source de cet écart est notre incapacité à être aussi novateurs que nous pourrions l’être sur le plan économique.1

L’électricité est un élément constitutif essentiel du niveau de vie des Ontariens ainsi que de notre capacité à faire concurrence sur la scène économique. Dans un monde où la concurrence est féroce, l’électricité doit absolument être fournie de la manière la plus efficace et rentable possible.

C’est pourquoi le gouvernement de l’Ontario a mandaté le Comité ontarien du secteur de la distribution de se pencher sur les sociétés de distribution locales (SDL).2 Afin de s’assurer que les SDL de l’Ontario fournissent de l’énergie au plus bas prix possible et contribuent à un avenir économique solide, le gouvernement3 a demandé au Comité d’examiner si une restructuration du réseau de distribution favoriserait une stabilité des prix, une configuration du réseau plus efficace et fiable en plus d’une équité et d’une optimisation des ressources.

Bien que les travaux du Comité étaient axés sur un examen approfondi du secteur de la distribution, les membres du Comité ont centré leurs efforts sur une question clé : comment les SDL de la province peuvent elles fournir à leurs clients un service rentable amélioré tout en soutenant la croissance économique future de l’Ontario? Les membres du Comité ont reconnu que leur principale responsabilité n’était pas de réorganiser les pièces de manière à régler les problèmes actuels, mais bien de s’assurer que le réseau de distribution d’électricité de la province place le client à l’avant plan, afin que l’Ontario puisse être prospère dans une décennie et dans un avenir plus éloigné encore.

Les membres du Comité ont écouté les propos de près de 85 parties prenantes, soit des SDL, des associations, des groupes de consommateurs, des syndicats, des municipalités, des ministères et des organismes gouvernementaux, des organisations financières, des organisations d’investissement et des particuliers de partout dans la province. Le Comité a constaté que la plupart des présentateurs convenaient du fait qu’un changement important est nécessaire si l’on veut que les SDL de la province adoptent les innovations technologiques qui permettront d’accroître la sécurité et la fiabilité du réseau d’électricité, de réduire ses frais d’exploitation et de favoriser un regard renouvelé sur le consommateur. Le Comité a été encouragé de constater que les parties prenantes de l’industrie n’adoptent pas le statu quo.

Le Comité a également établi qu’il faudra des ressources supplémentaires considérables si l’on veut remplacer l’équipement vieillissant du réseau de distribution d’électricité de l’Ontario et fournir de nouveaux services. La structure actuelle de la distribution d’électricité représente un obstacle à cet investissement et doit donc être modifiée.

Le réseau de distribution de l’Ontario a démarré lorsque les dirigeants des collectivités et des entreprises ont réalisé, au début des années 1900, que le bien être économique de leurs villes était fonction d’une électricité rapidement disponible à un coût abordable. La province fait aujourd’hui face à un défi semblable. Pour assurer le bien être futur des Ontariens, le réseau de distribution d’électricité doit pouvoir s’adapter aux défis technologiques et économiques à venir. Il s’agit là de l’épreuve la plus importante que le réseau de distribution ait eu à traverser en un siècle. Si l’on ne peut relever ce défi, l’avenir des résidants de l’Ontario sera moins prometteur.

Retour en haut


 

Zones de desserte des SDL en Ontario

ONTARIO'S ELECTRICITY DISTRIBUTION SYSTEM - LOCAL DISTRIBUTION COMPANY SERVICE AREAS
Figure 1 : Zones de desserte des SDL en Ontario
Source : Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE)

RÉSEAU DE DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ DE L’ONTARIO – ZONES DE DESSERTE DES SOCIÉTÉS DE DISTRIBUTION LOCALES

  • Algoma Power Inc.
  • Atikokan Hydro Inc.
  • Bluewater Power Distribution Corporation
    Serving: Sarnia, Point Edward, Petrolia, Alvinston, Oil Springs and Watford
  • Brant County Power Inc.
  • Brantford Power Inc.
  • Burlington Hydro Inc.
  • Cambridge and North Dumfries Hydro Inc.
  • Canadian Niagara Power Inc. (Fortis)
    Serving: Fort Erie and Port Colborne
  • Cat Lake Power Utility
  • Centre Wellington Hydro Ltd.
    Serving: Elora and Fergus
  • Chapleau Public Utilities Corp
  • Collus PowerStream
    Serving: Collingwood, Stayner, Creemore and Thornbury
  • Co-operative Hydro Embrun Inc.
  • Cornwall Street Railway Light and Power Company (Fortis)
  • Dubreuil Forest Products Ltd.
  • E.L.K. Energy Inc.
    Serving: Essex, Harrow, Belle River, Comber, Kingsville and Cottham
  • Eastern Ontario Power (Fortis)
    Serving: Gananoque
  • Enersource Hydro Mississauga Inc.
  • Entegrus Powerlines Inc.
    Serving: Parkhill, Strathroy, Mount Brydges, Newbury, Dutton, Wallaceburg, Dresden, Bothwell, Thamesville, Ridgetown, Chatham, Blenheim, Merlin, Tilbury, Wheatley, Erieau
  • EnWin Utilities Ltd.
    Serving: Windsor
  • Erie Thames Powerlines Corporation
    Serving: Aylmer, Belmont, Burgessville, Beachville, Clinton, Embro, Ingersoll, Otterville, Port Stanley, Norwich, Tavistock and Thamesford, West Perth
  • Espanola Regional Hydro Distribution Corporation
    Serving: Espanola, Webbwood and Massey
  • Essex Powerlines Corporation
    Serving: Amherstburg, LaSalle, Leamington and Tecumseh
  • Festival Hydro Inc.
    Serving: Stratford, St. Mary’s, Seaforth, Hensall, Brussels, Zurich and Dashwood
  • Five Nations Energy
    Serving: Attawapiskat First Nation, Fort Albany Power Corporation and Kashechewan First Nation
  • Fort Frances Power
  • Greater Sudbury Hydro Inc
    Serving: Sudbury and West Nipissing
  • Grimsby Power Inc.
  • Guelph Hydro Electric Systems Inc.
    Serving: Guelph and Rockwood
  • Haldimand County Hydro inc.
  • Halton Hills Hydro Inc.
  • Hearst Power Distribution Company Limited
  • Horizon Utilities Corporation
    Serving: Hamilton, St. Catharines
  • Hydro 2000 Inc.
    Serving: Alfred and Plantagenet
  • Hydro Hawkesbury Inc.
  • Hydro One Remote Communities
  • Hydro One
  • Hydro One Brampton Networks Inc.
  • Hydro Ottawa Limited
    Serving: Ottawa, Casselman
  • Innisfil Hydro Distribution Systems Limited
  • Kitchener-Wilmot Hydro Inc.
  • Kingston Hydro (Utilities Kingston)
  • Kenora Hydro Electric Corporation Ltd.
  • Lakefront Utilities Inc.
    Serving: Cobourg
  • Lakeland Power Distribution Ltd.
    Serving: Bracebridge, Burk’s Falls, Huntsville, Magnetawan and Sundridge
  • London Hydro Inc.
  • Midland Power Utility Corporation
  • Milton Hydro Distribution Inc.
  • Newmarket-Tay Power Distribution Ltd.
    Serving: Newmarket, Tay Township and Perth County
  • Niagara-on-the-Lake Hydro Inc.
  • Niagara Peninsula Energy Inc.
    Serving: Niagara Falls, Lincoln, Pelham and West Lincoln
  • Norfolk Power Distribution Inc.
  • North Bay Hydro Distribution Limited
  • Northern Ontario Wires Inc.
    Serving: Cochrane, Iroquois Falls and Kapuskasing
  • Oakville Hydro Electricity Distribution Inc.
  • Orangeville Hydro Limited
    Serving: Orangeville and Grand Valley
  • Orillia Power Distribution Corporation
  • Oshawa PUC Networks Inc.
  • Ottawa River Power Corporation
    Serving: Almonte, Beachburg, Killaloe and Pembroke
  • Parry Sound Power Corporation
  • Peterborough Distribution Incorporated
    Serving: Peterborough, Lakefield and Norwood
  • PowerStream Inc.
    Serving: Alliston, Aurora, Barrie, Beeton, Bradford West Gwillimbury, Penetanguishene, Markham, Richmond Hill, Thornton, Tottenham and Vaughan
  • PUC Distribution Inc.
    Serving: Sault Ste. Marie
  • Renfrew Hydro
  • Rideau St. Lawrence Distribution Inc.
    Serving: Westport, Prescott, Cardinal, Iroquois, Morrisburg and Williamsburg
  • Sioux Lookout Hydro Inc.
  • St. Thomas Energy Inc.
  • Thunder Bay Hydro Electricity Distribution Inc.
  • Tillsonburg Hydro Inc.
  • Toronto Hydro-Electric System Limited
  • Veridian Connections Inc.
    Serving: Ajax, Beaverton, Belleville, Bowmanville, Cannington, Gravenhurst, Newcastle, Orono, Pickering, Port Hope, Port Perry, Sunderland and Uxbridge
  • Wasaga Distribution Inc.
  • Waterloo North Hydro Inc.
    Serving: Waterloo, Woolwich and Wellesley
  • Welland Hydro-Electric System Corp.
  • Wellington North Power Inc.
    Serving: Holstein, Mount Forest and Arthur
  • West Coast Huron Energy Inc.
    Serving: Goderich
  • Westario Power Inc.
    Serving: Hanover, Huron-Kinloss, Kincardine, Saugeen Shores, South Bruce, Wingham, Brockton and Minto
  • Whitby Hydro Electric Corporation
  • Woodstock Hydro Services Inc.

Retour en haut


 

Chapitre 1

Un monde imparfait – Comment nous y sommes arrivés

Le système de distribution d’électricité de l’Ontario est un produit de son histoire. On ne peut comprendre de quelle manière la province en est arrivée à la structure actuelle sans reconnaître l’importance des facteurs entourant sa naissance.

Le secteur de la distribution d’électricité de la province est l’invention conjointe du gouvernement de l’Ontario et des services de distribution locaux de la province. Il a été créé au début des années 1900 sous la pression de dirigeants d’entreprises et de politiciens à Toronto, Kitchener, London et d’autres collectivités qui avaient compris qu’il était nécessaire d’avoir un approvisionnement en électricité abordable pour être prospères.4

Au début du XXe siècle, les villes de l’Ontario savaient également qu’elles avaient besoin d’un
approvisionnement garanti pour cette nouvelle source d’énergie. Les politiciens et dirigeants d’entreprises
locaux ont fait campagne pour avoir accès à l’électricité produite par les chutes Niagara. La pression s’est
accrue à un point tel qu’en 1906, le gouvernement de l’Ontario a créé la Hydro Electric Power Corporation
(HEPC) pour transporter l’énergie produite par les chutes.5 La HEPC et son successeur, Ontario Hydro, ont mis
sur pied des installations de production et de transport qui ont approvisionné des générations d’Ontariens en
électricité.

Sur cette base, les services publics de la province ont pu croître en même temps que l’économie. À un certain point, en 1923, l’Ontario possédait 393 différents services publics fournissant de l’électricité à leurs clients.6 Toute municipalité pouvait essentiellement créer un service de distribution, et HEPC ou Ontario Hydro assurait la production et le transport d’énergie. Voilà quel était fondamentalement l’état des choses jusqu’en 1996, lorsqu’un comité provincial dirigé par l’honorable Donald S. Macdonald a recommandé que des modifications importantes soient apportées à la structure des services municipaux d’électricité (SME).

Le Comité Macdonald7 a recommandé que les 307 SME restants de l’Ontario soient fusionnés avec les réseaux de distribution puis exploités par Ontario Hydro de manière à créer des services de distribution côte à côte le long des lignes régionales et des lignes de comté. Avec un réseau de distribution côte à côte, il y aurait eu moins de services publics avec des limites contiguës et aucun distributeur intégré à l’intérieur du territoire d’un autre distributeur. Le rapport Un cadre pour la concurrence déposé en 1996 proposait également la répartition d’Ontario Hydro en sociétés de production et de transport distinctes.8

Deux ans et demi plus tard, l’Assemblée législative de l’Ontario a promulgué la Loi de 1998 sur la concurrence dans le secteur de l’énergie, mettant ainsi en oeuvre un certain nombre de recommandations du Comité Macdonald. Cette loi a mis sur pied une nouvelle société de production d’électricité (Ontario Power Generation) et une nouvelle société pour prendre en charge les biens de transport et de distribution (Hydro One Inc.) d’Ontario Hydro. La Loi ne contenait toutefois aucune disposition relative à la création de services publics côte à côte qui respecteraient les limites régionales ou les limites de comté. Bien que cette loi ait confirmé que les administrations municipales détenaient les services d’électricité, elle exigeait que ces services soient transformés en sociétés par actions en vertu de la Loi sur les sociétés par actions de l’Ontario, une situation bien différente de celle où les commissions locales étaient monnaie courante.

Bien que la Loi ne contenait aucune disposition concernant le regroupement complet des SME de la province, cette période a été marquée par une rafale de fusions et d’acquisitions qui ont mené à une réduction du nombre de services publics de 307 à 89.9

  • Nombre de services publics ont été vendus par leurs propriétaires municipaux, qui ont tiré profit de l’exonération temporaire d’un droit de mutation pour monétiser la valeur des actifs. Ce congé fiscal a éliminé un droit de 33 % qui aurait été prélevé sur le produit de la vente.
  • Quatre vingt huit des plus petits services publics ont été achetés par Hydro One Networks puis intégrés au réseau de distribution; un 89e, Brampton Hydro, a été acheté par Hydro One Inc. et établi comme filiale distincte.
  • De plus grands services publics ont été créés lors de la fusion de leurs propriétaires municipaux, comme Hydro Ottawa, Chatham Kent Hydro, Greater Sudbury Hydro, Hamilton Hydro et Toronto Hydro.
  • Nombre d’autres services publics ont été fusionnés à des services avoisinants.

Depuis lors, il y a eu une poignée d’autres regroupements parmi les SDL, y compris PowerStream, Veridian Connections, Horizon Utilities et Entegrus Powerlines. La cadence des regroupements et de la rationalisation du secteur de la distribution a toutefois ralenti jusqu’à adopter celle d’un escargot. Aujourd’hui, l’Ontario compte encore un grand nombre de SDL dont la taille varie considérablement.

Paysage actuel

Le réseau de distribution d’électricité fragmenté de l’Ontario est unique au Canada. Il s’agit d’un produit de l’histoire, et non de l’issue d’une planification rationnelle. Aucun autre territoire n’a choisi cette structure comme issue souhaitée.

On compte en fait 80 distributeurs d’électricité titulaires de permis en Ontario. Bien qu’ils soient tous titulaires d’un permis délivré par la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), cette dernière ne réglemente pas les tarifs imposés par trois d’entre eux : Cornwall Street Railway Light & Power Company Ltd (Cornwall Electric) est exonéré du règlement sur les tarifs puisse qu’elle obtient son électricité du Québec; Dubreuil Lumber mène ses opérations principalement sur des terrains détenus par la société; les actifs de distribution qui servent la collectivité de Cat Lake sont gérés par Hydro One Networks.10

La CEO réglemente les tarifs de tous les autres services publics. Les tarifs de la plus grande SDL de la province, Hydro One Networks, et de 76 autres SDL sont réglementés.

L’éventail et la diversité des SDL de la province, que l’on ne trouve nulle part ailleurs au Canada, sont remarquables. Un des plus petits services publics, Hydro 2000, dessert seulement 1208 clients dans les villages d’Alfred et Plantagenet, dans l’est de l’Ontario.11 Le plus grand distributeur de la province, Hydro One Networks, compte mille fois plus de clients.

Le réseau de distribution d’électricité de l’Ontario se démarque également en raison du grand nombre de petites SDL.12

  • On trouve, en Ontario, 29 SDL qui comptent moins de 12 000 clients chacune.13
  • Ces « petites » SDL représentent plus du tiers de tous les services publics en Ontario, mais moins de 4 % des clients d’électricité de la province.
  • La SDL de taille médiane en Ontario compte 19 885 clients.
  • La SDL de taille moyenne compte 65 394 clients.

Le fait que la médiane soit de beaucoup inférieure à la moyenne montre qu’il y a une prépondérance de petites SDL en Ontario.

Hydro One Inc. l’a indiqué comme suit dans sa présentation : Lorsqu’on la compare aux autres territoires canadiens, l’Ontario compte près de deux fois plus de SDL… que toutes les autres provinces réunies.14

 

Figure 2 : Nombre total de clients par SDL en 2011
Source : Fondé sur les données de l’annuaire des distributeurs d’électricité de 2011 de la Commission de l’énergie de l’Ontario.
Tailles :15
Petites SDL : Moins de 12 500 clients
Moyennes SDL : De 12 500 à 100 000 clients
Grandes SDL : De 100 000 à 500 000 clients
Très grandes SDL : Plus de 500 000 clients

Non seulement les SDL de l’Ontario varient elles en taille, elles varient sur le plan de la densité de leur clientèle.16

  • Toronto Hydro, qui dessert la plus grande ville de la province, a en moyenne 71 clients par kilomètre de ligne de distribution.
  • Hydro One Networks, qui dessert principalement des zones rurales peu peuplées, a en moyenne dix clients par kilomètre de ligne de distribution.

