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CHOIX À ENVISAGER

En étudiant les divers choix, nous devrions tenir compte de ce que le gouvernement du Nouveau-Brunswick a énoncé dans son document de discussion intitulé, L’électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l’an 2000 : « L’un des principaux objectifs du gouvernement consiste à créer et à conserver les emplois grâce à l’électricité vendue à des tarifs concurrentiels aux citoyens et aux entreprises du Nouveau-Brunswick, tout en assurant la sécurité et la fiabilité des approvisionnements ainsi que la protection de l’environnement. »

Il est intéressant de noter que le document de discussion ne définit aucun autre objectif. Le principal but visé en traçant l’avenir de l’industrie de l’électricité au Nouveau-Brunswick est donc de garantir un marché concurrentiel tout en maintenant un certain nombre de facteurs susceptibles d’entrer en conflit avec cet objectif. C’est donc dans ce contexte que nous avons exprimé nos points de vue sur les choix accessibles pour la restructuration.

La maximisation du rendement d’une forme de privatisation quelconque ne figure pas parmi les objectifs énoncés dans le document de discussion. La maximisation du rendement pourrait bien donner un résultat contraire à l’objectif de la vente d’électricité à des tarifs concurrentiels. Par exemple, si Énergie NB était vendue à un seul acheteur privé, ce qui aurait pour effet de transférer un monopole gouvernemental à un propriétaire privé, les produits pourraient fort bien être maximisés. Le propriétaire privé serait ensuite dans une situation avantageuse pour dominer le marché (au détriment des abonnés) et par conséquent paierait probablement une somme plus élevée pour ce privilège. Mais conformément à l’objectif du gouvernement, nous avons examiné les choix uniquement en fonction des produits de toute privatisation qui continuerait d’être subordonnée à l’objectif de la vente d’électricité à des tarifs concurrentiels.

Comme nous l’avons déjà mentionné, il se peut que le statu quo ne soit plus viable. Dans ce cas, les changements peuvent être évalués en fonction de trois éléments :

    1. Propriété (publique c. privée)

    2. Structure du marché (monopole c. concurrence)

    3. Structure commerciale (intégrée c. segmentée)

En envisageant le changement, nous devons toujours tenir compte des questions examinées. Chaque question est assortie d’un ensemble d’enjeux et d’objectifs auxquels certaines structures pourront mieux répondre que d’autres.

1. Propriété

La propriété de l’entreprise, quelle soit « publique » (c’est-à-dire, appartenant au gouvernement) ou « privée » (appartenant à des intérêts privés) présente l’avantage d’un contrôle et d’un éventuel profit pour les propriétaires — mais elle est aussi accompagnée du fardeau du risque et d’une perte possible. Dans une section précédente, nous avons analysé les différences entre la propriété publique et la propriété privée. Les deux solutions présentent à la fois des avantages et des inconvénients. Pour le propriétaire privé, parmi les inconvénients, il faut mentionner des coûts d’investissement accrus qu’il doit assumer pour soutenir l’entreprise. (Les taux d’intérêt débiteurs sont plus élevés pour le propriétaire privé que pour le gouvernement; autre élément plus important, les capitaux propres sont plus onéreux que les capitaux empruntés puisque les investisseurs de capitaux propres ont besoin de rendements beaucoup plus élevés que les investisseurs par emprunt.) Et le propriétaire privé doit payer des taxes.

Dans un marché concurrentiel, la propriété publique par rapport à la propriété privée se résume à la question de savoir si les efficacités réalisées normalement dans le secteur privé l’emportent sur le fardeau des coûts d’investissement et des taxes que le propriétaire privé assume. L’expérience mondiale relative à la privatisation, non seulement dans l’industrie de l’électricité, mais dans diverses entreprises, a tendance à démontrer que dans l’ensemble, l’entreprise privée est plus économique et devrait par conséquent être plus en mesure de vendre de l’électricité à des tarifs concurrentiels aux abonnés. Au cours de nos consultations, nous avons obtenu de nombreux exemples de partout dans le monde qui viennent appuyer ce point de vue.

