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CHANGEMENT

Si le Comité spécial et le gouvernement décident que des changements devraient être apportés à notre réseau d’électricité, un certain nombre d’enjeux feront surface. Parmi toutes les questions portées à notre attention pendant le processus, celle qui nous a fait le plus réfléchir est la complexité du réseau d’électricité. À bien des égards, ce réseau ressemble à une montre suisse. Si une petite pièce est en déséquilibre, le réseau ne fonctionne pas. Les abonnés ont investi dans de l’équipement et ont branché cet équipement au réseau qu’une mauvaise réglementation de l’électricité peut détruire en une fraction de seconde. Il s’ensuit que lorsqu’une compagnie intégrée est responsable de l’exploitation de tout le réseau, les chances que toutes les pièces fonctionnent en harmonie sont plus grandes, ce qui limite les problèmes du réseau.

L’orientation adoptée par la plupart des provinces, des États et des pays modifiant leur réseau d’électricité, a consisté à séparer les composantes du réseau par fonction et à faire remplir ces fonctions par différentes compagnies. Dans certaines circonstances, ces changements ont entraîné un grave déclin de l’exploitation du réseau. Nous avons appris qu’il existe des problèmes à Auckland, en Nouvelle-Zélande, où après la privatisation, cette ville a connu des interruptions et des pannes d’électricité pendant des mois, qui ont forcé les abonnés à compter sur leurs propres génératrices au diesel. L’électricité est un service trop important pour ne pas l’offrir de façon efficace. Aucune société moderne ne peut fonctionner sans un réseau d’électricité stable et sûr.

Là où un changement a eu lieu, on a décidé que les avantages de la privatisation et de l’adoption de la concurrence dans le réseau d’électricité l’emportaient sur les problèmes de croissance associés à ce changement. Pour les premiers qui ont adopté ce processus, les problèmes ont été plus grands. Pour les derniers à l’adopter, le retard accusé par rapport aux avantages constitue un risque inutile pour leur compétitivité mondiale. Au Nouveau-Brunswick, nous avons la possibilité d’établir un équilibre entre les deux extrêmes. Si on procède à un changement, il faudrait le faire en étant bien conscient des problèmes survenus là où cette démarche a été entreprise avant nous. La présente section a pour objet de soulever certaines de ces questions.

1. Tarifs

Même si les participants à notre processus divergeaient d’opinion sur les calculs exacts, tout le monde, y compris Énergie NB, a reconnu que cette Société vend de l’électricité à un prix inférieur au montant qu’il en coûte pour la produire et la livrer. Par conséquent, il est peu probable que les tarifs seront réduits à court terme, soit par Énergie NB ou dans un nouveau système. Les questions des tarifs à court terme peuvent être également aggravées par les coûts obligataires et, pour les abonnés résidentiels, par la réduction de l’interfinancement à partir d’autres catégories.

À moyen terme, on s’attend à ce que l’efficacité qui découlerait de la privatisation et de l’adoption de la concurrence, advenant que le gouvernement adopte cette approche, devrait rendre nos tarifs plus concurrentiels. Pendant la période de transition, il importe que toute modification des tarifs soit mise en oeuvre progressivement. Le choc des tarifs doit être évité.

Un des participants à notre consultation a soulevé un point très important. Les abonnés dont la situation économique est marginale ne sont pas en mesure d’absorber d’importantes hausses de tarifs. Ils ont moins les moyens de faire face à des augmentations de tarifs et sont souvent des consommateurs d’électricité relativement plus importants. Souvent, ils n’ont pas les moyens d’isoler leurs maisons ou d’y apporter d’autres améliorations pour réduire la consommation d’électricité. Certains ont soutenu qu’il faudrait des tarifs résidentiels « A » et « B » pour tenir compte des difficultés de cette catégorie d’abonnés. Même si nous ne sommes pas en faveur de la répartition des catégories d’abonnés résidentiels, nous croyons que c’est une préoccupation importante en matière de politique gouvernementale. S’il pense qu’il s’agit d’une politique publique pertinente, le gouvernement, et non Énergie NB, devrait mettre en place des mesures pour aider les Néo-Brunswickois et Néo-Brunswickoises à faible revenu à faire face à toute augmentation des tarifs d’électricité.

2. Coûts obligataires

Les Néo-Brunswickois (citoyens, entreprises et tous les utilisateurs d’électricité), ont à juste titre demandé un réseau d’électricité de niveau mondial. Cet objectif a été atteint. Et il n’a pas été facile à réaliser. Les prévisions de la demande font intervenir des éléments scientifiques et des hypothèses logiques. Il a toujours fallu, pour construire une nouvelle centrale (y compris une étude des solutions de rechange, l’étude environnementale, le financement et la construction) un très long délai. De plus, il n’est pas possible d’ajouter un mégawatt à la fois au réseau. Par exemple, lorsqu’il a été décidé de construire la centrale de Belledune, la taille de cette installation de 450 MW se comparait à celle des centrales construites ailleurs dans le monde. Autrement dit, les producteurs d’énergie ont toujours eu tendance à surconstruire par grandes étapes, et ensuite à attendre que la demande rattrape l’approvisionnement. Au Nouveau-Brunswick, le fait de reporter les décisions aurait pu nuire à la capacité de fournir l’électricité que les résidents de la province ont demandée et qu’ils ont le droit d’exiger. Nous devons prendre soin de ne pas juger les décisions du passé en utilisant les connaissances et la technologie actuelles. Tous les Néo-Brunswickois et Néo-Brunswickoises ont profité et sont responsables d’Énergie NB.