Le secteur de la distribution de l’Ontario est inhabituel à un autre égard. Les limites de nombre des SDL manquent de cohérence ou d’uniformité. Un certain nombre de services publics desservent une mosaïque de zones très dispersées ayant des limites non contiguës. Notons, entre autres exemples, Veridian Connections, Erie Thames Powerlines et Entegrus Powerlines. La figure 3 montre les limites de l’un d’entre eux, soit Veridian Connections. Dans la plupart des cas, le territoire intermédiaire situé entre ces zones non contiguës est desservi par Hydro One Networks.

Figure 3: Veridian Connections Service Areas

Figure 3 : Source des zones de desserte de Veridian
Connections : Site Web de Veridian Connections.

Un certain nombre de municipalités ont également plusieurs distributeurs qui desservent les résidants à l’intérieur de leurs limites municipales. Entre autres exemples, les résidants et les entreprises de collectivités telles que Kingston, Ottawa, Hamilton, Chatham Kent et Sudbury sont desservies par Hydro One Networks ou par leur service local, selon l’endroit où ils sont situés. Les limites de ces SDL sont un vestige des frontières municipales qui prévalaient avant les fusions, et elles n’ont pas suivi le pas au changement. Le statu quo nous donne également des exemples tels que Thornton, un village situé près du lac Simcoe qui compte 1000 habitants, où les zones de service de trois SDLS distinctes, soit Hydro One Networks, PowerStream et Innisfil Hydro, convergent.

Propriété

On note également un écart sur le plan de la propriété des SDL, mais dans une bien moins grande mesure. Le gouvernement provincial et les administrations municipales de l’Ontario détiennent la grande majorité des services de distribution de la province. Le gouvernement de l’Ontario détient Hydro One Inc., qui détient à son tour trois services de distribution, soit Hydro One Networks, Hydro One Brampton et Hydro One Remote Communities. Hydro One Networks exploite également les actifs de distribution qui desservent la collectivité de Cat Lake.

FortisOntario est le seul propriétaire de SDL majoritaire privé en Ontario. Il détient 100 % de trois petits services publics dans différentes parties de la province : Algoma Power; Canadian Niagara Power, qui dessert des clients à Port Colborne, Gananoque et Fort Erie; Cornwall Electric. FortisOntario et deux firmes d’investissement détiennent toutefois des intérêts minoritaires dans plusieurs autres SDL. FortisOntario détient 10 % de Westario Power, qui dessert des collectivités dans les comtés de Bruce, Grey et Huron, ainsi que 10 % de Rideau St Lawrence Distribution et de Grimsby Power. En 2007, Corix Utilities, dont l’actionnaire majoritaire est la British Columbia Investment Management Corporation, a acheté un intérêt de 10 % dans Chatham Kent Energy, maintenant appelé Entegrus.

Un certain nombre de régimes de retraite ont trouvé très attrayant d’investir dans des distributeurs d’électricité, les taux de rendement stables obtenus d’une industrie réglementée s’avérant idéaux pour leur portefeuille. En 2001, Borealis Infrastructure, l’organe d’investissement dans l’infrastructure de la Commission du régime de retraite des employés municipaux de l’Ontario (OMERS), a acheté une part de 10 % dans Enersource, un service qui dessert Mississauga.17 Michael Nobrega, le président directeur général d’OMERS, a indiqué que le régime de traite aimerait accroître son investissement dans Enersource, en plus d’investir dans d’autres services plus importants de la province, mais que le droit de cession actuel impose une pénalité financière dans une telle situation.18,19

Les autres SDL de l’Ontario appartiennent entièrement à une des municipalités de la province ou sont détenues conjointement par un certain nombre de municipalités. La propriété municipale des SDL s’impose de différentes façons. Des conseillers municipaux sont souvent nommés au conseil d’administration du service local et les administrations municipales utilisent fréquemment les dividendes reçus pour payer une partie des services et des projets d’immobilisations municipaux.

Autres façons de faire

Si l’Ontario devait établir un nouveau réseau de distribution d’électricité en ne partant de rien, il est fort improbable qu’elle choisisse de reproduire la structure actuelle. On ne trouve une telle structure nulle part ailleurs au Canada. Plusieurs autres provinces ont un seul distributeur d’électricité qui fait partie d’un service public intégré verticalement qui s’occupe du transport et de la distribution d’électricité.

Figure 4 : Taille des distributeurs d’électricité – Comparaisons à l’échelle internationale
Pays Taille moyenne (clientèle) Part de clients servis par petite
ou moyenne SDL
Royaume Uni 2 921 429 0,0 %
Australie Queensland 989 443 0,0 %
Australie Nouvelle Galles du Sud 857 977 0,0 %
Australie Australie Méridionale 817 300 0,0 %
Australie Victoria 516 420 0,0 %
États Unis Californie 336 374 5,4 %
Canada Alberta 235 988 9,4 %
Australie Tasmanie 271 750 0,0 %
États Unis New York 111 662 2,8 %
Canada Ontario 64 522 30,0 %

Le secteur du gaz naturel de la province est un autre élément qui caractérise le réseau de distribution d’électricité de l’Ontario. Les deux principaux distributeurs de gaz naturel de l’Ontario sont Enbridge et Union Gas. Enbridge compte deux millions de clients, et Union, 1,4 million. Tous deux ont plus de consommateurs que le plus grand distributeur d’électricité de la province, Hydro One Networks.20

Comme le montre la figure 4, d’autres pays ont établi des services publics de taille bien plus imposante pour assurer la distribution d’électricité.

Coût pour le consommateur

La fragmentation qui caractérise le réseau de distribution de l’Ontario se paye. La recherche et l’analyse effectuées par le Comité montrent que l’approche actuelle de distribution d’électricité coûte plus cher qu’elle ne le devrait aux familles, aux fermes et aux entreprises.

  • Comparativement à leurs homologues de plus grande taille, les petites SDL ont tendance à avoir des frais d’exploitation, d’entretien et d’administration par personne plus élevés, lesquels frais sont transmis aux clients au moyen des tarifs imposés.
  • On note un double emploi de l’équipement et des installations dans les SDL avoisinantes.
  • Le grand nombre de SDL entraîne également une augmentation du coût de la réglementation nécessaire.
  • Les SDL ont des capacités variées, ce qui a une incidence sur leur capacité à répondre aux besoins changeants des clients.

La principale tâche du Comité est de déterminer s’il existe une meilleure façon de gérer les coûts de la distribution d’électricité aux consommateurs de l’Ontario.

Comme le montre la figure 5, 22 % du coût type de l’électricité pour un client résidentiel sont affectés aux frais de distribution versés aux SDL.

Figure 5 : Éléments d'une facture d'électricité résidentielle type en Ontario

Figure 5 : Éléments d’une facture d’électricité résidentielle type en Ontario
Source : Commission de l’énergie de l’Ontario

  • 51 % Frais d’électricité (produit)
  • 22 % Frais de distribution
  • 7 % Frais de transport
  • 4 % Frais de remboursement de la dette
  • 4 % Frais de réglementation
  • 12 % Taxes

*Selon une consommation moyenne type de 800 kWh par mois. Prix en date du 1er novembre 2012.

Le secteur de la distribution d’électricité de la province est parvenu à éviter que les consommateurs y portent trop attention puisque les coûts de distribution locaux englobent une plus petite partie d’une facture d’électricité type. Le Comité est toutefois d’avis qu’il est possible de réaliser des économies qui permettront de réduire les coûts futurs pour les consommateurs.

Les données montrent une augmentation considérable des frais d’exploitation, d’entretien et d’administration dans le secteur de la distribution. Ces dépenses ont en effet augmenté de plus de 42 % de 2005 à 2011. Pendant cette même période, le nombre de clients des SDL n’a augmenté que de 7 %, et l’inflation était de seulement 11,6 %.21 Qui plus est, les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration des SDL ont augmenté de 36 % de 2005 à 2012, alors que les frais d’exploitation globaux des municipalités n’ont augmenté que de 26 %.22

L’augmentation des dépenses d’exploitation, d’entretien et d’administration n’a pas été répartie uniformément à l’échelle du secteur. Lorsque l’on examine plus attentivement les SDL, il appert que les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration par client sont généralement plus élevés dans les petites SDL.

Comme le montrent les figures 6 et 7, les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration suivent une règle générale : plus la taille de la SDL est importante, plus les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration par client sont bas.23

Figure 6 : Frais d'exploitation, d'entretien et d'administration pour les petites, moyennes et grandes SDL

Figure 6 : Frais d’exploitation, d’entretien et d’administration pour les petites, moyennes et grandes SDL
Source : Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors
Figure 7 : Frais d'exploitation, d'entretien et d'administration par client par taille de SDL

Figure 7 : Frais d’exploitation, d’entretien et d’administration par client par taille de SDL
Source : Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors

En d’autres termes, en 2011, les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration par client des petites SDL étaient, en moyenne, 75 % plus élevés que ceux des grandes SDL.

Cela est en partie attribuable au fait que les petites SDL comptent en moyenne 2,2 employés à temps plein par tranche de 1000 clients, alors que les moyennes et grandes SDL en comptent environ 1,7 par tranche de 1000 clients. Le coût de ces employés supplémentaires est en fin de compte assumé par le consommateur d’électricité.

Bien que les frais d’exploitation des petites SDL soient généralement plus élevés, ils le seraient encore plus si elles intégraient le coût complet de la distribution d’électricité basse tension aux clients.

  • Certaines SDL, comme Hydro One Brampton, Hydro Ottawa et PowerStream achètent de l’électricité haute tension de Hydro One Networks, puis l’achemine à travers leurs propres postes de transformation pour abaisser ou réduire la tension de l’électricité avant de l’acheminer aux clients.
  • Certaines grandes SDL et la plupart des petites et moyennes SDL achètent leur électricité de Hydro One Networks, mais à une tension inférieure, après qu’elle ait été abaissée, puisqu’elles ne possèdent aucun poste de transformation.
  • Un certain nombre de petites et moyennes SDL « intégrées » achètent de l’électricité basse tension directement d’un distributeur « hôte ».

Il s’agit là de distinctions essentielles puisque les petites et moyennes SDL doivent payer les droits d’utilisation des postes de transformation et des autres actifs de distribution nécessaires pour servir leurs clients. Les SDL ne reflètent généralement pas ces droits dans les frais d’exploitation et d’investissement standards déclarés à la CEO, d’où des frais d’exploitation, d’entretien et d’administration sous évalués, bien qu’ils transfèrent ces frais de transformation et de distribution basse tension à leurs clients au moyen d’un mécanisme de recouvrement distinct. Quoi qu’il en soit, la différenciation entre les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration des grandes et petites SDL pourrait être encore plus importante.

Ces frais ne sont pas la seule raison pour laquelle les clients des petites SDL payent généralement l’électricité plus cher que les clients des grandes SDL; c’est aussi une question de coûts de financement. Les petites SDL doivent généralement payer pour amasser des fonds et attirer des investissements. Comme le montre la figure 8, les petites SDL payent généralement des taux intérêts et des frais de financement plus élevés que les SDL qui ont une clientèle et un actif plus importants. Les grandes SDL ont généralement accès à un plus grand éventail de marchés financiers et bénéficient des meilleures échéances et des coûts d’endettement les plus bas. Ces faibles coûts de financement se répercutent sur leurs clients.

Figure 8 : Coûts de financement moyens par taille de SDL

Figure 8 : Coûts de financement moyens par taille de SDL

Cette différence sur le plan des coûts de financement ne fera que s’accroître. Les services publics auront besoin de milliards de dollars en investissement supplémentaire pour devenir des SDL modernes qui utilisent une technologie de pointe et offrent de plus hauts niveaux de service à leurs clients. Les grandes SDL auront moins de difficultés à obtenir un tel investissement.

À l’heure actuelle, les SDL peuvent obtenir des prêts auprès d’Infrastructure Ontario. Cet organisme du gouvernement provincial a prêté plus de 200 millions de dollars à 22 SDL pour des projets d’immobilisations.24 Il impose aux SDL des taux débiteurs de 3,2 % à 3,3 % pour un prêt de 15 ans.25 Il semble y avoir peu de justifications dans la politique publique pour appuyer un ajout au niveau d’endettement du gouvernement à cette fin, alors qu’un financement privé est disponible.

Il est déjà difficile pour bien des petites SDL de répondre aux demandes de renouvellement de leurs réseaux et d’ajout de technologie et de services à la fine pointe. La figure 9 montre que les petites SDL centrent généralement leurs dépenses sur le maintien de leur actif existant, alors que les moyennes et grandes SDL ont entrepris davantage d’améliorations et de projets d’immobilisations qui ont permis l’ajout de capacités et de services. En outre, les grandes SDL ont tendance à réinvestir la majeure partie de leurs revenus nets dans l’entreprise.

Cette courbe d’investissement est préoccupante pour l’avenir du réseau d’électricité de l’Ontario, ainsi que pour les familles et les entreprises qui en dépendent. À moins que l’industrie de la distribution dans son ensemble injecte les fonds nécessaires pour moderniser son équipement et offrir de nouveaux services, l’écart continuera de se creuser entre deux catégories de consommateurs d’électricité, soit ceux qui ont la capacité de contrôler les coûts et d’obtenir des services à valeur ajoutée de leur distributeur d’électricité et ceux qui n’ont pas accès à de tels services.

Un double emploi inutile

Étant donné la structure actuelle du secteur de la distribution, on retrouve en Ontario plus d’installations et d’équipement de distribution que nécessaires pour servir efficacement les clients. Hydro One Networks, par exemple, a divisé la province en 52 zones de desserte distinctes. Chacune de ces 52 zones a son propre centre d’exploitation. Bien souvent, ces centres sont tout juste au bout de la rue, ou dans le cas d’Orangeville, tout juste en face du centre d’exploitation détenu par le distributeur local. Un des centres d’exploitation d’Entegrus Powerlines est situé à quelques kilomètres seulement du centre d’exploitation d’Hydro One Networks à Chatham Kent.

Environ la moitié de ces zones de desserte, y compris Guelph, Peterborough, Kingston, Arnprior et Kapuskasing, ont un centre d’exploitation d’Hydro One Networks ainsi qu’un centre d’exploitation pour une ou plusieurs SDL à l’intérieur de leurs frontières.

Efficacité de la réglementation

La CEO a pris en charge la réglementation des services de distribution de la province en 1998. Un de ses rôles est de protéger les consommateurs en établissant des tarifs justes et raisonnables, tout en offrant à l’industrie un rendement financier raisonnable.

Le budget d’exploitation de la CEO pour 2012 2013 est de 34,97 millions de dollars.26 La CEO recouvre ses frais d’exploitation auprès des services publics, des organismes et des détaillants qu’elle réglemente. Environ 80 % de ses recettes proviennent du secteur de l’électricité, et les autres 20 % proviennent du secteur du gaz naturel.27

Les frais d’exploitation de la CEO, qui sont en fin de compte payés par le consommateur, sont plus élevés que nécessaire en raison de la nature fragmentée du secteur de la distribution de l’Ontario. En raison du grand nombre de SDL en Ontario, il faut davantage de ressources de la CEO pour surveiller leurs activités et établir leurs tarifs.

Un examen du coût de la réglementation indique que les clients de petites SDL payent généralement plus pour la réglementation de leurs services publics que les clients de grandes SDL. Selon le rapport de 2011 du Bureau du vérificateur général de l’Ontario, le processus de demande d’examen du coût de service pour beaucoup de petites et moyennes SDL coûte de 100 000 à 250 000 dollars.28 Bien que le coût du processus de demande d’examen du coût de service pour les grandes SDL puisse s’élever à un million de dollars ou plus,29 le coût par client est en fait bien moindre en raison de l’importance de la clientèle. Le rapport du Bureau du vérificateur général précise que le coût de la surveillance réglementaire peut ainsi atteindre 40 dollars par client pour les petits services publics, alors qu’il baisse à environ un dollar par client pour les grands services publics.30

Effectif

L’effectif du secteur de la distribution de la province est « vieillissant » et la vague de départs à la retraite que l’on prévoit au cours de la prochaine décennie menace d’entraîner une pénurie de main d’oeuvre qualifiée au sein des SDL.