Nous reconnaissons que le contrôle assuré par la propriété publique est un élément important dans l’approvisionnement d’un produit essentiel comme l’électricité. Mais les mandats publics comme l’interfinancement des tarifs d’électricité et l’obligation de desservir toutes les régions de la province peuvent être réalisés par un système de réglementation. Au moyen d’une nouvelle réglementation, le gouvernement pourrait remplir des mandats publics et exiger que l’exploitant de la société monopolistique des lignes électriques se conforme et transfert les coûts connexes à l’abonné. (Actuellement, le gouvernement exécute les mandats publics par le biais de sa propriété d’Énergie NB et les coûts sont effectivement intégrés à nos tarifs d’électricité.) Le système de réglementation peut également être révisé de temps à autre pour demeurer sensible aux conditions actuelles.

2. Structure du marché

Un marché monopolistique se trouve à l’extrémité opposée du spectre par rapport à un marché concurrentiel. Vu l’objectif du gouvernement d’assurer la vente d’électricité à des « tarifs concurrentiels », nous sommes d’avis que le marché doit être compétitif et non monopolistique. Dans la présente section, nous analysons Énergie NB en fonction de ses composantes et évaluons lesquelles de ces composantes pourraient s’intégrer à la structure d’un marché concurrentiel.

Comme il a déjà été noté, le réseau d’électricité comprend les composantes suivantes : production, transport (réseau de transport par fil à haute tension, distribution à partir des lignes de transport jusqu’aux abonnés) et commercialisation. Le transport et la distribution sont souvent désignés sous le nom d’entreprise de « lignes électriques ». La commercialisation est la vente d’électricité, soit la vente de gros (à des abonnés comme la Saint John Energy, la ville d’Edmundston et des entreprises d’électricité externes qui achètent l’électricité pour la revendre) ou la vente au détail (les abonnés achètent de l’électricité pour leurs propres fins). Ce dernier groupe, les abonnés du détail, se compose des abonnés industriels de grande puissance comme les usines de pâtes et papiers, les exploitants miniers et une raffinerie de pétrole; des abonnés moyens comme les transformateurs d’aliments, les petits fabricants, les magasins, les écoles et les hôpitaux et des petits abonnés comme les abonnés résidentiels.

Production

La production consiste à produire de l’électricité à partir de sources d’énergie primaires. Énergie NB produit de l’électricité en utilisant de l’eau provenant de l’arrière des barrages (hydro), en brûlant des combustibles fossiles comme le mazout, l’orimulsion et le charbon ainsi que par la fission nucléaire. Énergie NB achète et vend de l’électricité pour équilibrer ses besoins et sa capacité de production.

Comme dans le cas de toutes les entreprises manufacturières, la production est généralement perçue comme une entreprise qui se prête naturellement à la concurrence. Les compagnies de production se font concurrence entre elles pour approvisionner les mercaticiens en leur fournissant l’électricité la moins onéreuse. Si une compagnie de production n’est pas concurrentielle, le mercaticien achète l’électricité d’une autre compagnie. Autrement dit, la discipline du marché sert à créer un marché d’électricité concurrentiel.

Avant que le secteur de la production de l’industrie de l’électricité du Nouveau-Brunswick devienne concurrentiel, il y a lieu de régler un certain nombre de questions :

      • Approvisionnement sûr

      • Marché concurrentiel

      • Coproduction

      • Coûts obligataires

      • Centrale nucléaire de Pointe Lepreau

La privatisation des installations de production d’Énergie NB s’applique aux installations de production conventionnelles et à la centrale nucléaire de Pointe Lepreau. Étant donné cependant qu’un certain nombre d’aspects uniques concernent la production d’énergie nucléaire, nous aborderons Pointe Lepreau séparément.

Approvisionnement sûr

Si les installations de production d’Énergie NB étaient privatisées, il faudrait mettre en place des ententes pour que l’électricité produite dans la province nous soit toujours accessible, au moins jusqu’à la mise en service de sources concurrentielles. Les mercaticiens qui pourraient encore inclure Énergie NB seraient obligés d’obtenir à contrat des approvisionnements adéquats d’électricité avec des garanties appropriées. Il faut ajouter que nos interconnexions avec d’autres États ou provinces — en pourcentage de la capacité totale du réseau — sont les plus importantes parmi toutes les entreprises d’électricité au Canada. Les interconnexions sont un moyen majeur d’assurer la suffisance de l’approvisionnement des fournisseurs de l’extérieur de la province. Énergie NB nous a confirmé qu’il serait en effet possible d’obtenir à contrat, par le biais des interconnexions avec la Nouvelle-Écosse et Hydro-Québec, tout l’approvisionnement en électricité supplémentaire nécessaire pour satisfaire aux besoins raisonnablement prévus.