Les coûts obligataires sont habituellement liés aux installations de production. Par analogie, supposons que vous achetez une voiture en prévoyant qu’elle durera dix ans, vous la financez par un prêt de dix ans et après cinq ans, vous décidez de la remplacer par une voiture neuve plus économique en essence. Quelle est la valeur de l’ancienne voiture maintenant que de nouvelles voitures plus économiques en carburant sont disponibles? La différence entre la valeur marchande équitable actuelle de la voiture moins économique et le reste du prêt de cinq ans non remboursé est un coût « obligataire ». Qui paie ce coût? Dans un monopole, Énergie NB continuerait d’exploiter la voiture, en y apportant les améliorations nécessaires, tant que le prêt ne serait pas remboursé. Puisque aucun concurrent ne pourrait offrir une voiture neuve en raison du monopole, il n’y aurait pas de coûts obligataires.

Les coûts obligataires sont par conséquent souvent un sous-produit de l’ouverture d’un réseau d’électricité à la concurrence. Dans notre cas, Énergie NB, en tant que fournisseur monopolistique, a pris des décisions en matière d’investissement en prévoyant un monopole continu qui lui permettrait d’amortir ses investissements pendant la durée utile de ses immobilisations, sans craindre qu’un compétiteur offre une production plus nouvelle et plus économique. Dans un milieu compétitif, les exploitants privés, particulièrement à la suite de la venue du gaz naturel, peuvent construire de nouvelles installations de production plus efficaces. Un mercaticien privé, qui aurait la possibilité d’acheter de l’électricité à meilleur marché d’une nouvelle installation, ou d’une centrale plus âgée plus onéreuse, fera le choix évident. En raison de ce changement, l’ancienne installation devient « obligataire ». Essentiellement, la différence entre la valeur comptable et la valeur équitable de l’installation dans un marché libre actuel est le montant du coût obligataire.

Inversement, certaines installations d’Énergie NB, notamment les centrales hydroélectriques, pourraient bien avoir une valeur beaucoup plus élevée que la valeur comptable sur le marché libre. De plus, si les lignes électriques sont privatisées, elles pourraient avoir une valeur supérieure à leur valeur comptable. C’est la différence entre la survaleur et la sous valeur de toutes les immobilisations privatisées d’Énergie NB qui détermineront si des coûts obligataires accompagneront la venue d’un marché concurrentiel. Si les installations sont vendues, le marché attribuera une valeur réelle aux coûts obligataires. L’analyse ci-dessous, concernant le processus et le calendrier de mise en oeuvre, influe également sur la possibilité d’atténuer les coûts obligataires.

La coproduction, selon laquelle une entreprise produit sa propre électricité, peut également occasionner des coûts obligataires. Comme il a été mentionné déjà, si un abonné actuel d’Énergie NB veut coproduire de l’électricité plutôt que l’acheter de la Société, la construction de la centrale de coproduction entraînera une capacité excédente chez Énergie NB, laquelle énergie, si elle ne peut pas être vendue de façon rentable, sera un coût obligataire pour la Société. Vu que l’installation a été en fait construite par Énergie NB pour fournir de l’électricité à cet abonné et à d’autres, nous devons voir à la mise en place d’un mécanisme qui fait des avantages de la coproduction un élément concurrentiel dans le nouveau régime, mais qui impute une part proportionnelle des coûts obligataires à l’abonné qui quitte le réseau. Ces frais de sortie seraient basés sur les frais que l’abonné aurait payés s’il avait continué d’acheter la même quantité d’énergie par l’entremise du réseau des lignes électriques. Certains ont souligné qu’aucun abonné ne devrait pouvoir tirer un avantage financier en quittant le réseau d’électricité avant que les coûts obligataires soient payés.

Les mécanismes de récupération des coûts obligataires varient. Les coûts obligataires, le cas échéant, devraient être absorbés moyennant des frais supplémentaires ajoutés aux tarifs des lignes électriques. Il a été noté toutefois que les frais pour les lignes électriques tendent à fausser les choix d’énergie en rendant l’électricité relativement plus onéreuse que d’autres sources d’énergie, pendant la période de récupération des coûts. En outre, comme frais aux usagers, ce mode de récupération a tendance a être régressif — car il impose à tous les abonnés le même montant le kilowatt-heure, quelle que soit leur capacité de payer. Autrement, le gouvernement pourrait choisir d’assumer la responsabilité directe de tous les coûts obligataires et de les récupérer au moyen des revenus généraux (c’est-à-dire taxes). Comme le régime de taxation, ce mode de récupération serait progressif, imputant marginalement une plus grande partie des coûts aux contribuables dont le revenu est plus élevé.

Tous les participants à notre processus ont reconnu leur responsabilité relativement aux coûts obligataires, le cas échéant. Toutefois, certains ont présenté des arguments sur la façon de récupérer ces coûts et en effet sur la question de déterminer si tous les coûts peuvent être bien recouvrés. Nous croyons que tous les coûts obligataires devraient être assumés par tous les utilisateurs du réseau avant le changement, ou par tous les contribuables, selon le mode de récupération appliqué.

Les utilisateurs qui peuvent se financer peuvent choisir un paiement unique pour leur part ou au moins une courte période de récupération pour régler le problème le plus tôt possible. Les utilisateurs dont la capacité financière est plus restreinte préféreraient une plus longue période de récupération pour atténuer l’impact. Même si la période de récupération à long terme est adoptée, supposons par exemple dix ans, il serait possible de concevoir un mécanisme à l’intention des utilisateurs qui aimeraient payer avant, en utilisant une formule pour calculer la valeur actuelle équivalente.