Les SDL de l’Ontario emploient un peu plus de 10 200 personnes.31 Selon une étude réalisée en 2008 pour le Conseil sectoriel de l’électricité de l’Ontario, environ 45 % des employés de distributeurs d’électricité au Canada avaient, en 2008, entre 45 et 54 ans. Ces employés sont donc aujourd’hui, quatre ans plus tard, au bord de la retraite.32

Selon cette étude, la situation semble la plus critique pour les métiers hautement qualifiés qui sont essentiels à l’exploitation sécuritaire et fiable des SDL : 53 % des opérateurs de réseau électrique dans l’ensemble du réseau d’électricité avaient entre 45 et 54 ans; 42 % des monteurs de lignes électriques étaient dans le même groupe d’âge; 74 % de leurs directeurs et surveillants avaient 45 ans ou plus.33

Nombre de ces employés ne peuvent être remplacés rapidement. Un monteur de ligne doit suivre une longue formation d’apprenti avant de pouvoir travailler sur une infrastructure d’électricité et des lignes haute tension dangereuses. Les ingénieurs électriciens ont besoin d’une formation et d’une expérience considérables pour concevoir et entretenir des systèmes. Bien que le récent ralentissement économique ait ralenti cette future pénurie de main d’oeuvre qualifiée, une vague de départs à la retraite est inévitable.34

Le regroupement pourrait grandement contribuer au règlement de ces enjeux en matière de main d’oeuvre. Certaines des réductions du nombre d’emplois qui découleront d’une amélioration de l’efficacité du secteur peuvent être absorbées sans peine par les départs à la retraite. On trouverait également un plus grand bassin de travailleurs qualifiés dans les grandes SDL, ce qui faciliterait la transition d’employés vers des postes vacants, sans qu’il soit nécessaire d’embaucher de nouveaux employés. Nous aurons, au cours des prochaines années, une rare occasion de rationaliser le réseau de distribution avec un impact de moindre envergure sur les employés.

Le résultat essentiel

Le réseau de distribution actuel en Ontario est principalement un produit de l’histoire. Il existe un réel danger que la lourde main de l’histoire empêche le secteur de contribuer au bien être économique futur de la province. Les SDL sont un élément essentiel de l’infrastructure qui soutient et alimente l’économie de la province. L’Ontario doit donc faire en sorte qu’elles soient des créateurs, et non pas simplement des observateurs, de sa croissance économique future.

Retour en haut


 

Chapitre 2

Le nouveau monde de l’électricité

Des changements importants dans la manière dont on produit et utilise l’électricité surviennent partout dans le monde. Les distributeurs d’électricité doivent revoir leur façon de faire afin de rester à l’avant du peloton.

Pendant des décennies, les SDL ont joué un rôle relativement passif dans le secteur de l’électricité; elles fournissaient de l’électricité qui était produite ailleurs. Elles ont été les courtiers d’un flux unidirectionnel d’énergie. L’électricité était produite à une centrale de production au moyen d’énergie hydroélectrique ou nucléaire ou de charbon puis transportée, bien souvent sur de longues distances, jusqu’aux collectivités locales et distribuée aux clients.

Partout dans le monde, les gouvernements changent la manière dont ils produisent de l’électricité et l’utilisent. Plutôt que de réaliser de grands projets, ils construisent de plus petites installations de production décentralisées plus près de l’endroit où l’énergie sera consommée. Afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) qui découlent de l’utilisation de combustibles à base de charbon, les nations industrialisées se tournent vers de nouvelles utilisations de l’électricité, comme les véhicules électriques sans émissions polluantes. Les distributeurs d’électricité auront un rôle important à jouer pour concrétiser tout ce travail. Ce rôle s’annonce bien plus complexe et évolué que celui que les SDL de l’Ontario sont habituées à jouer.

Plusieurs pays font aussi face à un deuxième défi : ils doivent remplacer l’infrastructure vieillissante et désuète qu’ils utilisent pour distribuer l’électricité. Cela ne peut être fait au moyen d’un simple remplacement de biens équivalents. Les commutateurs électromécaniques qui étaient autrefois l’épine dorsale des réseaux de transport et de distribution suivent le chemin des machines à écrire. L’avenir de la distribution d’électricité est axé sur l’informatique et les données. S’il s’agissait de l’industrie de l’enregistrement, ce serait comme de passer des disques 33 tours aux fichiers numériques MP3.

Tout comme ce nouveau monde numérique a ébranlé les compagnies de téléphone et a mené à la création de nouveaux services à la clientèle, l’arrivée des commutateurs informatisés et des données numériques dans le secteur de la distribution posera des défis pour les SDL. Certaines des plus grandes, comme Hydro One Networks, Horizon Utilities et PowerStream, tirent déjà avantage de la nouvelle technologie pour développer de nouveaux services pour leurs clients. Les autres risquent d’être laissés derrière.

L’investissement requis pour transformer le réseau de distribution électrique actuel de la province en un réseau qui mise sur la technologie moderne pour fournir de nouveaux services à la clientèle se chiffrera à plusieurs milliards de dollars. Cet investissement est toutefois essentiel si l’on veut assurer la durabilité des collectivités de l’Ontario ainsi que leur future prospérité économique.

Dans chaque défi se cache une occasion à saisir. Le monde de l’électricité évolue, et l’Ontario a la possibilité d’exploiter ces changements de manière à accroître la compétitivité économique de la province et la qualité de vie de ses résidants. Cela ne peut être fait sans un réseau de distribution moderne et de haute technologie. L’Ontario a aujourd’hui l’occasion de s’assurer que tous les services publics de la province ont les outils nécessaires pour relever ces défis et offrir l’avenir au consommateur d’électricité, aussi efficacement que possible.

La prospérité économique de l’Ontario et l’avenir de ses collectivités en dépendent.

Réseaux de distribution intelligents

Les distributeurs partout en Amérique du Nord commencent à remplacer leur infrastructure vieillissante par une nouvelle technologie que l’on désigne communément comme étant le « réseau électrique intelligent ».

Le réseau électrique intelligent représente un changement de paradigme qui modifie le transport et la distribution d’électricité tout comme la téléphonie cellulaire a révolutionné le monde des télécommunications. Il utilise des ordinateurs, des capteurs, l’automatisation, les communications numériques et la surveillance pour rendre intelligents les réseaux dont l’architecture n’a pas véritablement changé depuis le début du XXe siècle.

Figure 10 : Illustration d'un réseau électrique intelligent

Figure 10 : Illustration d’un réseau électrique intelligent
Source : Ministère de l’Énergie de l’Ontario

Le réseau électrique intelligent donne aux consommateurs plus de contrôle sur leur consommation d’électricité. Les services de distribution et de transmission de la province sont toutefois ceux qui en tireront des gains les plus immédiats. Le réseau électrique intelligent leur donne la possibilité d’intégrer la production variable qui provient de sources d’énergie renouvelable et de permettre la charge de véhicules électriques. Dans un avenir proche, lorsque le stockage d’énergie deviendra commercialement viable, les réseaux de distribution intelligents pourront également s’en charger.

Les commutateurs du réseau électrique intelligent permettent également aux services publics de créer des réseaux de distribution à rétablissement automatique qui peuvent rapidement réacheminer l’électricité de manière à contourner les pannes. L’urgence de cette transformation a été mise en évidence à l’été 2012, lorsque des pannes généralisées ont frappé des millions de ménages dans le nord est des États Unis. Les équipes de réparation n’étaient pas en mesure de rétablir rapidement l’électricité par ce qu’ils ne disposaient pas de capteurs haute technologie leur permettant de localiser les pannes et de réacheminer l’électricité pour isoler les problèmes.

Ce scénario est moins susceptible de se produire dans certains services publics plus novateurs de l’Ontario. Entre autres exemples, PowerStream, qui dessert environ 333 000 clients dans la région de York et le comté de Simcoe, est un des chefs de file en matière d’intégration d’une intelligence informatisée dans un réseau de distribution. Son nouveau centre de contrôle à la fine pointe a permis de réduire les délais d’intervention en cas de panne à un point tel que son indice de fiabilité a grimpé à plus de 99,99 %. Des camions sont souvent déployés avant qu’un premier client appelle pour se plaindre d’une panne.

Cela ne représente que la première étape en Ontario. Comme le gouvernement l’a décrit dans son Plan énergétique à long terme de l’Ontario : Nous nous rapprochons d’une filière énergétique moderne, intelligente, qui aidera les consommateurs à mieux contrôler l’utilisation qu’ils font de l’énergie – même lorsqu’ils sont absents de chez eux… et facilitera la tâche de ceux qui souhaitent produire leur propre électricité.35

Maisons intelligentes

La première phase de ce nouveau monde pour les consommateurs d’énergie se déroule sur la scène résidentielle. Elle a débuté avec les compteurs intelligents, qui ont été installés dans pratiquement toutes les maisons et entreprises. Puis nombre de propriétaires résidentiels ont demandé et obtenu des contrats de TRG pour les micro projets qui leur ont permis d’installer des panneaux solaires et des éoliennes pour alimenter le réseau d’électricité.

Les fabricants ont ensuite créé des modules autonomes qui permettent aux propriétaires résidentiels d’éteindre des lumières et de petits électroménagers au moyen d’une application sur téléphone intelligent. Cette même application peut se connecter au thermostat de la maison, ce qui permet aux propriétaires d’augmenter ou de baisser la température sur leur appareil de chauffage ou leur climatiseur central.

 

Figure 11 : Illustration d’une maison intelligente
Source : Hydro One Networks

Un certain nombre de grands fabricants d’électroménagers vendent maintenant des laveuses sécheuses et des réfrigérateurs avec connectivité Wi Fi intégrée. Cette fonctionnalité permet aux propriétaires de programmer leurs électroménagers et de les mettre en marche ou les arrêter à distance par l’entremise d’un réseau Wi Fi résidentiel.

Ce ne sont que les premières étapes vers la création d’une « maison intelligente ».

Alors que la « maison intelligente » continue de se développer, les propriétaires résidentiels devront accroître les occasions d’effectuer eux mêmes la gestion de l’énergie qu’ils consomment avec des graphiques de leur consommation, instant après instant, faciles à comprendre, de programmer leur appareil de chauffage et leur climatiseur de tout endroit muni d’Internet et de régler leur réfrigérateur ou leur sécheuse de manière à réduire la consommation pendant les périodes où les tarifs sont élevés. Ils pourront également utiliser l’énergie qu’ils produisent à partir de leurs panneaux solaires et de leur pompe de chaleur pour alimenter leur maison, retourner de l’énergie dans le réseau électrique ou charger un véhicule électrique.

Véhicules électriques

À mesure que leur nombre augmente, les véhicules électriques auront un certain nombre de répercussions importantes sur le réseau de distribution. En plus d’accroître la consommation d’électricité, ils imposeront une nouvelle pression sur la fiabilité du réseau; un véhicule électrique à charge rapide peut tirer la même quantité d’électricité qu’une maison unifamiliale.

Les véhicules électriques ne sont pas qu’un simple mode de transport; ils pourraient éventuellement devenir des dispositifs de stockage. Le réseau de distribution aurait alors besoin d’une sophistication sans précédent. Les propriétaires pourraient charger leur véhicule pendant la nuit, à un prix moins élevé, conduire jusqu’à leur lieu de travail et vendre l’énergie dont ils n’ont pas besoin pour retourner à la maison dans le réseau électrique, à un prix plus élevé pendant les périodes de pointe.

Production distribuée

La distribution d’électricité au client fait maintenant l’objet d’une nouvelle équation. Plutôt que de dépendre de gros postes de production et de transporter l’énergie sur de longues distances, nombre de petites génératrices sont raccordées directement aux réseaux de distribution. Les services publics partout dans le monde ont découvert qu’il s’agissait là d’une alternative alléchante face à l’opposition des collectivités à l’égard des imposantes lignes de transport. L’énergie distribuée vient en différentes formes et tailles : alors que l’énergie distribuée d’aujourd’hui est une énergie renouvelable, elle comprendra probablement éventuellement un stockage d’énergie.

La hausse de la production d’énergie renouvelable a constitué un défi pour bien des SDL en Ontario. La production d’énergie éolienne et d’énergie solaire a pris son essor en Ontario après le lancement des programmes de tarifs de rachat garantis (TRG) et de micro projets de TRG du gouvernement de l’Ontario, lesquels établissent des prix fixes pour la production d’énergie renouvelable. Cela a commencé à changer le flux unidirectionnel d’électricité traditionnel provenant de centrales de production, comme la centrale hydroélectrique des chutes Niagara ou la centrale nucléaire de Darlington, à un flux d’électricité bidirectionnel intermittent plus décentralisé. Les sociétés de distribution doivent maintenant s’adapter aux flux d’énergie variables et aux changements de tension. Plusieurs SDL ont des difficultés à raccorder des projets ou des micro projets de TRG en raison de la désuétude de leurs systèmes, qui ont été conçus pour un flux d’énergie unidirectionnel. Le problème est critique pour le secteur de la distribution, puisque le Plan énergétique à long terme de l’Ontario prévoit une augmentation de l’énergie renouvelable d’environ 9 000 mégawatts (MW) (excluant l’énergie hydroélectrique renouvelable) de 2010 à 2030.36

Cette augmentation de l’énergie renouvelable n’est qu’un aspect d’une plus vaste tendance vers une décentralisation de l’approvisionnement en énergie. La production distribuée serait assurée par des sources de production plus petites et plus propres qui réduisent la dépendance des collectivités à l’égard d’une énergie transportée sur de longues distances à partir de grosses centrales électriques. La production distribuée comprend d’autres technologies « à proximité de la charge », comme la production combinée de chaleur et d’électricité et la production d’énergie de quartier, qui devraient de plus en plus offrir une alternative au paradigme conventionnel production transport distribution.

Bien que plus lointaines, on envisage également des améliorations sur le plan du stockage d’énergie. Un stockage à grande échelle changera fondamentalement l’économie de la production d’électricité, puisqu’il permettra d’accumuler de l’énergie qui devait auparavant être consommée dès sa production. Les coûts élevés d’ingénierie et de construction font présentement obstacle à l’adoption généralisée du stockage d’énergie, mais la technologie des batteries s’améliore. Tout comme la production distribuée, le stockage d’énergie est idéal pour les collectivités locales.

Évolution des relations avec la clientèle

La production et la consommation ne sont pas les seules choses qui évoluent dans le monde de l’énergie; c’est également le cas des consommateurs d’énergie. On disait autrefois que les gens voulaient simplement être assurés que les lumières s’allumeraient en poussant l’interrupteur. Ce n’est plus le cas. Les nouveaux réseaux informatisés donnent aux consommateurs un pouvoir et une possibilité de choisir qu’ils n’ont jamais eus auparavant. Plutôt que d’être passifs, nombre de consommateurs veulent avoir un contrôle accru sur l’électricité qu’ils utilisent.

Une étude récente a révélé qu’il existe un nouvel éventail de consommateurs qui ont des besoins et des profils différents. La société d’experts conseils, Accenture, a récemment publié un rapport intitulé Actionable Insights for the New Energy Consumer. Accenture suggère qu’il existe maintenant quatre grands types de consommateurs d’électricité :37

  • Les consommateurs qui optent pour la prévisibilité, avec une facture cohérente et stable.
  • Les consommateurs qui veulent obtenir le plus bas prix possible.
  • Les consommateurs qui utilisent la plus récente technologie pour contrôler leur consommation.
  • Les consommateurs qui sont disposés à payer plus cher pour de l’énergie renouvelable.

Accenture suggère que ces deux derniers groupes de consommateurs, les clients « sauver du temps » et « sauver la planète » gagneront en importance au fil du temps puisqu’on les retrouve plus souvent dans les groupes de 18 à 34 ans. Comme le mentionne Accenture, les consommateurs cherchent plus que jamais une valeur ajoutée, un branchement personnel et des produits et services qui correspondent à leur style de vie, et tout cela va au delà de l’expérience énergétique traditionnelle.38

Les nouveaux consommateurs d’électricité adoptent à l’égard de l’énergie la même approche que celle adoptée envers tout ce qu’ils achètent. Ils exigent plus des produits et services qu’ils se procurent. S’ils ne sont pas satisfaits, ils vont ailleurs.

Les SDL d’aujourd’hui doivent s’adapter à la concurrence accrue des autres fournisseurs de services, comme les sociétés de téléphonie et de câblodistribution, si elles espèrent répondre aux désirs changeants des clients. Elles doivent maîtriser les nouvelles technologies et façons de mener des affaires si elles veulent survivre comme acteurs importants dans le monde de l’énergie.

Une nouvelle ère d’électrification pointe à l’horizon, et les SDL doivent s’adapter, pour leur propre bien et pour celui de leurs clients. Les SDL doivent contribuer activement à un réseau d’électricité qui améliorera la compétitivité future de l’économie provinciale et jeter des bases solides pour des collectivités durables.

Retour en haut


 

Chapitre 3

La société de distribution locale du futur

Dès le départ, le Comité devait non seulement traiter le statu quo, mais aussi les orientations futures qui permettraient aux SDL de prospérer dans dix ans et, ainsi, améliorer la compétitivité de la province sur le plan économique. Il y aura une croissance de la demande de service ainsi qu’une augmentation des besoins en matière d’investissements pour renouveler et transformer le réseau de distribution. Tous les distributeurs d’électricité du futur devront atteindre certains objectifs pour pouvoir desservir leurs clients dans la nouvelle ère de la distribution d’électricité.

Le concept même d’une SDL va changer. Lorsque sont apparus les premiers distributeurs de l’Ontario, ils étaient les entreprises à technologie de pointe de leur époque et ont aidé à transformer l’économie. Beaucoup de choses ont changé depuis ce temps, mais le secteur de la distribution demeure le même. Si Alexander Graham Bell était en vie aujourd’hui, il ne reconnaîtrait pas le téléphone qu’il a inventé. Toutefois, Thomas Edison, père de l’ampoule et de la distribution d’électricité, ne verrait guère de différence entre ses inventions et ce qu’elles sont devenues aujourd’hui.

Les distributeurs d’électricité font maintenant face à un défi de taille. Seront ils capables d’évoluer pour se transformer en entreprises modernes à technologie de pointe du secteur de l’énergie? Certains ont déjà commencé à emprunter ce chemin. James Rogers, président directeur général et président du conseil d’administration de Duke Energy, la plus grande société de distribution d’électricité en Amérique du Nord, décrit sa société comme une « société à technologie avancée déguisée en distributeur ».39

Le futur n’est pas si éloigné que ça : certains de ses éléments sont déjà présents. En observant de près, il est possible d’avoir un aperçu de ce à quoi le distributeur d’électricité du futur ressemblera. La nouvelle ère de la distribution d’électricité comportera des distributeurs dont l’efficacité sera améliorée avec un apport en capital plus grand leur permettant de moderniser leur équipement et de mettre l’accent sur les besoins du client.

Approche vis à vis de la clientèle

Le service à la clientèle est en pleine révolution partout dans le monde. Les entreprises savent qu’un bon service est une valeur ajoutée pour le client et que cela permet d’établir une relation durable dont l’entreprise tirera éventuellement des bénéfices.

Tous les consommateurs d’électricité devraient pouvoir accéder au service à la clientèle de leur SDL et obtenir une réponse de celui ci immédiatement, que leur SDL soit grande ou petite. Néanmoins, de nombreuses petites SDL n’ont adopté que lentement la pratique d’offrir un service à la clientèle 24 heures sur 24. La plupart d’entre elles n’ont pas de salles de commande fonctionnant en tout temps pour surveiller leurs réseaux et les contrôler.

La capacité des SDL à adopter de nouvelles pratiques varie. Il est juste de dire que les innovations en matière de service à la clientèle sont réalisées plus souvent par les grands distributeurs que les petits distributeurs. Deux des plus grands distributeurs de la province ont utilisé les données numériques exhaustives qu’ils ont obtenues pour créer de nouveaux services qui représentent une valeur ajoutée pour le client.

  • Hydro One Network possède un système d’information géographique (SIG) qui lui fournit des données sur la position de tous les poteaux, les transformateurs et l’équipement de son réseau de distribution. La société a utilisé cette information pour concevoir une application sur téléphone intelligent qui informe les clients sur le lieu où s’est produite une panne d’électricité, et en plus indique le nombre de personnes touchées, si des équipes travaillent sur le terrain et à quel moment le service sera rétabli. À la fin du mois d’octobre 2012, 30 550 clients d’Hydro One Networks avaient téléchargé l’application.40
  • Horizon Utilities, qui dessert Hamilton et St. Catherines, a été l’une des pionnières de la « cartographie de l’énergie ». Dans un projet pilote réalisé avec l’Office de l’électricité de l’Ontario (OEO), la société a combiné des données sur les clients obtenues à partir de compteurs intelligents à de l’information qui lui a été fournie par la Société d’évaluation foncière des municipalités sur la grandeur et la date de construction d’une maison, le type d’énergie concerné, la climatisation, le fait qu’il y a un sous sol fini ou non et la présence d’une piscine.41 Cela permet à Horizon Utilities d’identifier les clients qui bénéficieraient le plus des programmes de conservation de l’énergie. Le but est de développer une meilleure pratique que toutes les SDL de l’Ontario peuvent adopter.42

L’amélioration de l’efficacité

Comme il a été démontré au chapitre 1, le secteur de la distribution a amplement la possibilité de réduire ses coûts en matière de distribution d’électricité. Certaines petites SDL s’en sont rendu compte et ont élaboré des façons d’augmenter leur efficacité sans fusionner. La Cornerstone Hydro Electric Concepts Association (CHEC) est un groupe de 12 SDL réparties à partir de Prescott, dans l’Est de l’Ontario, jusqu’à Goderich, à l’ouest, et jusqu’à Huntsville, au nord. Le plus petit membre de la CHEC compte 3 441 clients alors que son plus gros en compte 15 723.43 Les membres du groupe ont réduit leurs coûts en élaborant conjointement des programmes de gestion de la demande et de conservation, en partageant les coûts liés aux exigences réglementaires et en faisant des achats conjoints de compteurs intelligents et de services de consultation.

Bien que le groupe ait réalisé des économies, le modèle coopératif n’est pas suffisamment stable pour être utilisé comme formule pour transformer le secteur de la distribution. Premièrement, la participation est volontaire : certains membres ne se sont pas impliqués dans un ou plusieurs des arrangements des sociétés. Cela réduit les économies potentielles. Deuxièmement, le membre le plus important de la CHEC, Collus Power, a conclu un partenariat avec PowerStream afin de profiter des avantages provenant d’une association avec un distributeur innovant et plus grand.

Une autre méthode, plus habituelle, utilisée pour améliorer l’efficacité est de fusionner avec d’autres distributeurs proches ou d’en acquérir. Les résultats indiquent que ces fusions ont entraîné des économies importantes et une grande amélioration de l’efficacité :44

  • Veridian Connections, 1999 : Veridian a été créée par la fusion de trois sociétés de distribution voisines situées à Pickering, Ajax et Clarington. Pendant ses trois premières années, Veridian aurait réussi à faire des économies de 13 % en matière de dépenses d’exploitation, d’entretien et d’administration.
  • PowerStream, 2004 : PowerStream a été créée en 2004 par la fusion volontaire des sociétés de distribution de Markham et de Vaughan et l’acquisition de la SDL de Richmond Hill. La fusion a permis de réaliser des économies annuelles de 6,9 millions de dollars.
  • Achat de Scugog Hydro et de Gravenhurst Hydro par Veridian Connections, 2005 : Grâce à l’acquisition, le coût total des dépenses liées à l’exploitation, à l’entretien et à l’administration des distributeurs combinés est passé de 21,1 millions de dollars à 18,8 millions de dollars, ce qui représente une réduction de 11 %. Cela permet d’économiser presque 40 dollars par client, par année.
  • Achat de Middlesex Power Distribution par Chatham Kent Hydro, 2005 : La fusion des fonctions administratives de chaque distributeur a permis de réaliser des économies annuelles de 450 000 dollars. Ultérieurement, Middlesex Power Distribution a acheté Dutton Hydro et Newbury Power et fusionné avec ces distributeurs en combinant ses opérations avec les leurs. En 2012, les opérations de Chatham Kent Hydro et de Middlesex Power Distribution ont été combinées pour former un nouveau distributeur du nom d’Entegrus Powerlines. Entegrus Powerlines affirme que les fusions lui permettent d’économiser environ 1,3 million de dollars par année. L’expérience d’Entegrus confirme que des économies importantes, en ce qui concerne spécifiquement les services administratifs, peuvent être réalisées en faisant des fusions et des acquisitions.45
  • Fusion de PowerStream avec Barrie Hydro, 2009 : Les deux distributeurs ont réalisé des économies annuelles de 6,2 millions de dollars en fusionnant. Les consommateurs résidentiels d’électricité de Barrie ont connu, en règle générale, une réduction de taux de distribution de 11,5 % en 2010 et peuvent s’attendre, selon PowerStream, à une réduction de 5 % en 2013. Les coûts de transition pour réaliser la fusion étaient approximativement égaux aux économies réalisées en un an.

Il est évident, selon les résultats obtenus à la suite de fusions et d’acquisitions, que de continuer à faire des fusions est une façon d’augmenter l’efficacité. L’influence croissante de ces grands distributeurs aura des avantages supplémentaires. Il sera plus facile pour les SDL d’obtenir les investissements dont elles vont éventuellement toutes avoir besoin.

Augmentation des investissements

Comme si le défi actuel de distribuer de l’électricité et de fournir des services énergétiques de manière efficace n’était pas suffisant, les SDL font face à un défi supplémentaire de nature financière : convaincre le consommateur de payer pour le renouvellement et la transformation des réseaux de distribution auxquels ils sont branchés.

Comme le Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques l’a indiqué dans son rapport annuel de 2011, une partie de l’argent sera requise pour compenser le manque antérieur d’investissement : Les sociétés de distribution de l’Ontario n’ont pas investi suffisamment dans la machinerie, l’équipement et les logiciels par rapport aux sociétés de distribution des États Unis, ce qui fait que l’apport en capital soutenant les travailleurs de l’Ontario n’est pas aussi moderne que celui des sociétés des États Unis.46

De nombreuses SDL situées dans de vieux centres-villes devront dépenser des milliards de dollars pour améliorer leurs installations afin de maintenir la sécurité et la fiabilité. Toutes les SDL devront aussi investir de façon importante dans la technologie innovante afin de relever les défis du futur. Selon une estimation du Conference Board du Canada publiée en avril 2011, les sociétés de distribution d’électricité de l’Ontario devront investir 16,6 milliards de dollars au cours des 20 prochaines années pour maintenir leurs réseaux actuels et faire un investissement supplémentaire de près de quatre milliards de dollars pour respecter de nouvelles exigences, agrandir leurs réseaux et desservir de nouveaux clients et de nouveaux territoires.47

Le rapport du Conference Board du Canada reconnaît que ce n’est qu’un portrait préliminaire des besoins financiers auxquels seront confrontés les distributeurs. Le rapport prévoit trois éléments de pression additionnels qui feront augmenter la somme prévue de 20,6 milliards de dollars.48 Le premier concerne les investissements supplémentaires requis pour distribuer plus d’électricité produite et d’énergie renouvelable. Le deuxième a trait aux investissements nécessaires pour élaborer un réseau intelligent. Le troisième consiste en les exigences relatives à l’électricité qui changent en raison des nouvelles technologies telles que les véhicules électriques.

En dépit du besoin de nouveaux investissements, la capacité des SDL à attirer des investisseurs potentiels est limitée. Des barrières législatives font qu’il est difficile pour les municipalités de faire des investissements supplémentaires dans les SDL leur appartenant. En outre, une barrière difficile à franchir empêche d’attirer des investisseurs du secteur privé. Si une SDL vend ses actifs ou les transfère à un investisseur privé, des droits de mutation pouvant atteindre 33 % de la juste valeur marchande des actifs sont perçus par la province. Bien que les droits de mutation aient une fonction importante de protection des paiements tenant lieu d’impôts faits par les distributeurs, ils ont aussi un effet dissuasif important sur les investisseurs du secteur privé.

Innovation

La devise des affaires modernes est « Innover ou mourir ». Le Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques relevant du gouvernement de l’Ontario a indiqué, dans son rapport annuel de 2011, que le développement de l’innovation doit être la priorité de la province pour la prochaine décennie. Lorsque des économistes remarquent que la productivité du Canada et de l’Ontario accuse un retard, ils observent les résultats d’un manque d’innovation record chez leurs entreprises.49

Le réseau intelligent est seulement le premier élément de ce qui peut être réalisé grâce à la détection numérique qui sera bientôt la base de tous les réseaux de distribution. Des technologies intelligentes informatisées similaires sont déjà intégrées aux résidences, ce qui fait qu’un thermostat, par exemple, peut détecter le moment où une famille quitte la maison et diminuer le niveau de chauffage ou de climatisation afin d’économiser de l’argent.

Un certain nombre de SDL affirment qu’il est difficile d’être innovant dans le contexte réglementaire actuel. Elles citent une décision récente de la CEO qui a empêché Guelph Hydro de recouvrer les frais en lien avec un programme pilote pour les véhicules électriques, ou les coûts liés à l’inclusion d’une technologie additionnelle dans ses compteurs intelligents destinée à améliorer la communication avec les dispositifs d’affichage et les appareils électriques à l’intérieur des maisons.50 Bien que la CEO ait indiqué qu’elle permettrait peut être ultérieurement de recouvrer les coûts supplémentaires liés aux compteurs intelligents, la décision a convaincu de nombreuses SDL qu’il est trop risqué d’innover. Les attentes des SDL et les exigences de la CEO doivent correspondre si l’on veut favoriser l’innovation dans le secteur de la distribution d’électricité en Ontario.

Contiguïté

Les résultats des fusions passées ont révélé qu’une réduction du nombre de SDL peut entraîner des économies notables. Il est important d’attirer l’attention sur le fait que ces fusions peuvent ne pas révéler toute l’ampleur des économies pouvant être réalisées ultérieurement. Cela s’explique par le fait que de nombreuses fusions ont été accomplies en faisant l’union de deux SDL qui étaient très éloignées l’une de l’autre et n’avaient pas de limites contiguës.

Quatre des cinq exemples de fusion présentés dans ce chapitre n’ont pas éliminé de limites. Les limites existantes ont été maintenues : les fusions ont seulement été faites sur le plan administratif et le plan des opérations. Des économies supplémentaires peuvent être réalisées lorsque les limites sont éliminées, ce qui est fait en fusionnant des SDL voisines en une nouvelle SDL plus grande avec une seule limite. Dans la configuration actuelle du secteur de la distribution, les limites sont en fait un problème. Celles ci sont trop nombreuses.

Les limites constituent un obstacle parce qu’elles empêchent d’utiliser efficacement le capital et les ressources. S’il y avait moins de limites, les SDL pourraient installer de nouveaux commutateurs et de nouveaux postes afin de desservir une zone plus grande. En plus, les installations matérielles peuvent être modernisées, ce qui élimine le besoin d’avoir de multiples salles de commande en les remplaçant par un poste de commande avancé avec des commandes et des dispositifs de surveillance informatisés. On entendra moins souvent la plainte actuellement fréquente concernant le fait que des équipes d’une SDL doivent passer dans la zone de desserte d’une autre SDL pour répondre aux besoins de ses propres clients, ce qui oblige à conduire les camions plus loin que nécessaire – un exemple clair d’inefficacité.

Une diminution du nombre de limites et de SDL améliorerait aussi la planification. En ce moment, il y a une mesure incitative aux effets pervers qui encourage une SDL à augmenter son apport en capital plutôt qu’à emprunter l’équipement d’une autre SDL. Le revenu que les SDL gagnent dépend en partie des actifs qu’elles possèdent. En conséquence, le Comité a entendu parler de cas où des SDL ont trouvé plus profitable d’installer un nouvel équipement à leurs limites plutôt que de se servir de l’équipement appartenant à une SDL adjacente. Bien qu’il puisse être avantageux pour le distributeur d’adopter de telles pratiques, ce n’est clairement pas le cas pour le consommateur.

La conclusion du nouveau cadre réglementaire concernant l’électricité que la CEO a récemment publié indique que les SDL vont devoir fournir des preuves qui démontrent que les questions régionales ont été considérées de manière adéquate dans les demandes d’examen des tarifs de distribution et les demandes d’autorisations de construire.51 Cette exigence elle même démontre que la nature morcelée du réseau de distribution de l’Ontario constitue un obstacle à la planification et au développement rentable de l’infrastructure des installations électriques de la province. Une solution plus pratique et réalisable serait d’avoir moins de SDL.

Retour en haut


 

Chapitre 4

La vision

Un nouveau monde de distribution d’électricité est en émergence et son apparence va être fort différente de celle de la distribution d’électricité ontarienne d’aujourd’hui. Le changement a été stimulé de nombreuses façons par le développement de la technologie du réseau électrique intelligent. La nature numérique de la distribution d’électricité moderne fait maintenant partie des commandes et des capteurs qui sont intégrés à la « maison intelligente ».

Les prochaines étapes vont inclure l’adoption de véhicules électriques, la propagation du stockage de l’énergie et une augmentation de l’énergie distribuée. Pendant la prochaine décennie, les Ontariens vont modifier la façon dont ils produisent, gèrent et consomment de l’électricité. Cela représente un grand défi pour les SDL de la province, le plus grand qu’elles aient jamais affronté. Elles vont devoir adopter de nouvelles façons de faire si elles veulent répondre aux besoins du nouveau consommateur d’électricité.

Le Comité ne croit pas que la structure actuelle du réseau de distribution de la province permettra de faire face à ce défi. La SDL du futur doit avoir un meilleur bilan et la capacité d’adopter de nouvelles technologies et doit offrir des services de pointe de manière rentable. Il faut pour cela des SDL côte à côte robustes qui disposent de beaucoup de ressources et sont efficaces, comme l’a souligné l’Electricity Distributors Association (EDA).52

Le Comité ne soutient pas les fusions en tant que but à atteindre, mais en tant que moyen. La nature actuelle morcelée du réseau de distribution d’électricité de l’Ontario, avec son grand nombre de petits distributeurs, est un obstacle à l’innovation qui est requise dans ce secteur et que les clients méritent. C’est aussi un obstacle à la manière la plus économique de fournir l’électricité.