D’après les précédents établis ailleurs, nous avons appris que malgré des années d’étude, l’Ontario n’a pas encore déterminé la méthode convenable pour récupérer les coûts obligataires. Au Nouveau-Brunswick, il faut analyser cette question de façon plus détaillée pour évaluer le montant possible de tous les coûts obligataires et ensuite trouver la façon la plus équitable de les récupérer.

3. Interfinancement des tarifs résidentiels

Il y a interfinancement lorsqu’un abonné paie plus que le coût de l’électricité tandis qu’un autre paie moins. L’interfinancement existe dans la catégorie des abonnés résidentiels (c’est-à-dire entre les abonnés de la catégorie résidentielle) et en faveur de la catégorie résidentielle à partir de toutes les autres catégories. La dernière forme d’interfinancement a été mentionnée dans le document de discussion du gouvernement, L’électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l’an 2000. Ce document révèle que les tarifs résidentiels se chiffrent à 0,86 (c’est-à-dire ratio revenu/coût) comparativement à 1,30 pour les abonnés - service général. (Les abonnés résidentiels, par exemple, paient 0,86 $ pour un dollar d’électricité, tandis que les abonnés - service général paient 1,30 $ pour la même quantité). L’interfinancement à l’intérieur de la catégorie des abonnés résidentiels n’a pas été quantifié.

L’interfinancement à l’intérieur de la catégorie des abonnés résidentiels a été utilisé pour créer des frais de livraison semblables à des « frais postaux ». Comme les timbres postaux pour la livraison des lettres dans une ville ou dans un pays, les frais de livraison de l’électricité aux abonnés résidentiels ont été uniformisés. C’est-à-dire, les frais des lignes électriques pour la livraison d’un kilowatt-heure d’électricité sont les mêmes, où que soit situé l’abonné dans la province. En réglementant les lignes électriques, le gouvernement peut encore exiger des frais de livraison pour les abonnés résidentiels. Il est ressorti clairement de nos entretiens avec les intervenants (le point de vue était unanime) que l’établissement de frais de livraison pour les abonnés résidentiels était la chose à faire. Voilà un exemple de la façon dont le gouvernement peut encore implanter la politique gouvernementale à l’aide d’un organisme de réglementation, dans un marché libre et concurrentiel.

L’interfinancement en faveur de la catégorie des abonnés résidentiels est plus difficile à maintenir dans un marché libre concurrentiel puisque le prix d’électricité ne sera pas réglementé. Une bonne partie de cet interfinancement est fondée sur les coûts différentiels de la production. Les abonnés résidentiels ont tendance à connaître des périodes de pointe de consommation d’électricité et les installations de production ont été construites pour répondre à cette demande. Ces installations de production de pointe sont onéreuses parce qu’elles ne fonctionnent pas en tout temps. Si elles sont construites pour les abonnés résidentiels, leurs coûts sont adéquatement répartis alors entre ces abonnés. Mais actuellement, une bonne partie de l’interfinancement en faveur de la catégorie des abonnés résidentiels est due principalement au fait qu’une plus grande part des coûts de production de pointe est partagée par les abonnés industriels et les abonnés de services généraux que la part justifiée par leur utilisation. Dans un marché concurrentiel, les frais d’électricité (par opposition aux frais de livraison pour les lignes électriques) seront établis par le marché. La Commission des entreprises de service public a déjà fixé pour Énergie NB l’objectif de réduire le niveau d’interfinancement en faveur des abonnés résidentiels afin que les ratios revenus/coûts pour toutes les catégories varient de 0,95 à 1,05. Nous n’avons reçu aucune objection à ce principe. Bon nombre de participants ont cependant suggéré de réduire l’interfinancement progressivement. Une étude plus détaillée s’impose pour concevoir des mécanismes afin d’atteindre cet objectif et d’éviter le choc des tarifs.

4. Questions environnementales

Pratiquement tous ceux qui ont présenté un exposé au groupe de travail ont parlé de l’importance de l’environnement de façon générale aussi bien que par rapport à l’énergie. Certains ont fait valoir que les préoccupations environnementales devraient transparaître dans toutes les discussions concernant l’avenir de l’électricité au Nouveau-Brunswick. Plus précisément, un participant a soutenu que le Nouveau-Brunswick devrait envisager d’élaborer un code de principes environnementaux qui serait respecté concernant l’énergie, au moment où le Nouveau-Brunswick se prépare à entrer de plein pied dans l’an 2000. Certains participants ont également souligné que le Nouveau-Brunswick devrait s’abstenir de construire une autre centrale nucléaire, du moins tant que les problèmes concernant le déclassement et l’élimination des barres de combustible épuisé n’auront pas été résolus. D’autres ont fait valoir que les Néo-Brunswickois et Néo-Brunswickoises devraient à l’avenir avoir l’occasion d’acheter de l’énergie verte.

Nous avons demandé à Énergie NB si elle avait défini l’énergie verte et si elle avait l’intention de promouvoir son développement. La Société a répondu qu’elle n’a pas essayé de définir l’énergie verte, et qu’elle n’a pas non plus l’intention de construire des sources d’énergie verte à l’intérieur de son réseau. Énergie NB toutefois a signalé que la Californie a défini l’énergie verte comme suit : « Seule l’énergie éolienne, solaire, géothermique, de la biomasse, du gaz d’atterrage et des petites centrales hydroélectriques (moins de 30 mégawatts) constituent de l’énergie verte. » Entre temps, l’Australie définit l’énergie verte comme suit : « photovoltaïque, éolienne thermosolaire, biomasse, géothermique, marémotrice et hydroélectrique des barrages existants. »

Énergie NB soutient qu’elle a adopté d’importantes mesures de protection de l’environnement au cours des dernières années. Certains points de son exposé à ce sujet méritent d’être mentionnés. La Société signale qu’elle a installé un nouvel équipement, amélioré la surveillance, la formation et la sensibilisation ainsi que les points de référence du système de gestion de l’environnement. Elle ajoute que l’installation d’équipement comprend des dispositifs aux plus récentes centrales comme des systèmes de sulfuration des gaz de combustion, des dépoussiéreurs électriques, des systèmes d’épuration des eaux usées, etc., à Belledune et à Dalhousie; et des installations d’épuration des eaux usées et de traitement de l’eau, un réseau de qualité de l’air etc. à Millbank et à Sainte-Rose. Aux plus anciennes installations, les améliorations comprennent entre autres l’amélioration de la surveillance de la qualité de l’air et des écoulements des piles de charbon à Grand Lac; l’installation d’un système de surveillance continue et des améliorations au système d’épuration des eaux usées à Courtenay Bay; des améliorations au système d’épuration des eaux usées et d’élimination des cendres à Coleson Cove; et l’enlèvement des débris et des améliorations à la passe à poissons aux installations hydroélectriques.

Bon nombre de ceux qui ont présenté un exposé au groupe de travail ont fait valoir l’importance de la « gestion de la demande » et ont soutenu que cette méthode devrait être valorisée plus ardemment. La gestion de la demande comprend des plans pour réduire la consommation générale d’électricité et remplacer l’utilisation temporelle de l’électricité afin de mieux utiliser les installations de production actuelles et d’éviter d’ériger de nouvelles installations. David Folster a écrit que la grande industrie s’occupera elle-même de la gestion de la demande afin d’économiser de l’argent mais la question demeure : qui fera la promotion de la gestion de la demande et de la conservation auprès des petites entreprises et des abonnés résidentiels? Il ne serait probablement pas sage de confier cette responsabilité aux producteurs ou aux mercaticiens. À qui alors? Encore une fois, le ministère des Ressources naturelles et de l’Énergie ou le ministère de l’Environnement pourrait s’en occuper. Cette tâche pourrait peut-être être exécutée au moyen de la sous-traitance par des compagnies qui seraient chargées d’offrir le service, ou même par des groupes à but non lucratif. Les services pourraient être payés moyennant l’ajout de frais spéciaux aux tarifs des lignes électriques. Voir en Ontario, au Vermont et en Californie. La Californie désigne ces frais comme les frais des programmes à vocation publique et cela englobe également l’aide aux personnes à faible revenu. Au Nouveau-Brunswick, le Fonds en fiducie pour l’Environnement est une autre source de financement possible.

5. Taxes

Étant donné qu’Énergie NB appartient au gouvernement du Nouveau-Brunswick, elle ne paie pas d’impôt sur les bénéfices. Actuellement, Énergie NB ne réalise pas de profits partiellement parce qu’elle est soumise à des objectifs de mandat public, qui sont de maintenir les tarifs d’électricité au plus bas niveau possible. Si des exploitants privés achetaient et exploitaient des parties d’Énergie NB ou les fonctions de celle-ci, comme cela serait normal dans le secteur privé, et fonctionnaient à profit, ils paieraient des taxes. La part provinciale de ces taxes demeurerait dans la province et serait utilisée pour le compte de la province. Toutefois, la partie fédérale de ces taxes sera, pour la première fois en ce qui concerne Énergie NB, envoyée à l’extérieur de la province, une infime partie seulement étant remise à la province. Cette situation pourrait donner lieu au transfert de richesses à l’extérieur du Nouveau-Brunswick. Il faut étudier cette éventualité très attentivement. Même si une entité publique est utilisée (pour les lignes électriques par exemple), nous recommandons que des équivalents d’impôt soient imposés sur cette entité pour assurer une comparabilité avec les objectifs financiers du secteur privé. Les équivalents d’impôt seraient payables au gouvernement provincial.

6. Gaz naturel

La vente d’électricité à des tarifs concurrentiels peut être le résultat d’une restructuration à l’intérieur de l’industrie de l’électricité. Cet objectif peut également résulter de la venue d’une nouvelle source d’énergie concurrentielle comme le gaz naturel. Comme l’a souligné un des participants dans son exposé : « L’expérience dans diverses compétences et circonstances laisse croire que la concurrence entre les biens énergétiques et entre les fournisseurs de produits particuliers est la force la plus efficace disponible pour atténuer les coûts d’énergie et protéger les abonnés qui n’ait jamais été inventée.

Comme dans le cas de la coproduction, la capacité des abonnés de faire des choix concernant la source de leur énergie exercera des pressions sur les fournisseurs d’énergie en place en faveur de tous les utilisateurs. Le document de discussion du gouvernement présente le défi clairement : «Même si le gaz naturel concurrencera tout d’abord le pétrole sur ces marchés, la lutte avec l’électricité suivra de très près et elle sera chaude. »

Même si ce point déborde le mandat de notre rapport, nous croyons que la création d’un réseau général de distribution du gaz naturel est un élément important si le gouvernement veut créer un marché d’électricité concurrentiel par la venue du gaz naturel. Un autre participant a indiqué que sans l’appui de frais de distribution imposés à tous les distributeurs du gaz dans la province, la création d’un réseau de distribution du gaz naturel pour servir les abonnés résidentiels et les abonnés industriels ne serait pas économique. Vu l’importance de la venue du gaz naturel par rapport à la compétition des prix en général, le gouvernement voudra peut-être organiser des consultations publiques afin d’étudier la distribution de cette nouvelle source d’énergie imminente pour le Nouveau-Brunswick.