Le Comité est d’accord avec Le Conference Board du Canada, qui a affirmé ce qui suit dans son rapport de 2012 intitulé Needed: A Comprehensive Growth Strategy for Ontario : […] les entreprises et les organismes de l’Ontario vont devoir s’engager de manière plus importante afin de renforcer la croissance de la productivité et la compétitivité. Ils peuvent s’engager fortement à faire de la recherche et du développement dans la province et travailler à l’élaboration d’une culture d’innovation au sein des organismes et des entreprises de tout type et de toute taille, c’est à dire une culture qui valorise beaucoup les nouvelles idées et le perfectionnement constant des produits et des processus.53

Il y a un fort consensus dans l’industrie de l’électricité que fusionner les SDL de la province ne va pas seulement favoriser l’innovation, mais aussi permettre de fournir de l’électricité d’une manière plus efficace et économique. L’Ontario Energy Association est d’avis que […] c’est maintenant le moment idéal pour le gouvernement de l’Ontario d’agir de manière décisive afin d’éliminer les inefficacités coûteuses dans le secteur des SDL au profit des contribuables et de permettre à chaque société de prendre de la valeur pour ses actionnaires. Tous les Ontariens pourraient tirer des bénéfices économiques de la modernisation des SDL, ce qui est particulièrement important si l’on considère les défis de nature fiscale de la province et la situation économique générale.54

Un certain nombre de clients du secteur de l’électricité partagent cette opinion. Le Conseil canadien du commerce de détail a indiqué dans sa présentation que le réseau de distribution actuel entraîne des coûts administratifs supplémentaires pour les détaillants dans de nombreuses zones de desserte, des coûts qui n’offrent pas de rendement du capital investi.55 Le Conseil a aussi indiqué que cela augmente les coûts et le fardeau administratif liés à la participation des distributeurs à des programmes de conservation.56 De nombreuses SDL et parties prenantes qui ont déposé des rapports ou ont rencontré le Comité avaient aussi l’impression que l’Ontario pourrait être mieux desservie par un plus petit nombre de grands distributeurs.

En plus de l’expérience acquise à partir des fusions et acquisitions faites dans le secteur de la distribution d’électricité de l’Ontario, de nombreux articles du monde entier appuient cela. Un article publié en 2009 dans la revue Applied Economics révélait que les grands distributeurs pourraient être plus efficaces que les petits distributeurs. Il était recommandé que les pays dans lesquels se trouvent beaucoup de petits distributeurs permettent les fusions afin de pouvoir profiter d’une augmentation potentielle en matière d’efficacité.57

Un article similaire publié en 2007 dans The Energy Journal indiquait qu’il était possible d’obtenir une réduction des dépenses de 16 % en fusionnant les petits distributeurs pour en former des plus grands.58 Une étude espagnole réalisée en 2009 par la Fundación de Estudios de Economia Aplicada révélait que la taille d’une entreprise est un point important en ce qui a trait à l’évolution de la productivité dans le secteur et que les grandes sociétés peuvent tirer plus d’avantages des avancées technologiques que les petites.59,60

Quoique la plupart des articles soutiennent le raisonnement en faveur des fusions, il y a des opinions divergentes. Un petit nombre de rapports examinés par le Comité indiquaient qu’il n’y avait pas de réduction de coûts ni d’économies importantes résultant de la création de plus grands distributeurs.61 Toutefois, l’analyse du Comité sur l’expérience acquise en Ontario démontre qu’il est possible de réaliser des économies.

En Ontario, le rapport de la Commission de réforme des services publics de l’Ontario soutient le consensus voulant que les fusions soient un moyen de réduire les coûts. La Commission, dirigée par l’économiste Don Drummond, fait la recommandation suivante à la province : Consolider les 80 sociétés de distribution locales (SDL) de l’Ontario selon les régions afin de créer des économies d’échelle. La réduction des dépenses de fonctionnement, de gestion et d’administration des SDL de l’Ontario, évaluées à 1,35 milliard de dollars, entraînerait des économies directes au titre des coûts de livraison de l’électricité facturés.62

Lors de sa présentation au Comité, l’EDA, la porte parole des SDL de la province, a admis que la fusion de zones de desserte divisées était l’une des façons d’améliorer l’efficacité de la distribution d’électricité. L’efficacité des distributeurs et la structure du secteur sont touchées par au moins trois facteurs importants. Le premier est la contiguïté. Le secteur de l’électricité requiert qu’un seul distributeur desserve tous les clients d’une zone délimitée, ce qui explique que les franchises du secteur des services ont régné depuis les premières années de la mise sur pied du réseau. Les deuxième et troisième facteurs mentionnés par l’EDA étaient la portée et l’envergure des opérations d’un distributeur.63

L’EDA a recommandé au Comité de considérer une série de changements qui se termineraient par la création de SDL côte à côte, robustes, qui disposent de beaucoup de ressources et sont efficaces : L’un des principes qui sous-tend ce modèle est le potentiel de réalisation d’économies grâce à la contiguïté. La technologie de la distribution d’électricité est telle qu’il est plus efficace de desservir des clients se trouvant dans une zone contiguë et autonome.64

Comme mentionné au chapitre 1, la structure du réseau de distribution d’électricité de l’Ontario est unique. Aucun autre territoire du Canada n’a autant de petites SDL que le secteur de la distribution de l’Ontario.

Non seulement il y avait un consensus sur le fait que le statu quo n’est plus adéquat, mais en plus, de façon surprenante, beaucoup étaient d’accord sur la façon de remplacer le réseau de distribution morcelé : une diminution importante du nombre de SDL.

Beaucoup de propositions différentes ont été faites au Comité à propos du nombre idéal de distributeurs et de leur envergure optimale. Une partie prenante a suggéré qu’il suffisait d’avoir un seul distributeur pour toute la province. D’autres ont proposé qu’il devrait y avoir six ou sept SDL, chacune desservant de 500 000 à 800 000 clients. Un autre participant croyait que l’Ontario devrait avoir huit distributeurs régionaux. Chacun devrait être lié à un centre urbain et avoir au moins 500 000 clients et un chiffre d’affaires d’au moins un milliard.

En fin de compte, les membres du Comité se sont rangés à cet avis général. Le Comité recommande donc de fusionner les SDL de l’Ontario en huit ou douze distributeurs régionaux qui sont suffisamment grands pour améliorer leur efficacité et permettre de mieux répondre aux besoins des clients tout en maintenant les liens avec les communautés locales.65

Les recommandations du Comité ne s’appliquent pas à toutes les SDL de l’Ontario. En raison de leur statut constitutionnel unique, les trois distributeurs des Premières Nations situées dans le Nord Est de l’Ontario ne sont pas concernés par les recommandations du Comité, à moins que ceux ci en décident autrement. Les trois SDL de l’Ontario dont les taux ne sont pas réglementés, soit Cornwall Electric, Dubreuil Lumber et les actifs desservant la collectivité de Cat Lake, sont aussi exclues, sauf si elles décident de participer. Cornwall Electric n’est pas concernée parce qu’elle achète de l’électricité du Québec; Dubreuil Lumber parce qu’elle est exploitée principalement sur une propriété privée; les actifs desservant la communauté de Cat Lake parce qu’ils relèvent d’Hydro One Networks en vertu d’un permis provisoire de distribution d’électricité. Hydro One Remote Communities ne sera pas fusionnée puisqu’elle fournit de l’électricité à des collectivités du Nord de l’Ontario qui ne sont pas branchées sur le réseau.

Chaque nouveau distributeur régional sera lié à un ou plusieurs centres urbains et devra fournir de l’électricité aux clients de son territoire, peu importe les coûts que cela entraîne.

Le Nord de l’Ontario doit être traité d’une manière différente en raison du petit nombre de clients répartis sur un vaste territoire. Il devrait y avoir deux distributeurs régionaux pour couvrir le Nord de l’Ontario, un pour le Nord Est et l’autre pour le Nord Ouest.

De six à dix distributeurs régionaux desserviraient alors le reste de la province. Le Comité s’attend à ce qu’une seule des SDL actuelles ne soit pas modifiée, soit Toronto Hydro, puisqu’elle est déjà suffisamment grande et qu’elle a des limites contiguës. Celle ci peut donc être considérée comme l’un des six à dix distributeurs régionaux du Sud de l’Ontario. Chaque nouveau distributeur régional du Sud de l’Ontario devrait avoir au moins 400 000 clients.

Le Comité considère que les SDL actuelles devraient être encouragées à fusionner leurs actifs de manière volontaire et à créer les nouveaux distributeurs régionaux sur une période de deux ans. Bien qu’il y ait eu beaucoup de fusions et d’acquisitions pendant les années qui ont suivi l’adoption de la Loi de 1998 sur la concurrence dans le secteur de l’énergie, la situation a relativement peu changé au cours des dernières années. Le Comité prévoit que son rapport entraînera de nouvelles fusions et acquisitions dans le secteur de l’électricité, lorsque les SDL évalueront la possibilité de fusionner entre elles. Puisque fusionner est une méthode éprouvée pour diminuer les coûts, assurer l’adoption du plus grand nombre possible d’innovations technologiques et trouver le financement nécessaire au coût le plus bas, l’inaction dessert les consommateurs et la province.

Le Comité est d’avis que l’établissement des limites des nouveaux distributeurs régionaux devrait être fait par le secteur de la distribution. Toutefois, les limites devraient être fondées sur la structure et l’architecture actuelles du réseau de distribution et définies en tenant compte des zones de desserte d’Hydro One Networks.

Le Comité comprend que certaines parties prenantes souhaiteraient avoir une illustration plus claire de ce à quoi la nouvelle carte de distribution pourrait ressembler. Ainsi, seulement aux fins de la discussion, le Comité a élaboré une carte (fig. 12) pour montrer un exemple d’un réseau de distribution futur comptant huit distributeurs régionaux.

Figure 12 : Illustration de huit distributeurs régionaux - Schéma cartographique – Huit régions

Figure 12 : Illustration de huit distributeurs régionaux66

Schéma cartographique – Huit régions
Nord-Ouest, Nord-Est,Sud-Est, Est de la GGH, Centre, Toronto, Ouest de la GGH, Sud-Ouest.

Bien qu’il reste à déterminer le nombre futur de distributeurs, le Comité croit que certains principes supplémentaires sont nécessaires pour que le secteur de la distribution d’électricité de la province contribue au bien être économique des Ontariens.

En dehors des distributeurs qui ne sont pas touchés par les recommandations, il devrait seulement y avoir des distributeurs régionaux. La situation actuelle dans laquelle le territoire d’un petit distributeur est entouré par le territoire d’un autre distributeur ne devrait plus se reproduire. Les nouveaux distributeurs régionaux doivent avoir des limites contiguës qui sont côte à côte.

Il ne devrait pas y avoir de vente générale des actifs de distribution d’Hydro One Inc. (de ses filiales Networks et Brampton). La création du nouveau réseau de distributeurs régionaux devrait être facilitée par la fusion de ses actifs avec ceux des distributeurs actuels. En tant qu’actionnaire d’Hydro One Inc., le gouvernement bénéficie des flux de rentrées provenant de ses sociétés de distribution. En considérant les conditions actuelles du marché, il est peu probable que l’argent qui serait obtenu par la vente de ses actifs permette de rembourser une portion suffisante de la dette publique pour que cela en vaille la peine.67 Il est presque certain qu’une vente des actifs d’Hydro One Brampton ou d’Hydro One Networks nuirait à la situation financière de la province.

La recommandation de fusionner et de ne pas vendre les actifs de distribution d’Hydro One Networks s’accorde avec la recommandation suivante de la commission dirigée par M. Drummond : Ne pas procéder à un dessaisissement partiel ou total de l’une ou l’autre des entreprises publiques de la province ou de toutes ces entreprises (Société des loteries et des jeux de l’Ontario, Régie des alcools de l’Ontario, Ontario Power Generation et Hydro One) à moins qu’une analyse détaillée démontre clairement que l’Ontario peut en retirer des avantages nets considérables à long terme.68

Économies et bénéfices

Le Comité est convaincu que la fusion des SDL concernées, dont les tarifs sont réglementés, de façon à avoir un petit nombre de distributeurs beaucoup plus grands réduira grandement les coûts et engendrera des bénéfices pour le secteur. Ci dessous sont présentés des objectifs réalistes en matière d’efficacité que les nouveaux distributeurs régionaux pourraient atteindre selon le Comité :

  • Pendant les dix premières années suivant les fusions, il est possible de diminuer les dépenses, dans le secteur de la distribution d’électricité, de 1,7 milliard de dollars en valeur actualisée nette.69 Après avoir engagé des dépenses de 500 millions de dollars pour les transactions et la transition, on s’attend donc à économiser 1,2 milliard de dollars en valeur actualisée nette, dans l’ensemble du secteur, pendant les dix premières années. À la fin de la dixième année, cela équivaudrait à environ 70 dollars par année pour chaque consommateur d’électricité.
  • Les bénéfices seront en grande partie réalisés grâce à une réduction des dépenses d’exploitation, d’entretien et d’administration des SDL. Les distributeurs régionaux devraient être capables de réduire, à l’échelle du secteur, les dépenses d’administration de 20 % par rapport à une projection selon la structure actuelle. Les efforts fournis pour augmenter l’efficacité administrative devraient mettre l’accent sur les besoins du client, la facturation et les rentrées, les installations et leur entretien ainsi que les dépenses et les salaires administratifs.
  • La réduction des dépenses d’exploitation et d’entretien serait de 2 %. Les bénéfices augmenteraient en réduisant les dépenses d’exploitation, le nombre de centres de service et de centres de commande et les coûts de supervision et de travaux d’ingénierie.
  • Les fusions permettront aux SDL d’éviter d’investir 1,3 milliard de dollars dans l’infrastructure pendant les dix premières années, ce qui réduira de 5 % la dépréciation et le rendement du capital investi comparativement au prolongement du statu quo et qui représente plus de 300 millions de dollars en valeur actuelle. Les nouveaux distributeurs régionaux pourront utiliser leur équipement existant, comme des commutateurs et des postes, pour desservir une zone plus grande de façon plus efficace. De plus, les centres de commande et les centres de services en double pourront être éliminés. Cela entraînera aussi une hausse importante d’économies pour les installations, le transport et les logiciels avancés comme les systèmes d’information sur la clientèle.

Les figures 13 et 14 présentent les sources des économies et l’échéancier relatif à celles ci pour les dix années suivant la période des fusions comparativement à une projection du statu quo. Les économies continueront d’augmenter après les dix années, en plus grande partie du fait qu’il n’aura pas été nécessaire d’investir certaines sommes dans l’infrastructure et que cela aura entraîné des réductions d’actifs réglementés au fil du temps.

Les fusions ne réduiront pas seulement les coûts, elles permettront aussi aux SDL de la province de moderniser leurs opérations et de rétablir leur réputation, qu’elles avaient lorsqu’elles ont été créées, de sociétés à technologie avancée.

  • Les nouveaux distributeurs régionaux pourront mettre l’accent sur les besoins du client d’une nouvelle façon. Cela peut inclure d’augmenter la fiabilité à l’aide de la technologie de réseau électrique intelligent et de mettre en place, partout dans la province, des centres des opérations modernes offrant un service à la clientèle 24 heures sur 24 et sept jours sur sept.