7. Biens patrimoniaux

Même s’il est décidé de privatiser certaines installations d’Énergie NB, certains Néo-Brunswickois ou Néo-Brunswickoises ont peut-être envisagé de placer des biens particuliers dans une catégorie spéciale afin d’empêcher leur privatisation. Par exemple, en Ontario, le livre blanc sur la restructuration de l’électricité soustrait à la privatisation la centrale des chutes Niagara. Il faudrait analyser les installations d’Énergie NB pour voir si quelques-unes se trouvent dans une telle catégorie.

8. Processus et calendrier

De nombreux facteurs influent sur les propositions contenues dans le présent rapport. En recommandant fortement une approche « mesurée et responsable » pour les changements fondamentaux proposés à l’industrie de l’électricité, le personnel de la Virginia State Corporation Commission a fait une mise en garde concernant le rythme actuel du changement, qui d’après elle était prédominant sur le marché américain. Son avis de prudence rappelle un adage semblable : « Je ne sais pas si nous sommes dans la bonne voie, mais nous allons bon train. »

Au cours de notre processus, nous nous sommes familiarisés avec un grand nombre de
« voies » que la restructuration de notre électricité peut emprunter. Même si de nombreuses personnes font le parallèle avec le changement de l’industrie de l’électricité en Nouvelle-Écosse, après une analyse plus approfondie, on se rend compte que la restructuration a entraîné un changement de propriété du réseau d’électricité monopolistique (ce qui pourrait s’avérer avantageux pour les raisons déjà citées concernant les avantages offerts par le secteur privé), mais la restructuration n’a pas ouvert les marchés à la concurrence. L’objectif n’est pas d’aller

« bon train ». L’objectif est de prendre la « bonne voie ». Les changements s’opérant dans l’industrie de l’électricité pourraient avoir des effets énormes sur notre province. La mauvaise voie pourrait entraîner un retard énorme, mais la bonne voie mènera à des avantages concurrentiels.

Dans les limites du délai et des ressources accordés à notre groupe de travail, nous pensons avoir ciblé les propositions qui conviennent au Nouveau-Brunswick. Nous n’avons pas cependant été en mesure de préciser les détails importants pour la mise en oeuvre de ce modèle. Dès que le Comité spécial aura, parallèlement à ses audiences, indiqué le modèle qui semble le mieux adapté au Nouveau-Brunswick, il y aura encore beaucoup de travail à faire pour mettre les détails au point avant la mise en oeuvre. Comme il a déjà été mentionné, de nombreuses compétences ont entrepris le changement, et après une rétrospective, celles-ci modifieraient la voie qu’ils ont adoptée. Dès que le Nouveau-Brunswick choisira sa voie, il faudra faire une analyse approfondie pour nous assurer de désigner les secteurs nécessitant d’autres travaux et pour que nous puissions tirer des leçons des erreurs des autres. Nous n’avons pas besoin d’être les premiers, et nous ne risquons pas actuellement d’être les derniers. Il faut faire preuve de prudence et bien utiliser les services professionnels pour apporter les changements fondamentaux qui font l’objet de discussion, sans créer des problèmes imprévus.

Il pourrait y avoir des problèmes si on tente de privatiser les installations d’Énergie NB sans premièrement établir des règles pour le nouveau milieu de l’électricité où ces installations seront utilisées; au moins, l’incertitude pourrait réduire le prix obtenu pour ces installations. Nous avons l’obligation de nous assurer, parallèlement à la création d’un système qui assurera la vente d’électricité à des tarifs concurrentiels, d’atténuer tous les coûts obligataires possibles. On nous a dit très clairement que le défaut de créer un milieu précis diminuera la valeur potentielle des biens privatisés.

On nous a dit non seulement de prendre le temps nécessaire pour bien faire les choses, mais on nous a aussi avisés que la restructuration en cours sur le marché américain, ainsi que les contraintes relatives à la production qui existent dans le nord-est des États-Unis, ouvrent une « fenêtre de possibilités », de vente des biens de production. Des prix très substantiels ont été payés pour les biens de production, des prix qui selon les experts qui nous ont rencontrés, ont grandement dépassé le prix attendu par le vendeur. C’est un message à ne pas ignorer. Le Nouveau-Brunswick est situé dans un endroit stratégique pour desservir ce marché. La question de la valeur de nos installations de production dans l’industrie de l’électricité nord-américaine sera résolue uniquement au moment où ces installations seront vendues. Le prix élevé payé pour les installations de production dans le nord-est des États-Unis résulte des marges élevées actuelles sur les ventes d’électricité dans ce marché en raison d’un déséquilibre entre l’approvisionnement et la demande. Ce déséquilibre, croyons-nous, diminuera progressivement au cours des cinq prochaines années à mesure que de nouvelles capacités de production seront construites. Ainsi, la « fenêtre » des possibilités de vente des installations de production se refermera au cours d’une période relativement plus courte. Même si cet argument est convaincant, surtout compte tenu des problèmes financiers importants et possibles relatifs à Pointe Lepreau, il ne faudrait pas l’accepter sans en faire une analyse critique. Si les prix élevés actuels de ces installations sont attribuables à une marge élevée sur les ventes d’électricité, et si nos installations de production sont largement nécessaires pour répondre aux besoins du Nouveau-Brunswick, comment ces mêmes installations pourraient-elles être utilisées pour vendre de l’électricité avec une marge de profit élevée dans le nord-est des États-Unis? En l’absence de ces ventes, un acheteur paierait-il des prix élevés? Le marché de ces installations fournira ultimement la réponse.

La question du calendrier est plus complexe en raison de la venue imminente du gaz naturel de l’île de Sable au Nouveau-Brunswick. Selon ce qui nous a été indiqué, le gaz naturel utilisé dans la plus récente installation de production par cycle avec une technologie combinée est la méthode la plus efficace par rapport au coût pour produire de l’électricité et la méthode actuelle de choix là où le gaz naturel est disponible. De plus, grâce aux récents progrès réalisés relativement à cette technologie, la production est plus efficace par rapport aux coûts à une beaucoup plus petite échelle qu’il ne l’avait été prévu. En conséquence, la venue du gaz naturel sera grandement bénéfique pour la province.

Énergie NB a annoncé récemment deux projets possibles utilisant du gaz naturel et comportant des partenariats avec le secteur privé (Belledune, avec Tractebel, pour l’électricité d’exportation; et Courtenay Bay, avec Westcoast Energy, pour les besoins d’électricité en hiver d’Énergie NB). En partie, ces projets reposent sur les intentions du gouvernement concernant la distribution du gaz dans la province, en particulier relativement aux frais de distribution industrielle, et sur les questions posées dans le document de discussion concernant l’avenir de l’électricité au Nouveau-Brunswick. Plus particulièrement, le projet de Belledune repose sur le transport garanti de l’électricité produite à Belledune, vers le nord-est des États-Unis. Mais il reste une question à résoudre, c’est la répartition de la capacité de transport d’Énergie NB. Les frais de transport pour une telle utilisation pourraient faire l’objet d’appels d’offres afin de maximiser la valeur et l’utilisation. Deuxièmement, certaines questions se posent concernant la capacité d’un intervenant d’exporter de l’électricité de la province dans le nord-est des États-Unis, sans une réciprocité réelle (comme il est mentionné ci-dessus, les questions concernent l’accès, les tarifs et la capacité de transport).

Un effet domino assez considérable plane sur les décisions qui définiront les règles de la nouvelle industrie de l’électricité, la rentabilité des nouveaux projets de production, la probabilité des gazoducs latéraux pour le transport de gaz à partir de la canalisation principale, et l’engagement en matière de gaz qui pourrait autrement contourner le Nouveau-Brunswick pour atteindre les marchés du nord-est des États-Unis. Il y a lieu cependant de procéder rapidement pour redéfinir les règles concernant l’industrie de l’électricité. Mais dans notre empressement, nous devons être extrêmement prudents et prendre soin de ne pas nous engager dans une voie pour répondre à un objectif aboutissant à d’autres décisions qui risquent d’aller à l’encontre de notre meilleur intérêt collectif.

9. Structure du marché — Organisme de réglementation, ERA et EE

Ce changement est accompagné du besoin de redéfinir la structure du marché dans laquelle le nouveau système fonctionnera. Un marché reconfiguré comporterait les éléments suivants :

    • Organisme de réglementation

    • Exploitant d’un réseau autonome (ERA)

    • Échange d’énergie (EE)

Organisme de réglementation

Selon le statu quo, l’organisme de réglementation (qui est la Commission des entreprises de service public) a un rôle de chien de garde. La Commission des entreprises de service public et Énergie NB sont toutes les deux des instruments du gouvernement. Par leur intermédiaire, le gouvernement peut contrôler l’industrie de l’électricité et y apporter continuellement des ajustements.

Dans un marché d’électricité restructuré, les exploitants privés, pour les raisons précitées, n’auront pas les mêmes motivations que le gouvernement. Ils sont intéressés par les profits pour leurs actionnaires et intéressés dans le service dans la mesure où cela influe sur leur capacité de réaliser des profits. S’il n’est pas propriétaire des fonctions de production et de commercialisation (et possiblement des lignes électriques), le gouvernement n’aura plus un contrôle direct sur tous les participants au réseau. Il conservera cependant le contrôle des lignes électriques monopolistiques que tous les participants au réseau d’électricité doivent utiliser — par réglementation. En tant que fonction monopolistique, les lignes électriques doivent être réglementées par le gouvernement. En conséquence, le rôle de l’organisme de réglementation devient très essentiel.

Les règles régissant tous les intervenants, producteurs, exploitants des lignes électriques, mercaticiens et utilisateurs d’électricité doivent être bien définies pour être assez prévisibles afin que les participants puissent prendre les décisions à long terme essentielles à l’industrie de l’électricité. En définissant le règlement, le gouvernement devrait prendre soin d’établir des règles précises, mais il devrait aussi se réserver le droit de modifier ces règles de façon à pouvoir adapter le système qui évolue dans ce nouveau monde concurrentiel, et dans le marché en constante évolution.

Le rôle de l’organisme de réglementation dans un marché d’électricité restructuré consiste à agir comme « arbitre » indépendant entre tous les intervenants. Comme il a été mentionné, ce rôle est particulièrement important lorsque des services monopolistiques sont encore fournis par l’activité des lignes électriques. Tous les participants au réseau d’électricité doivent avoir un accès égal aux lignes électriques. L’organisme de réglementation doit, selon les limites du règlement mis en place par le gouvernement, créer et arbitrer une série de critères uniformes afin que toutes les entreprises de production et toutes les entreprises de commercialisation puissent utiliser les lignes électriques sur une base concurrentielle. Ce n’est que lorsque tous les participants auront un accès égal au réseau de lignes électriques que le marché sera réellement concurrentiel.