Figure 13 : Estimation des bénéfices après les fusions des SDL (pour les dix premières années)

Figure 13 : Estimation des bénéfices après les fusions des SDL (pour les dix premières années)

Figure 14 : Répartition des économies de 1,7 milliard (valeur actualisée nette)

Figure 14 : Répartition des économies de 1,7 milliard (valeur actualisée nette)

  • 64 % – Administration
  • 13 % – Coût du capital
  • 18 % – Immobilisations
  • 5 % – Exploitation et entretien
  • Les plus grands distributeurs auront les ressources et la capacité nécessaires pour faire face aux changements imminents sur le plan de la production et de la consommation d’électricité, ce qui inclut la distribution de l’énergie produite, le stockage de l’énergie et les véhicules électriques. Ils pourront aussi adopter plus rapidement la technologie de réseau électrique intelligent qui sera le fondement du développement futur du secteur.
  • Ils auront la capacité nécessaire pour adopter et partager les meilleures pratiques, en échangeant avec des distributeurs du monde entier et pas seulement avec ceux de l’Ontario. L’innovation d’Hydro One Networks, soit l’application concernant les pannes, ou celle de Horizon Utilities, soit la « cartographie de l’énergie », ne peuvent être élaborées et utilisées aussi efficacement par de petits distributeurs.
  • De plus grands distributeurs avec de meilleures ressources pourront utiliser des méthodes améliorées de gestion des actifs pour concentrer les remplacements et la modernisation sur les actifs les plus à risque. Ils seront capables de faire le suivi de l’âge et de l’état de l’équipement et de s’assurer que les améliorations seront apportées à l’équipement qui en a le plus besoin. Cela augmentera la fiabilité et réduira le risque de pannes d’électricité.
  • Les plus grands distributeurs régionaux seront mieux équipés pour réduire leurs pertes en lignes. En ce moment, les distributeurs perdent environ 4 % de l’énergie qu’ils achètent à cause de problèmes d’ordre technique et de vols.70 Les pertes en lignes de nature technique sont principalement occasionnées par les pertes magnétiques dans les transformateurs et par la résistance électrique inhérente au transport de l’électricité basse tension sur de longues distances. Selon l’historique des SDL, les pertes en lignes ont été plus élevées pour les petites sociétés avec des équipements plus anciens que pour les plus grandes avec des équipements plus récents, et c’est le consommateur qui en assume directement les coûts.
  • La planification régionale sera facilitée. Comme mentionné précédemment, la conclusion du nouveau cadre réglementaire concernant l’électricité que la CEO a récemment publié indique que les SDL vont devoir fournir des preuves, dans leurs demandes d’examen des tarifs de distribution et leurs demandes d’autorisations de construire, qui démontrent que les questions régionales ont été considérées de manière adéquate et que, lorsque cela s’applique, ont été traitées dans la proposition d’investissements dans l’infrastructure ou le budget des immobilisations du distributeur. Après les fusions, une grande partie du travail de planification pour l’investissement optimal dans l’infrastructure, au coût le plus bas possible, sera fait sans même y penser par les nouveaux distributeurs régionaux.
  • Les distributeurs régionaux seront dans une meilleure situation pour devenir des chefs de file en matière d’innovation et pour promouvoir la conservation de l’énergie et la gestion de la demande. Cela n’est pas possible en ce moment parce que de nombreuses petites SDL n’ont pas un bilan suffisamment bon, ce qui fait qu’elles sont naturellement peu disposées à prendre des risques. Un meilleur bilan permettra aux distributeurs d’avoir plus de ressources et de flexibilité pour innover et développer un éventail de nouveaux services qui auront une valeur ajoutée pour les clients.
  • Cela permettra de réaliser des économies liées aux coûts engendrés par les exigences réglementaires. En raison de la diminution du nombre de distributeurs, la CEO devra traiter un moins grand nombre de demandes d’examen des tarifs et exigera un moins grand nombre de documents réglementaires. La CEO pourra élaborer un cadre réglementaire mieux ciblé puisqu’il y aura moins de diversité parmi les SDL. Ces changements apporteront deux bénéfices : ils permettront à la CEO de moderniser les opérations et de réduire les coûts en lien avec la réglementation, ce qui fera que les clients économiseront de l’argent, et puisque le coût par client pour le dépôt d’une demande exigée en vertu de la réglementation est plus bas pour les grands distributeurs que les petits, les consommateurs en tireront un deuxième bénéfice plus immédiat.
  • Les coûts de financement seront réduits. Comme mentionné précédemment au chapitre 1, les grands distributeurs ont généralement plus de facilité que les petits à attirer les investisseurs, souvent parce qu’ils ont pris la peine d’obtenir une cote auprès d’une agence d’évaluation du crédit. En règle générale, les petits distributeurs ne jugent pas pertinent d’agir de la sorte. Le coût du capital sera de plus en plus important puisque le secteur de la distribution de l’électricité requiert des investissements supplémentaires de milliards de dollars dans l’infrastructure pour renouveler et transformer les réseaux de distribution.

Retour en haut


 

Chapitre 5

La voie à suivre

L’Ontario doit transformer son secteur de la distribution pour en faire un élément favorable et non défavorable à la croissance économique de demain. Le Comité estime qu’un réseau de distributeurs régionaux plus importants pourra offrir une efficacité accrue et des économies d’échelle, créant ainsi le potentiel nécessaire à l’innovation et à une approche axée sur la clientèle qui sont actuellement absentes de l’industrie.

Pour ce faire, un changement des attitudes et des politiques devra s’opérer chez un bon nombre d’acteurs qui oeuvrent actuellement dans le secteur de l’électricité de la province. Même si le gouvernement provincial doit montrer l’exemple, la tâche de modifier le statu quo n’en tient pas qu’à lui; tout le monde, des SDL aux municipalités, en passant par le gouvernement provincial et la CEO, doivent collaborer pour veiller à ce que cette nouvelle vision de la distribution prenne vie et prospère en Ontario.

Fusion

Des gains considérables d’efficacité seront impossibles si Hydro One Networks ne fait pas partie de la solution. Cette société de distribution dessert à elle seule 25 % des 4,8 millions de consommateurs d’électricité de la province. Sans l’aide de ce distributeur d’électricité, des économies découlant d’une stratégie contiguë et de type côte à côte de la part des distributeurs régionaux ne seraient pas envisageables.

Le Comité recommande que le gouvernement de l’Ontario, à titre d’actionnaire d’Hydro One Inc., indique au distributeur une orientation claire et sans ambiguïté en vue de mener et d’engager des discussions équitables fondées sur la valeur de marché auprès de SDL pour mettre sur pied de nouveaux distributeurs régionaux. Hydro One Inc. doit mettre sur la table la totalité des installations de distribution appartenant à ses filiales pour concrétiser des opérations qui pourraient donner lieu à une fusion de type côte à côte de l’industrie, comme il est envisagé au chapitre 4.71

Dans le but de protéger leurs investissements, les propriétaires actuels des SDL faisant l’objet d’une fusion recevront des capitaux propres des nouveaux distributeurs régionaux proportionnellement à l’évaluation des installations mises à disposition pour mettre sur pied les nouveaux distributeurs régionaux. Cette approche empêchera la situation budgétaire des actionnaires des SDL de subir les contrecoups des changements qui auront lieu dans le secteur de la distribution.

Dans la mesure où les parts de propriété des nouveaux distributeurs régionaux dépendront des installations mises à contribution, il est possible qu’Hydro One Inc. ou que ses filiales détiennent des participations importantes dans un certain nombre de nouvelles entités régionales.

Alors que certaines parties prenantes ont réclamé une fusion obligatoire, d’autres ont indiqué au Comité qu’elles prônaient plutôt une fusion volontaire. Le choix du Comité s’est arrêté sur la fusion volontaire, sauf que des mesures doivent être prises rapidement. Le Comité recommande donc que les demandes de permis de tous les distributeurs régionaux soient présentées à la CEO dans un délai de deux ans suivant l’adoption par le gouvernement des recommandations formulées dans le présent rapport.

Conseiller à la transition

Même si le Comité est d’avis qu’une consolidation importante peut être accomplie volontairement dans un délai de deux ans, il juge tout de même que des mesures immédiates doivent être prises pour en assurer le succès. Le Comité recommande donc que le gouvernement nomme un conseiller à la transition pour surveiller le processus de fusion. Le conseiller à la transition rendra compte au gouvernement des progrès réalisés, mais n’agira pas à titre de facilitateur auprès des SDL dans le cadre de ce processus.

Dans les six mois suivant l’approbation du gouvernement des recommandations formulées par le Comité, les SDL parties à une fusion devront fournir un rapport d’étape au conseiller à la transition. Ce rapport devra présenter les preuves d’une entente conclue entre les SDL fusionnantes, comme un protocole d’entente, les obligeant de ce fait à parvenir à une fusion dans le délai prévu de deux ans.

Après avoir reçu le rapport d’étape, le conseiller à la transition peut alors émettre des recommandations aux SDL sur tout conflit qui ferait obstacle à la concrétisation de la vision que défend le Comité au sujet du secteur, par exemple des fusions qui rendraient des régions d’exploitation inefficaces et éloignées les unes des autres ou qui isoleraient des zones de desserte. Les SDL peuvent alors produire un rapport d’étape révisé alimenté par de nouvelles négociations, et ce, avant la fin des six premiers mois.

Une fois la période de six mois terminée, le conseiller à la transition présentera un rapport de la situation au gouvernement en soulignant les progrès réalisés quant à la mise sur pied de distributeurs régionaux depuis l’adoption des mesures.

  • Le conseiller à la transition fournira des conseils sur la mise sur pied de distributeurs régionaux côte à côte et contigus.
  • Le conseiller à la transition indiquera au gouvernement quelles fusions sont susceptibles de rendre des régions d’exploitation efficaces et contiguës, comme il est envisagé au chapitre 4, ou celles qui pourraient isoler des zones de desserte.
  • Le conseiller à la transition fera aussi rapport des cas où les SDL n’auront pas pris les mesures nécessaires à la création d’un système coopératif de distributeurs régionaux.

Après avoir pris connaissance du rapport, le gouvernement pourra octroyer aux distributeurs régionaux potentiels qui ont besoin de plus de temps pour conclure leurs ententes un délai supplémentaire de trois mois pour leur permettre d’achever leurs travaux. À la fin de cette période de trois mois, le conseiller à la transition présentera un rapport final pour mettre au fait le gouvernement des résultats.

Dans les cas où il serait clair, après avoir étudié le rapport de situation du conseiller à la transition, ou le rapport final si le gouvernement a octroyé trois mois supplémentaires, que la mise sur pied de distributeurs régionaux ne peut être accomplie de façon volontaire, le Comité recommande alors au gouvernement de présenter un projet de loi pour assurer une fusion réussie.

La figure 15 illustre les mesures proposées par le Comité pour s’assurer que le secteur de la distribution de l’Ontario parvient à la fusion selon l’échéancier de deux ans.

Figure 15 : Illustration de l'échéancier des fusions

*Si aucune entente volontaire n’a été conclue au stade de la rédaction du rapport d’étape, le gouvernement pourra accorder une période supplémentaire de trois mois de négociations ou procéder directement à une fusion obligatoire. Dans tous les cas, le projet de loi devra être rédigé durant cette période de trois mois.

**Si aucune entente volontaire n’a été conclue au stade de la rédaction du rapport final, le gouvernement doit procéder directement à une fusion obligatoire.

Figure 15 : Illustration de l’échéancier des fusions

Mesures incitatives

Les propriétaires des SDL participant à une fusion volontaire recevront des actions des nouveaux distributeurs régionaux en fonction de l’évaluation des installations mises à disposition pour mettre sur pied chacun de ces nouveaux distributeurs. Les SDL qui ne conviennent pas de plein gré à une fusion, mais qui sont plutôt regroupées au moyen de mécanismes ayant force exécutoire, devraient voir leurs installations réparties entre les nouveaux distributeurs régionaux et évaluées à la valeur comptable.

Les services publics qui parviennent à conclure une entente volontaire durant la période initiale de six à neuf mois et qui déposent une demande de permis auprès de la CEO visant le distributeur régional nouvellement formé dans un délai de deux ans devraient être autorisés à récupérer les coûts des opérations qu’ils auront engagés avec prudence, dans lesquels pourraient être inclus des coûts liés au facilitateur tiers.

Dans le but de faciliter les fusions, les SDL participant à une fusion ne devraient pas être tenues de s’engager dans le processus d’évaluation des fusions de la CEO tel qu’il est administré. Le Comité craint qu’un processus réglementaire encadrant la fusion de multiples SDL soit lourd, voire laborieux. Les fusions qui auront lieu pendant la période de deux ans destinée aux fusions volontaires doivent être réputées par le gouvernement avoir représenté un net avantage pour les consommateurs. Les consommateurs continueront d’être protégés puisque la CEO assurera une surveillance réglementaire de toute demande d’examen des tarifs déposée par les distributeurs au cours de la période suivant la fusion.

Principes

Les services publics régionaux nouvellement fusionnés seront en mesure d’offrir aux clients des services améliorés d’une efficacité accrue. Lors de fusions précédentes, il arrivait souvent que l’actionnaire municipal conserve les fonds tirés de la vente de bâtiments ou de biens dont le nouveau service public n’avait plus besoin. Le Comité estime que l’argent doit demeurer dans le réseau de distribution; les profits de tout actionnaire tirés de l’aliénation d’installations excédentaires de services publics avant la fusion devraient être réinvestis dans le distributeur régional pour renforcer le réseau et non pas être utilisés pour verser des dividendes ou servir à toute autre fin non liée à la distribution d’électricité.

Il est attendu que toute économie permanente réalisée grâce à l’efficacité accrue des nouveaux distributeurs régionaux soit répartie entre l’actionnaire et le client. Comme de nombreuses parties prenantes ont fait savoir au Comité que d’importantes dépenses en immobilisations seront nécessaires au cours des prochaines années, le Comité s’attend à ce que la plupart des économies qui reviennent à l’actionnaire soient réinvesties dans le réseau de distribution d’électricité.

Un grand nombre de services publics en Ontario ont des filiales ou des sociétés affiliées non réglementées qui fournissent des services en dehors du secteur réglementé de la distribution classique d’électricité (poteaux et fils électriques). Ces services comprennent la facturation de services d’approvisionnement en eau et d’évacuation des eaux usées, de construction, d’installation de panneaux solaires et d’énergie de quartier. Lorsque PowerStream a fait l’acquisition de Markham Hydro, la Ville de Markham est demeurée propriétaire de la société affiliée qui fournissait des services d’énergie de quartier au service public.

Toutefois, l’objectif du présent rapport n’est pas d’aborder la question des sociétés affiliées qui appartiennent actuellement aux SDL. Le Comité croit qu’il existe deux raisons qui justifient le fait de les avoir exclues du processus : premièrement, cette exclusion simplifiera les fusions et permettra d’éviter tout conflit qui pourrait survenir lorsqu’une SDL souhaite que ses sociétés affiliées fassent partie des installations qu’elle met sur la table, tandis que d’autres voudront le contraire; deuxièmement, le Comité estime que les fusions qui seront réalisées occuperont toute l’attention des gestionnaires des nouveaux distributeurs régionaux d’électricité et qu’ils ne peuvent être distraits par des activités commerciales non réglementées. Les distributeurs régionaux ne devraient commencer à établir des entreprises affiliées que lorsque le secteur sera pleinement regroupé.

Le programme de protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée devrait faire l’objet d’une réforme pour devenir un programme de protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée du Nord de l’Ontario. En vertu du programme actuel, tous les consommateurs d’électricité de l’Ontario doivent payer un certain montant pour amortir les coûts élevés qu’entraîne la distribution d’électricité aux consommateurs en région éloignée ou difficilement accessibles. En 2012, les clients admissibles d’Hydro One Networks se sont vu accorder une réduction mensuelle sur leur frais de service de distribution de 28,50 dollars. Le Comité juge par ailleurs que le programme de protection ne sera plus pertinent dans le Sud de l’Ontario puisque, contrairement au contexte actuel, les distributeurs régionaux côte à côte contigus desserviront des clients en milieu à la fois urbain et rural, ce qui leur permettra d’équilibrer les frais du milieu rural et du milieu urbain dans chacune des régions. Ce changement ne devrait avoir aucune incidence sur les clients des SDL faisant partie de Premières Nations, sur Hydro One Remote Communities ou sur les clients admissibles des régions du Nord de l’Ontario actuellement couvertes par le programme de protection.

Investissements et gouvernance

Le Comité est d’avis que de nombreux avantages potentiels découlant du regroupement pourraient se faire sentir en apportant des changements à la gouvernance et à la gestion des SDL de la province. L’amélioration de la capacité de gestion comptait parmi les recommandations du Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques mis sur pied par le gouvernement : Il importe d’exercer une gestion solide pour bien saisir les défis et les dangers de la compétitivité, évaluer le comportement des consommateurs dans le cadre d’occasions d’affaires, mettre en place les ressources et capacités nécessaires, et développer les compétences et les talents au sein de l’organisme.72

Depuis 1998, les services publics de distribution ont été constitués en sociétés en vertu de la Loi sur les sociétés par actions de l’Ontario. Le Comité estime qu’il est temps de considérer les SDL de la province comme les entreprises commerciales qu’elles sont réellement, ce qui obligera les actionnaires municipaux à adopter les meilleures pratiques de gérance pour les installations appartenant aux SDL en vue de garantir un rendement d’exploitation élevé.

Les propriétaires municipaux des SDL de la province font actuellement face à des obstacles les empêchant d’accorder des prêts aux services publics dans lesquels ils détiennent une participation. Il s’agit d’une entorse à la pratique établie, selon laquelle les actionnaires d’une société doivent s’assurer que cette société est capitalisée adéquatement. Le Comité est d’avis que le secteur de la distribution doit être traité de la même façon que les autres sociétés en Ontario et recommande que le gouvernement annule les restrictions qui empêchent les municipalités d’accorder des prêts aux distributeurs.

De nombreuses municipalités détiennent des billets à ordre provenant de leurs SDL qui ont été retirées de la circulation lors de la constitution en sociétés par actions des services publics en vertu de la Loi. Ces notes continuent de porter fréquemment intérêt à des taux supérieurs à ceux en vigueur au moment de la constitution. Les municipalités devraient donc retirer les billets en circulation des SDL qui ont une valeur supérieure à la valeur de marché ou renégocier ces billets pour qu’ils reflètent les taux d’intérêt actuellement en vigueur.

Beaucoup de parties prenantes ont fait savoir au Comité que les lois sur les droits de mutation représentaient un obstacle aux fusions dans le secteur de la distribution de la province. Le Comité propose donc que la province de l’Ontario entame des discussions avec le gouvernement fédéral concernant une convention fiscale qui faciliterait l’annulation des droits de mutation sur la vente des installations de SDL.