Les règlements devraient aussi obliger les compagnies de lignes électriques à maintenir leur réseau de lignes électriques et à l’étendre comme cela convient, pour le transport et la distribution. Les nouveaux abonnés doivent être raccordés au réseau pour des frais basés sur les coûts. Ces frais couvriraient le mandat de la politique publique afin que tous les Néo-Brunswickois et Néo-Brunswickoises aient accès à l’électricité. Les utilisateurs de la coproduction devraient pouvoir accéder au réseau de lignes électriques afin d’obtenir les services auxiliaires qui sont nécessaires à l’exploitation efficace de leurs installations de coproduction. Encore une fois, des frais basés sur les coûts devraient être réglementés pour cette utilisation.

Les tarifs exigés par la compagnie des lignes électriques pour l’utilisation des lignes devraient être fondés sur les coûts d’entretien et d’extension, et sur un rendement approprié sur le capital. De plus, lorsque la demande de la capacité de transport dépasse la disponibilité, les tarifs devraient traduire les coûts et inclure une prime pour la demande du marché. Le rendement devrait être établi en fonction de celui des entreprises semblables en Amérique du Nord. Afin d’encourager un effort constant en vue de l’efficacité, il pourrait s’avérer utile de récompenser l’exploitant par des tarifs basés sur des stimulants (c’est-à-dire baser les tarifs sur les coûts plus une partie de l’efficacité réalisée par la réduction des coûts). Les avantages des efficacités seront transmis à tous les utilisateurs du réseau de lignes électriques. Nous devrions être prêts à répartir ces avantages entre les abonnés et l’exploitant. Sans cet incitatif, l’exploitant serait peut-être moins motivé à tenter de réaliser de nouvelles efficacités.

Si les lignes électriques demeurent la propriété du gouvernement, elles devraient être capitalisées et exploitées comme une entreprise privée (avec des objectifs de gestion appropriés). Les profits devraient être des équivalents d’impôts imposés et le gouvernement pourrait utiliser l’argent recueilli et les profits de l’activité pour accroître l’approvisionnement de l’électricité aux Néo-Brunswickois et Néo-Brunswickoises. Le gouvernement pourrait vouloir utiliser cette somme afin d’appuyer des programmes de sensibilisation à la gestion de la demande, de fournir des suppléments aux personnes handicapées, d’appuyer des projets d’énergie verte et d’autres programmes de politique publique directement liés à l’électricité. Ces sommes d’argent pourraient servir à réduire les coûts obligataires.

L’établissement des tarifs des services des lignes électriques pour les différents usagers peut être extrêmement complexe. Cela devient en partie une question d’équité, et en partie une question de raccordement du Nouveau-Brunswick au réseau d’électricité nord-américain. Si nous créons un cadre de réglementation pour fixer les tarifs de transport (à l’intérieur de la province, dans la province, vers l’extérieur de la province, et au travers de la province), nous devons connaître les règles qui sont appliquées ailleurs de façon à nous assurer d’avoir accès à ces marchés pour l’énergie produite au Nouveau-Brunswick. Nous ne pouvons pas fonctionner dans un vacuum. Le système nord-américain évolue rapidement et si nous voulons profiter de ces changements, nous devons concevoir un système complémentaire. Si le Nouveau-Brunswick décide de privatiser la totalité ou une partie des installations d’Énergie NB, l’efficacité du nouveau réseau d’électricité proviendra en majeure partie du secteur privé et du transport efficace de l’électricité autour du réseau. Actuellement, l’inefficacité du réseau d’électricité concerne en bonne partie les besoins de soutien, et la différence entre la charge de base et la charge de pointe. La charge de base et la charge de pointe sont liées généralement au temps (pendant la journée) et sont saisonnières. Si un réseau nord-américain arrivait à équilibrer les besoins et les demandes d’énergie, le nombre d’installations de production pourrait être réduit, ce qui permettrait de diminuer les coûts pour tous les utilisateurs. Ces économies pourraient être considérables. La réglementation des tarifs de transport est l’élément fondamental d’un réseau ouvert. Nous devrions concevoir un système qui produit le maximum d’avantages pour le Nouveau-Brunswick et nous permet d’accéder aux avantages du nouveau réseau nord-américain.

Nous n’avons reçu aucune preuve qui nous ferait abandonner l’idée que la structure actuelle de la Commission des entreprises de service public, avec les améliorations qui s’imposent, pourrait être utilisée pour fournir le système de réglementation décrit. Nous n’avons pas cependant reçu beaucoup de rétroaction à ce sujet.