Le Comité juge qu’il importe de s’assurer que de nouvelles sources de capital sont mises à la disposition des distributeurs régionaux pour qu’ils puissent satisfaire aux exigences de financement énoncées dans le présent rapport. Le Comité s’attend de plus à ce que l’annulation des droits de mutation encourage les régimes de retraite à investir dans les services publics de distribution. Les investissements consentis par les caisses de retraite aideront non seulement les services publics de l’Ontario à répondre à leurs besoins de financement, mais fourniront aussi une source de revenu stable et sûr pour ces caisses et leurs bénéficiaires, en plus d’aider les caisses de retraite à surmonter les défis du marché auxquels elles font face. Investir dans les services publics de distribution de l’Ontario devrait constituer, dans le cas des régimes de retraite de la province, une solution de rechange prioritaire aux investissements réalisés dans les services publics d’autres pays.

Infrastructure Ontario doit mettre fin à son programme de prêts qui consent des facilités de crédit subventionnées aux SDL et ne doit plus accorder d’autres prêts aux distributeurs régionaux. Du point de vue de la politique publique, il est peu justifiable que le gouvernement de l’Ontario augmente son niveau d’endettement aux fins du programme dans la mesure où un financement privé est disponible. Les nouveaux distributeurs régionaux disposeront de suffisamment d’installations et de revenus pour obtenir des taux hautement favorables de banques et autres prêteurs du secteur privé.

Vu l’importance de la distribution de l’électricité pour l’économie de la province, il est essentiel que les conseils d’administration des distributeurs régionaux démontrent un niveau élevé de gouvernance. Pour y arriver, le Comité propose qu’au moins les deux tiers des conseils d’administration de ces distributeurs régionaux soient composés d’administrateurs indépendants. Le Comité juge tout de même préférable que les conseils d’administration soient entièrement composés de membres indépendants. Cette stratégie a fait ses preuves dans le cadre de la fusion du service public Bluewater Power Distribution et servirait à revoir les priorités locales conflictuelles.

Les conseils d’administration devraient compter un nombre adéquat de membres pour faire place à des administrateurs qui possèdent les compétences et l’expérience pertinentes, et être constitués en fonction de la capacité des administrateurs à respecter les exigences de gestion et de surveillance d’un service public de distribution d’électricité. Certains conseils de SDL sont trop petits pour administrer des processus de gouvernance appropriés. Le Comité s’attend à ce que les conseils d’administration des distributeurs régionaux soient constitués de sept à onze membres. Les distributeurs régionaux doivent aussi inciter les membres de leur conseil à suivre la formation nécessaire liée au domaine de la gouvernance et aux rôles qu’ils assument au sein du conseil.

Enjeux commerciaux

L’importance d’une gouvernance et d’un leadership forts au sein des nouveaux services publics régionaux est d’autant plus élevée en raison des enjeux commerciaux auxquels ceux ci seront confrontés immédiatement après les fusions. Les services publics devront régler un bon nombre de questions, notamment les différences entre les divers régimes de retraite, salaires de base et principes comptables actuellement en vigueur au sein des SDL. Le Comité ne minimise aucunement la quantité de travail à abattre, mais ne croit pas que ces enjeux constituent des obstacles insurmontables aux fusions, et a bon espoir qu’une nouvelle approche en matière de leadership et de gouvernance suffise à relever ce défi.

Retour en haut


 

Chapitre 6

Recommandations

Distributeurs régionaux

Les 73 SDL sur lesquelles porte principalement le présent rapport devraient être regroupées en huit à douze distributeurs régionaux d’une envergure assez grande pour assurer une efficacité accrue et un service à la clientèle amélioré, tout en maintenant une collaboration étroite avec les collectivités locales.

Il devrait y avoir deux distributeurs régionaux pour desservir le Nord, soit le premier pour le nord est de l’Ontario et le deuxième pour le nord ouest, ce qui laisse de six à dix distributeurs régionaux pour le Sud de l’Ontario. Tout nouveau distributeur régional dans le Sud de l’Ontario doit servir un minimum de 400 000 clients. Comme la société Toronto Hydro a déjà été fusionnée, elle pourrait compter parmi la dizaine de distributeurs régionaux.

Les trois services publics des Premières Nations à tarifs réglementés et les trois autres services publics à tarifs non réglementés (Dubreuil Lumber, Cornwall Electric et Hydro One Networks Inc./Cat Lake Power Community) seront exempts d’un regroupement, sauf s’ils décident de s’y joindre de leur propre gré. Hydro One Remote Communities demeurera une société distincte puisqu’elle dessert des collectivités hors réseau.

Les nouveaux distributeurs régionaux doivent avoir des limites contiguës et être situés côte à côte. Ces limites doivent suivre la structure et l’architecture existantes du réseau de distribution et tenir compte des régions déjà desservies par Hydro One Networks.

Les fusions doivent être menées à terme dans un délai de deux ans suivant l’approbation des recommandations du présent rapport par le gouvernement.

Hydro One

Les installations de distribution d’Hydro One Networks ne doivent pas faire l’objet d’une vente générale. La mise sur pied d’un réseau de distributeurs régionaux sera facilitée par la fusion des installations de la société avec celles des autres distributeurs.

Le gouvernement de l’Ontario doit fournir une orientation claire et sans ambiguïté à Hydro One Inc. en vue de mener et d’engager des discussions portant sur la fusion de ses installations de distribution avec les services publics adéquats qui montrent un intérêt en ce sens. Cette fusion aura pour but de mettre sur pied de nouveaux distributeurs régionaux aux limites contiguës.

Les propriétaires des SDL actuelles recevront des actions des nouveaux distributeurs régionaux qu’ils auront créés volontairement proportionnellement à l’évaluation des installations qu’ils auront mises à disposition. Les SDL regroupées au moyen de mécanismes ayant force exécutoire verront leurs installations évaluées à la valeur comptable.

Gouvernement de l’Ontario

Le gouvernement doit nommer un conseiller à la transition pour superviser le processus de fusion. Ce conseiller tiendra le gouvernement informé des progrès réalisés en vue d’une fusion complète. Il n’agira pas à titre de facilitateur auprès des SDL pour la mise sur pied de distributeurs régionaux individuels.

Dans les six mois suivant l’approbation du gouvernement des recommandations formulées par le Comité, les SDL parties à une fusion devront soumettre un rapport d’étape au conseiller à la transition nommé par le gouvernement.

  • Le rapport d’étape devra contenir des preuves qu’une entente a été conclue entre les différentes parties, comme un protocole d’entente, les obligeant de ce fait à parvenir à une fusion dans le délai prévu de deux ans.
  • À la réception du rapport d’étape, le conseiller à la transition pourra indiquer si la fusion proposée d’un distributeur régional en particulier n’est pas susceptible de rendre une région d’exploitation efficace et contiguë ou si elle risque d’isoler une zone de desserte. Les SDL parties à une fusion pourront alors présenter un rapport d’étape révisé au conseiller à la transition avant la fin des six premiers mois.

Une fois la période de six mois terminée, le conseiller à la transition présentera un rapport de la situation au gouvernement en soulignant les progrès réalisés quant à la mise sur pied de distributeurs régionaux. Ce rapport fournira des renseignements sur les étapes de la mise sur pied des distributeurs régionaux qui ont été franchies, indiquera quelles fusions proposées ne donneront pas des régions d’exploitation efficaces et contiguës ou encore isoleront des zones de desserte, et ciblera les SDL qui n’ont pris aucune mesure visant la mise sur pied de distributeurs régionaux.

Dans le cas où les distributeurs régionaux potentiels auraient besoin de plus de temps pour conclure leurs ententes volontaires, le gouvernement pourra leur octroyer un délai supplémentaire de trois mois pour leur permettre d’achever leurs travaux. Avant la fin de cette période de trois mois, le conseiller à la transition présentera un rapport final pour mettre au fait le gouvernement des résultats.

Dans les cas où il serait clair, après avoir étudié le rapport d’étape du conseiller à la transition, ou le rapport de la situation si le gouvernement a octroyé trois mois supplémentaires, que la mise sur pied de distributeurs régionaux ne peut être accomplie de façon volontaire, le Comité recommande alors au gouvernement de présenter un projet de loi pour assurer une fusion réussie.

Le programme de protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée actuellement en vigueur devrait faire l’objet d’une réforme pour devenir un programme de protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée du Nord de l’Ontario. Les distributeurs régionaux côte à côte contigus desserviraient alors des clients en milieu à la fois urbain et rural, ce qui leur permettra d’équilibrer les frais correspondants dans chacune des régions du Sud de l’Ontario.

Le gouvernement de l’Ontario devrait entamer des discussions avec le gouvernement fédéral pour faciliter l’annulation des droits de mutation sur la vente des installations de SDL à des investisseurs privés.

Infrastructure Ontario doit mettre fin à son programme de prêts qui consent des facilités de crédit subventionnées aux SDL et ne doit plus accorder d’autres prêts aux distributeurs régionaux.

Commission de l’énergie de l’Ontario

Les SDL qui parviennent à conclure une entente volontaire durant la période initiale de six à neuf mois et qui déposent une demande de permis auprès de la CEO visant la nouvelle entité dans un délai de deux ans devraient être autorisées à récupérer les coûts des opérations qu’elles auront engagés avec prudence, dans lesquels pourraient être inclus des coûts liés à toute facilitation d’un tiers.

Les SDL qui participent à une consolidation volontaire ne devraient pas être soumises à un examen de la fusion effectué par la CEO, comme c’est le cas en ce moment. Les fusions seront réputées représenter un net avantage pour les consommateurs par la province.

La CEO assurera une surveillance réglementaire de toute demande d’examen des tarifs déposée par les distributeurs au cours de la période suivant la fusion.

Économies de coûts

Le Comité prévoit que les fonds tirés de l’aliénation d’installations excédentaires de services publics seront réinvestis dans les distributeurs régionaux pour renforcer le réseau et non pas être utilisés pour verser des dividendes ou servir à toute autre fin non liée à la distribution d’électricité.

Le Comité prévoit également que toute économie réalisée grâce à l’efficacité accrue des nouveaux distributeurs régionaux soit répartie entre l’actionnaire et le client. Vu la nécessité d’engager des dépenses en immobilisations considérables, il est attendu que la plupart des économies qui reviennent à l’actionnaire soient réinvesties dans le réseau de distribution d’électricité.

Les municipalités qui détiennent des billets à ordre devraient retirer les billets en circulation qui ont une valeur supérieure à la valeur de marché ou les renégocier pour qu’ils reflètent les taux d’intérêt actuellement en vigueur.

Gouvernance

Les restrictions qui empêchent les gouvernements municipaux d’accorder des prêts aux distributeurs dans lesquels ils détiennent une participation devraient être levées.

Au moins les deux tiers du conseil d’administration d’un distributeur régional devraient être composés d’administrateurs indépendants. Le Comité est toutefois d’avis qu’il est préférable que la plupart des membres du conseil soient indépendants. Les conseils d’administration devraient compter un nombre adéquat de membres pour faire place à des administrateurs qui possèdent les compétences et l’expérience pertinentes, et être constitués en fonction de la capacité des administrateurs à respecter les exigences de gestion et de surveillance d’un service public de distribution d’électricité. Les distributeurs régionaux doivent aussi veiller à ce que les membres de leur conseil suivent la formation nécessaire liée au domaine de la gouvernance et aux rôles qu’ils assument au sein du conseil, en plus de posséder les compétences et l’expérience nécessaires à l’exercice de leurs fonctions.

Les sociétés affiliées qui appartiennent en ce moment à des SDL ne seront touchées par aucune fusion.

Retour en haut


 

Conclusion

Le secteur de la distribution d’électricité de l’Ontario en est à un tournant de l’histoire. Le travail effectué par les SDL au cours du dernier siècle subit une transformation dramatique : la nature de la production d’électricité évolue, et les ordinateurs transforment la distribution d’électricité en une entreprise numérique de haute technologie.

Le fondement du réseau d’électricité de l’Ontario a bien servi la province et a soutenu sa croissance économique. Il ne permet toutefois plus de relever les défis et de saisir les occasions que l’avenir nous réserve. L’Ontario a besoin d’un réseau de distribution plus fort et plus novateur qui peut répondre aux besoins changeants des consommateurs et de la province.

Le Comité est d’avis que la plupart des municipalités et des SDL comprennent que le statu quo ne sera d’aucun service pour les citoyens de la province au cours des décennies à venir. Il faudra éventuellement investir considérablement dans l’infrastructure et les nouvelles technologies; la seule question est de savoir si ces investissements suivront le pas de l’évolution de la distribution d’énergie, ou si le secteur luttera pour la rattraper.

La priorité du Comité quant à l’examen du secteur de la distribution était de déterminer comment les distributeurs d’électricité peuvent placer les besoins de leurs clients au centre de leurs activités et accroître la compétitivité économique de la province.

Le Comité est convaincu que ces propositions mettent cet avenir à la portée de l’Ontario. Le Comité est sûr que les dirigeants du secteur de la distribution ont la vision et les compétences nécessaires pour forger une nouvelle ère dans la distribution d’électricité en Ontario.

Retour en haut


 

Liste des présentateurs

  • Association of Municipalities of Ontario
  • Association of Power Producers of Ontario
  • Bluewater Power Distribution Corporation
  • Brookfield
  • Capstone Infrastructure Corporation
  • Coalition de l’énergie des écoles
  • Collus Power Corporation
  • Commission de l’énergie de l’Ontario
  • Common Voice Northwest Energy Task Force
  • Comté de North Dumfries
  • Conseil canadien du commerce de détail
  • Corix Group of Companies
  • Cornerstone Hydro Electric Concepts Association
  • Electrical Contractors Association of Ontario
  • Electricity Distributors Association
  • Emera Inc.
  • Enersource Corporation
  • Entegrus Powerlines Inc.
  • EnWin Utilities Ltd
  • Erie Thames Powerlines Corporation
  • Fédération canadienne de l’entreprise indépendante
  • Fédération des municipalités du Nord de l’Ontario
  • Fort Frances Power Corporation
  • Fortis Inc.
  • FortisOntario Inc.
  • Fraternité internationale des ouvriers en électricité
  • Greater Sudbury Hydro Inc.
  • Guelph Hydro Inc.
  • Halton Hills Hydro Inc.
  • Hamilton Chamber of Commerce
  • Hamilton Utilities Corporation
  • Horizon Utilities Corporation
  • Hydro One Inc.
  • Hydro Ottawa Holding Inc./ Hydro Ottawa Group of Companies
  • KPMG
  • Lakefront Utilities Inc.
  • Le Conseil des consommateurs du Canada
  • London Hydro Inc.
  • Low Income Energy Network
  • Manufacturiers et Exportateurs du Canada
  • Marchés mondiaux CIBC Inc.
  • Ministère des Affaires municipales et du Logement
  • Ministère du Travail
  • Northeast Utilities Group
  • Northwestern Ontario Municipal Association
  • Oakville Hydro Corporation
  • Office de l’électricité de l’Ontario
  • Office de la sécurité des installations électriques
  • Office ontarien de financement
  • Ontario Chamber of Commerce
  • Ontario Energy Association
  • Oshawa PUC Networks Inc.
  • Peterborough Distribution Inc.
  • PowerStream Inc.
  • RBC Marchés des Capitaux
  • Régime de retraite des employés municipaux de l’Ontario
  • Simul/UtilityPULSE
  • Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité
  • Syndicat canadien de la fonction publique de l’Ontario
  • Syndicat des travailleurs et travailleuses du secteur énergétique
  • The Society of Energy Professionals
  • Toronto Hydro Electric System Limited
  • Utilities Kingston/Kingston Hydro Corporation
  • Utilities Standards Forum
  • Utility Collaborative Services Inc.
  • Veridian Connections Inc./Veridian Corporation
  • Ville de Barrie
  • Ville de Cambridge
  • Ville de Collingwood
  • Ville de Fort Frances
  • Ville de Hamilton
  • Ville de Niagara on the Lake
  • Ville de Port Colborne
  • Ville de Sault Ste. Marie
  • Ville de Toronto
  • Whitby Hydro Electric Corporation

Particuliers

  • Donald Carmichael
  • Gerhard Langematz
  • John McNeil
  • Parker Gallant
  • Citoyen
  • Citoyen
  • Citoyen

Autre

  • Présentateur anonyme

Retour en haut


 

Glossaire73

Contiguïté : Une limite sans rupture ni interruption. Un distributeur d’électricité ayant une limite contiguë dessert une zone de service unique et unifiée. Les distributeurs d’électricité sans limites contiguës offrent leur service à des consommateurs situés dans un certain nombre de zones de service distinctes et non reliées.

Demande de pointe : Demande de pointe ou capacité de pointe sont des termes décrivant une période pendant laquelle l’on s’attend à ce qu’une quantité d’électricité de beaucoup supérieure à la moyenne soit fournie pendant une période prolongée.

Distributeurs côte à côte : Distributeurs qui desservent des zones de service contigu adjacentes. Voir la définition du terme « contiguïté ».

Distribution : Un réseau de distribution achemine l’électricité du réseau de transport jusqu’aux consommateurs. En règle générale, le réseau comprend des lignes moyenne tension, des sous stations et des transformateurs sur poteau, des lignes de distribution basse tension et des compteurs d’électricité.

Envergure des activités : La taille de la clientèle d’une société de distribution locale (SDL) et de la zone desservie par celle ci. L’envergure des activités d’une grande société de services publics est plus grande que celle d’une petite société.

Établissement des tarifs : La Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) établit les tarifs d’une société de distribution locale (SDL) afin de permettre à celle ci de recouvrer les coûts prévus qu’elle engagera avec prudence pour la prestation de services réglementés. Tous les quatre ans, la SDL est assujettie à un processus de demande d’examen du coût de service. Dans le cadre de ce processus, la CEO utilise les renseignements quant aux coûts et recettes prévus sur un an soumis par la SDL pour établir une exigence de base en matière de recettes et les tarifs de base qui seront fixés pour recouvrer ces recettes. Au cours des années intermédiaires, dans le cadre du mécanisme de réglementation incitatif (MRI), ces tarifs de base ont été ajustés suivant une formule approuvée par la CEO qui comprend des éléments liés à l’inflation et les attentes de la CEO en matière d’efficacité et de gains de productivité. Les méthodes d’établissement des tarifs sont révisées dans le contexte du Cadre de réglementation renouvelé pour l’électricité de la CEO.

Exploitation, entretien et administration : Le coût lié à l’exploitation, à l’entretien et à l’administration d’une entreprise. Les dépenses d’exploitation, d’entretien et d’administration comprennent généralement les salaires et le matériel requis pour fournir des services réglementés et maintenir le matériel en bon état.

Gaz à effet de serre : Gaz contribuant à retenir la chaleur dans l’atmosphère de la Terre. Le dioxyde de carbone est le gaz à effet de serre dominant; outre sa provenance de sources naturelles, il est rejeté dans l’atmosphère lorsque des combustibles fossiles, comme le charbon, le pétrole ou le gaz naturel, sont brûlés. L’on s’entend pour dire qu’il contribue au changement climatique.

Infrastructure Ontario : Un organisme de la Couronne, propriété exclusive de la province de l’Ontario, dont le mandat comprend l’octroi d’un financement pour l’infrastructure aux municipalités et aux organismes publics admissibles. Les sociétés de distribution locales (SDL), en tant que sociétés municipales, sont admissibles à un prêt pour dépenses en capital d’Infrastructure Ontario.

Kilowatt (kW) : Quantité d’énergie standard dans un réseau électrique de taille résidentielle qui équivaut à 1000 watts (W). Dix ampoules de 100 watts allumées consomment 1 kilowatt (kW) d’électricité.

Kilowattheure (kWh) : Unité de mesure standard de l’énergie électrique dans un réseau de taille résidentielle. Un kWh (1000 wattheures) est la quantité d’électricité produite ou consommée par une unité de 1 kW pendant une heure. Dix ampoules de 100 watts allumées pendant une heure consomment 1 kWh d’énergie.

Mégawatt (MW) : Une unité d’énergie équivalant à 1000 kilowatts (kW) ou un million de watts (W).

Mégawatt heure (MWh) : Une mesure d’énergie produite par une centrale électrique au fil du temps : un générateur de 1 MW fonctionnant pendant 24 heures produit 24 MWh d’énergie (tout comme un générateur de 24 MW fonctionnant pendant une heure).

Office de l’électricité de l’Ontario (OEO) : Un organisme gouvernemental de l’Ontario qui évalue la suffisance à long terme des ressources en électricité, planifie et obtient un approvisionnement en électricité et coordonne les mesures de conservation prises à l’échelle de la province.

Paiements versés en remplacement d’impôts (PERI) : En Ontario, les services d’électricité qui sont détenus à 90 % ou plus par le secteur public sont exonérés des impôts sur les bénéfices. Ils font plutôt des paiements versés en remplacement d’impôts (PERI) à la Société financière de l’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIEO). Les PERI, qui remplacent les impôts sur les bénéfices et les impôts fonciers versés par les entreprises du secteur privé, sont utilisés pour aider à rembourser la dette restante d’Ontario Hydro.

Portée des activités : La mesure dans laquelle une société de distribution locale (SDL) détient et exploite également d’autres services semblables à des services publics. La portée des activités d’une SDL qui fournit également du gaz naturel et des services d’eau potable et d’eaux usées est plus grande que celle d’une SDL qui limite ses activités à la distribution d’électricité.

Production intermittente d’énergie : Sources d’électricité produisant de l’énergie seulement à certaines périodes, par exemple les générateurs solaires ou les aérogénérateurs, et dont la production dépend de la vitesse du vent ou de l’ensoleillement.

Protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée : Le gouvernement de l’Ontario a mis sur pied une protection des tarifs aux consommateurs en milieu rural ou en région éloignée afin de maintenir les tarifs de distribution dans les milieux ruraux et les régions éloignées de la province à des niveaux semblables à ceux imposés aux consommateurs du reste de la province. Le coût du bénéfice de cette protection est recouvré au moyen d’un droit réglementé imposé à tous les consommateurs d’électricité de l’Ontario qui a été approuvé par la CEO. En 2012, ce droit était fixé à 0,11 ¢/kWh.

Réseau électrique intelligent : Un réseau électrique intelligent livre l’électricité, des producteurs aux consommateurs, à l’aide d’une technologie numérique mettant à profit la communication bidirectionnelle, afin de contrôler les appareils électriques dans les résidences des consommateurs, dans le but d’économiser de l’énergie, de réduire les coûts et d’augmenter la fiabilité et la transparence.

Service municipal d’électricité : Une expression peu utilisée pour désigner une SDL dont l’usage a disparu après 1998, lorsque les services municipaux d’électricité ont été convertis en sociétés en vertu de la Loi sur les sociétés par actions de l’Ontario. Cette expression est encore employée dans certaines dispositions législatives pour décrire les sociétés de distribution locales (SDL).

Société de distribution locale (SDL) : Une entité qui possède un réseau de distribution permettant de livrer de l’énergie (gaz ou électricité) localement à des consommateurs. Le présent rapport vise exclusivement les SDL d’électricité.

Structure et architecture : La configuration existante des postes de transformation et des lignes de distribution et de transport qui définit le cadre et le squelette du réseau électrique de la province. Les grands éléments constitutifs de la structure et de l’architecture du réseau sont les 52 zones de service établies par Hydro One Networks.

Tarifs de rachat garantis (TRG) : Programme de financement garanti offrant des prix stables pendant toute la durée de contrats à long terme pour l’énergie produite à partir de ressources renouvelables, soit le biogaz, la biomasse, le gaz d’enfouissement, le vent du large, l’énergie solaire (photovoltaïque) et l’énergie hydraulique.

Transport : Déplacement ou transfert de l’électricité par l’entremise d’un groupe de lignes interreliées et de l’équipement connexe, entre les lieux où l’énergie est produite et les endroits où l’énergie est transformée pour être livrée aux consommateurs ou à d’autres réseaux distincts de transport de l’électricité. Le transport de l’électricité se fait par des fils à haute tension; l’énergie est ensuite transformée en basse tension pour être distribuée par l’entremise des réseaux de distribution locale. L’Ontario compte plusieurs transporteurs d’électricité autorisés qui détiennent et exploitent une partie du réseau de transport de l’Ontario; le plus important est de loin Hydro One Networks.

TRG pour les micro projets : Les propriétaires de résidence de l’Ontario peuvent réaliser sur leur propriété de petits ou « micro » projets de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (10 kilowatts ou moins). Dans le cadre du Programme de TRG pour les micro projets, les producteurs reçoivent un tarif garanti pour toute l’électricité produite pendant au moins 20 ans.

Retour en haut


 

Notes

1 Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques, Prospects for Ontario’s Prosperity, novembre 2011, p. 4

2 Le jargon de l’industrie comporte un grand nombre de synonymes pour une société de distribution locale (SDL) : distributeur, distributeur local ou distributeur d’électricité, service public, service public local, société de distribution et ainsi de suite. Bien que l’on ait tenté de limiter le nombre de fois où une telle disparité survient, veuillez considérer ces divers termes comme étant entièrement interchangeables.

3 Dans ce rapport, sauf indication contraire, toute mention du « gouvernement » et de la « province » désigne respectivement le gouvernement de l’Ontario et la province de l’Ontario.

4 N.B. Freeman, The Politics of Power: Ontario Hydro and its Government, 1906 1995, 1996, University of Toronto Press, pp. 10 13.

5 Ibid., p. 31.

6 Sir Adam Beck, Dictionary of Canadian Biography Online. Consulté en octobre 2012.

7 Anciennement appelé le Comité consultatif sur la concurrence au sein de l’industrie de l’électricité de l’Ontario.

8 Comité consultatif sur la concurrence au sein de l’industrie de l’électricité de l’Ontario, Un cadre pour la concurrence : rapport du Comité consultatif sur la concurrence au sein de l’industrie de l’électricité de l’Ontario à la ministre de l’Environnement et de l’Énergie de l’Ontario, mai 1996. Voir le résumé des recommandations.

9 La réduction à 89 SDL est fondée sur une entrevue avec Neil Freeman, auteur de l’ouvrage The Politics of Power (voir les références antérieures).

10 Hydro One Networks détient actuellement un permis de distribution d’électricité provisoire délivré par la CEO aux termes du paragraphe 59 (2) de la Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario qui stipule que Hydro One Networks détient et contrôle certaines entreprises de distribution desservant la collectivité de Cat Lake.

11 Données fondées sur : Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors, septembre 2012. Consulté en octobre 2012.

12 Ibid.

13 Ibid. À noter que les données de l’annuaire de la CEO ne comprennent pas ce qui suit : les trois SDL détenues par des Premières Nations (Attawapiskat Power, Fort Albany Power et Kashechewan Power); les trois SDL dont les tarifs ne sont pas réglementés (identifiées plus tôt dans ce chapitre); le nombre de clients de Hydro One Remote Communities est inclus dans le nombre de clients de Hydro One Networks.

14 Tiré de la présentation officielle de Hydro One Inc. au Comité.

15 Partout dans ce rapport, les mentions relatives à la taille des SDL sont fondées sur ces niveaux seuils.

16 Selon les données de : Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors, op. cit.

17 Selon les données tirées du site Web de Borealis. Consulté en novembre 2012.

18 En effet, un droit provincial pouvant atteindre 33 % doit être versé lorsqu’une SDL détenue par une municipalité cède ou vend des actifs à un investisseur privé. Lorsque le gouvernement de l’Ontario a cédé aux municipalités la propriété de leurs SME, elles ont obtenu une source de revenus et la possibilité de réaliser des profits considérables advenant la vente de leurs services. Le droit de cession prélève une partie de ce gain pour aider à réduire la dette restante liée à la restructuration d’Ontario Hydro.

19 Citation tirée de la rencontre de l’OMERS avec le Comité.

20 Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Natural Gas Distributors, septembre 2012. Consulté en octobre 2012.

21 L’analyse des frais d’exploitation, d’entretien et d’administration et de la clientèle est fondée sur les annuaires des distributeurs d’électricité 2005 à 2011 (inclusivement) de la Commission de l’énergie de l’Ontario, op. cit. L’analyse de l’inflation est fondée sur l’indice des prix à la consommation global désaisonnalisé tiré du site Web de la Banque du Canada. Consulté en octobre 2012.

22 Les hausses des frais des municipalités sont fondées sur l’examen pluriannuel du rapport d’information financière de la province. Consulté en novembre 2012.

23 Les frais d’exploitation, d’entretien et d’administration des deux plus grands services publics de l’Ontario, Hydro One Networks et Toronto Hydro, sont exclus des graphiques des figures 6 et 7 en raison de leur contexte particulier. Hydro One Networks a des frais plus élevés parce que sa faible densité globale de clients est répartie sur une vaste zone de service. Toronto Hydro a aussi des contraintes particulières en matière de coûts. Ses actifs vieillissants doivent desservir une zone urbaine dense qui connaît le plus fort taux de croissance de bâtiments résidentiels en Amérique du Nord.

24 Infrastructure Ontario, octobre 2012.

25 Site Web d’Infrastructure Ontario. Consulté en novembre 2012.

26 Commission de l’énergie de l’Ontario, 2012 2015 Business Plan, août 2012, p. 24. Consulté en octobre 2012.

27 Vérificateur général de l’Ontario, Rapport annuel 2011 du Bureau du vérificateur général de l’Ontario, 2011, p. 73.

28 Ibid., p. 75.

29 Ibid., p. 83.

30 Ibid.

31 CEO, novembre 2012.

32 Conseil sectoriel de l’électricité de l’Ontario, Énergiser l’avenir : Étude d’information sur le marché du travail 2008, 2008.

33 Ibid.

34 Ontario Energy Association, Ontario Distribution Sector Review Panel Submission, juillet 2012, p. 28.

35 Ministère de l’Énergie de l’Ontario, Plan énergétique à long terme de l’Ontario : Pour l’édification d’un avenir énergétique propre, 2010, Imprimeur de la Reine pour l’Ontario, p. 3.

36 Ibid., p. 65

37 Accenture, Actionable Insights for the New Energy Consumer, 2012, p. 20. Consulté en novembre 2012.

38 Ibid., p. 3.

39 La citation exacte provient de la correspondance avec Duke Energy. Pour voir une citation similaire, consultez : Charlotte Chamber of Commerce, Charlotte’s Dynamic Energy Cluster, 2012, p. 10. Consulté en octobre 2012.

40 En date du 31 octobre 2012. Source : Hydro One Networks.

41 En élaborant ce projet pilote, Horizon Utilities a suivi l’approche de « protection intégrée de la vie privée » du Commissaire à l’information et à la protection de la vie privée de l’Ontario. Vous renseigner sur la « protection intégrée de la vie privée ».

42 Horizon Utilities, novembre 2012.

43 Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors, op. cit.

44 Information provenant de diverses sources, dont l’analyse du Comité.

45 Citation provenant du rapport officiel d’Entregrus Powerlines au Comité.

46 Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques, op. cit., p. 20.

47 B. Baker, L. Coad, T.A. Crawford et I. Sklokin, Canada’s Electricity Infrastructure: Building a Case for Investment, Le Conference Board du Canada, avril 2011, p. 23.

48 Ibid.

49 Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques, op. cit., p. 12.

50 Voir la décision et l’ordonnance du 22 février 2012 de la Commission de l’énergie de l’Ontario, cause EB 2011 0123 (en anglais seulement).

51 Plus de renseignements sur le nouveau cadre réglementaire relatif à l’électricité de la CEO.

52 Electricity Distributors Association, The Power to Deliver: Recommendations for the future of electricity distribution in Ontario, août 2012, p. 5.

53 G. Hodgson, Needed: A Comprehensive Growth Strategy for Ontario, Le Conference Board of Canada, novembre 2012, p. 4.

54 Ontario Energy Association, Ontario Distribution Sector Review Panel Submission, lettre d’accompagnement, juillet 2012.

55 Citation tirée du rapport du Conseil canadien du commerce de détail au Comité.

56 Ibid.

57 C. Growitsch, T. Jamasb et M. Pollitt, « Quality of service, efficiency and scale in network industries: an analysis of European electricity distribution », Applied Economics, vol. 41, n° 20 (2009), p. 2555 2570.

58 N. Bagdadiolglu, C.W. Price et T. Weyman Jones, « Measuring Potential Gains from Mergers among Electricity Distribution Companies in Turkey using a Non Parametric Model », The Energy Journal, vol. 28, n° 2 (2007), p. 109.

59 B. Tovar, F.J. Ramos Real et E.F. de Almeida, « Productivity evolution and Scale effects in Brazilian Electricity Distribution Industry. Evidence from 1998 2005 period », Fundacion de Estudios de Economia Aplicada, vol. 4 (2009), p. 2.

60 Ibid., p. 19.

61 Voir, par exemple : A. Yatchew, « Scale Economies in Electricity Distribution: A Semiparametric Analysis », Journal of Applied Econometrics, vol. 15, n° 2 (mars/avril 2000), p. 187 210.

62 Commission de réforme des services publics de l’Ontario, Des services publics pour la population ontarienne : cap sur la viabilité et l’excellence, février 2012, p. 332.

63 Electricity Distributors Association, op. cit., p. 37.

64 Ibid., p. 84.

65 Les parties de texte en gras sont des résumés des recommandations du Comité. Les recommandations officielles se trouvent au chapitre 6.

66 Le sigle GGH est une abréviation de « région élargie du Golden Horseshoe ».

67 Commission de réforme des services publics de l’Ontario, op. cit., p. 406. Voir la discussion sous la rubrique « Opérations sur des biens ».

68 Ibid., p. 529.

69 Selon un taux d’actualisation annuel de 6 %.

70 Commission de l’énergie de l’Ontario, 2011 Yearbook of Electricity Distributors, op. cit.

71 À noter que Hydro One Remote Communities et les installations de distribution de la collectivité de Cat Lake sont réputées hors de portée.

72 Groupe d’étude sur la compétitivité, la productivité et les progrès économiques, op. cit., p. 41.

Retour en haut