Exploitant d’un réseau autonome (ERA)

Agissant comme exploitant du réseau, l’ERA équilibre principalement la demande et l’offre. Dans un milieu restructuré, aucune entité unique ne voit au fonctionnement de l’ensemble du réseau. Comme il a été mentionné, il est essentiel de trouver un juste équilibre. Dans le nouveau système, les compagnies productrices veulent fournir de l’électricité au réseau, les lignes électriques transportent l’électricité du site de production aux utilisateurs et les mercaticiens négocient l’achat d’électricité par les utilisateurs. L’ERA coordonne le processus de façon à assurer la sécurité et la fiabilité. De plus, l’ERA doit s’assurer que les lignes électriques et les services auxiliaires au réseau sont en place pour accroître l’efficacité au maximum. Encore une fois, nous devons souligner que le Nouveau-Brunswick n’est plus une île électrifiée en soi. Pour faire partie du réseau nord-américain, notre électricité et notre réseau doivent d’abord répondre à certaines normes de qualité afin que nous ne causions pas de problème au-delà de nos frontières. En effet, après le raccordement au réseau, l’électricité ne connaît pas de frontière. Tout le réseau devient équilibré. L’ERA est essentiel pour assurer que le système d’électricité au Nouveau-Brunswick répond aux normes.

L’ERA, comme les lignes électriques, est un service monopolistique. Dans une situation idéale, l’ERA serait établi comme une entité indépendante appartenant au gouvernement. Aux fins d’efficacité, et en l’absence de la privatisation des lignes électriques, il faudrait envisager de regrouper l’ERA et les lignes électriques et de les réglementer par une commission des entreprises de service public améliorée. Les coûts des deux fonctions constitueraient la base des coûts à transférer aux utilisateurs des lignes électriques.

Nous avons la chance qu’Énergie NB à l’intérieur de son réseau, ait la base d’un ERA. Le Centre de commande de l’énergie d’Énergie Nouveau-Brunswick à Marysville fournit actuellement la plupart des services nécessaires pour cette fonction.

Échange d’énergie (EE)

Dans une industrie restructurée, il faut un marché où les fournisseurs d’électricité (compagnies de production) peuvent vendre aux intermédiaires (les mercaticiens). Encore une fois, nous n’avons pas reçu beaucoup de rétroaction sur la façon dont un échange d’énergie devrait fonctionner. Nous croyons comprendre d’après Énergie NB que le Centre de commande de l’énergie de Marysville a la capacité de remplir un grand nombre de fonctions d’échange d’énergie. Dans un nouveau milieu d’électricité, les règles qui régissent les opérations devraient être prescrites par règlement.

Le marché de l’électricité est une des fonctions les plus essentielles à la vente d’électricité à des tarifs concurrentiels. Il peut fonctionner bilatéralement (entente entre un producteur et un mercaticien) ou sur une base regroupée (les ERA choisissent des producteurs selon les coûts et les mercaticiens achètent à partir de cette bourse à coût moyen). Encore une fois, on nous a recommandé fortement de revoir les systèmes qui sont mis en place ailleurs, chacun comportant des avantages et des pièges selon l’ensemble des besoins des clients et des fournisseurs disponibles. Dans certains endroits, des comités ont été établis en collaboration avec les utilisateurs pour régler les questions pratiques concernant l’EE. Ce processus réduit le risque de créer un système qui ne répond pas aux besoins des participants au Nouveau-Brunswick.

Dans une situation idéale, l’EE serait établi comme une entité distincte appartenant au gouvernement. Aux fins de l’efficacité et en l’absence de la privatisation des lignes électriques, l’EE pourrait être regroupé avec les lignes électriques.

10. Mise en oeuvre technique

La création d’un milieu concurrentiel comporte des exigences techniques importantes. Selon Énergie NB, il faudrait au moins deux à trois ans pour créer l’infrastructure substantielle nécessaire afin d’appuyer un marché de détail concurrentiel.

En général, nous croyons qu’on aurait tort de tenter de mettre en oeuvre un système complet de commercialisation concurrentielle avant que le soutien technique soit en place, ait été vérifié et soit prêt à recevoir les opérations qui suivront. Nous ne voyons aucune raison de faire la distinction entre la concurrence du marché de gros et la concurrence du marché de détail au complet. Toutefois, la transition complète du marché de gros au marché de détail engendrera un volume d’opération de plus en plus difficile à gérer. Les nouveaux systèmes de compteur et les systèmes de facturation informatisés font partie de l’infrastructure nécessaire. Si l’on opte pour une commercialisation concurrentielle au complet, nous proposons que la mise en oeuvre soit réalisée par étape, à mesure que le soutien technique deviendra disponible et que le système sera vérifié pour s’assurer qu’il peut répondre à chaque niveau de concurrence. Nous ne recommandons pas toutefois de retarder la mise en oeuvre pour des raisons non techniques. On a posé la question à savoir si le mercaticien titulaire aura l’expertise nécessaire pour fonctionner dans un marché concurrentiel. Nous croyons cependant que cette préoccupation sera contrebalancée par les avantages dont bénéficie le titulaire tout simplement en étant le titulaire, comme il est mentionné ci-dessus.

11. Méthodes de privatisation

Si le Comité spécial et le gouvernement décident qu’il convient de privatiser la totalité ou une partie d’Énergie NB, il y a différentes façons dont la vente (ou les ventes si Énergie NB est privatisée en partie) pourrait être réalisée. Elle pourrait entre autres se faire par une offre publique d’actions au début, une fiducie à revenu, une vente privée et une entente d’exploitation et de gestion. Comme nous l’avons mentionné, la structure optimale est une fonction des objectifs de la démarche (par exemple, accroître au maximum la valeur ou limiter au minimum les tarifs d’énergie à long terme). Après avoir rencontré certains conseillers professionnels, nous croyons que leur créativité pourrait grandement favoriser la réalisation des objectifs. Ces personnes ont toutes participé à des démarches semblables et leur compétence est bien établie. Sans l’expérience d’autres intervenants qui ont vécu ce genre de changement, nous risquons de connaître des problèmes liés à « la réinvention de la roue ».




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