Marché concurrentiel

Le principe d’un milieu de production concurrentiel appelle une analyse distincte pour garantir la maximisation de la concurrence tout en protégeant nos intérêts de base. Qu’il soit permis de réitérer un point déjà exprimé : si toutes les installations de production d’Énergie NB étaient vendues à une seule entité, il est peu probable qu’un marché concurrentiel se développerait. Le remplacement d’un monopole gouvernemental par un monopole privé efficace ne répondrait pas à l’objectif du gouvernement.

La concurrence peut provenir d’un certain nombre de sources : les installations de production d’Énergie NB pourraient appartenir à des propriétaires multiples, des producteurs d’électricité autonomes pourraient être autorisés à produire de l’électricité à l’intérieur du Nouveau-Brunswick, ou à vendre de l’électricité dans la province à partir de l’extérieur; des entreprises d’électricité de l’extérieur pourraient vendre de l’électricité dans la province; il pourrait y avoir un système de coproduction selon lequel une compagnie privée produirait de l’électricité pour ses opérations industrielles et vendrait l’excédent au réseau.

Par rapport aux producteurs situés aux États-Unis qui pourraient fournir de l’électricité à notre marché interne concurrentiel, il faut noter que nos interconnexions directes à travers le Maine permettent le transfert total d’une capacité de 820 MW au Maine, mais seulement 180 MW à partir du Maine. Nous croyons comprendre toutefois qu’il ne serait pas très difficile de surmonter cet obstacle.

Nous savons également que la perte de lignes dans le transport d’électricité et le coût de l’utilisation des lignes pour le transport, entraînent deux coûts supplémentaires que les fournisseurs externes seraient appelés à absorber, ce qui réduirait leurs marges de profit; ou ces coûts devraient être transférés aux abonnés moyennant des tarifs plus élevés. Mais si, comme c’est le cas pour l’électricité achetée d’Hydro-Québec, les coûts de production sont assez faibles, ces coûts de transport supplémentaires peuvent être intégrés aux tarifs et le prix peut être encore concurrentiel avec celui des fournisseurs intérieurs.

À noter que même si les tarifs d’électricité sur les marchés des États-Unis semblent être beaucoup plus élevés que les nôtres, le prix de vente de notre électricité est inférieur à notre coût de production (comme il est indiqué ci-dessus, Énergie NB a perdu de l’argent au cours des trois dernières années sur une base d’exploitation). À la suite de la déréglementation de nombreux marchés aux États-Unis, les producteurs privés sont de plus en plus efficaces et chercheront tous les marchés où ils pourront vendre de l’électricité. On peut s’attendre plus tard à une concurrence des marchés américains.

La capacité d’arriver à un marché concurrentiel varie selon la catégorie d’abonnés. Pour les abonnés industriels de grande puissance, il est possible d’arriver à un marché concurrentiel en autorisant la coproduction et en donnant aux producteurs de l’extérieur de la province accès à ces abonnés. Mais les poches de charge (c’est-à-dire les demandes de puissance dans une région spécifique), les tendances à l’utilisation de pointe et le simple nombre d’abonnés résidentiels font que la concurrence est plus difficile à réaliser pour les abonnés résidentiels.

En résumé, si l’objectif est de vendre de l’électricité à des tarifs concurrentiels, il sera probablement atteint avec la présence d’un nombre maximum de fournisseurs sur le marché. En conséquence, il faudrait envisager d’ouvrir le marché à tous les fournisseurs.

Coproduction

Dans le cadre d’une entente ordinaire de coproduction, une compagnie privée construirait sa propre installation de production, utilisant l’électricité (et la chaleur) dont elle aurait besoin, et vendant le reste à un organisme de service public à un prix convenu. Ce tarif convenu est souvent défini comme le « coût évité » — le coût que l’organisme de service public aurait payé habituellement pour une quantité normale d’électricité.

Actuellement au Nouveau-Brunswick, nul n’est autorisé à exploiter une centrale qui dépasse 500 ch sans l’approbation du Cabinet du Nouveau-Brunswick. Ainsi, la production est toujours essentiellement un monopole légiféré pour Énergie NB. Nous n’avons pas été mis au courant d’un autre État ou province en Amérique du Nord où il existe un tel monopole. Plusieurs participants à nos rencontres ont exprimé le ferme désir de coproduire de l’électricité.

Il y aurait plusieurs répercussions à permettre à un abonné actuel d’Énergie NB de coproduire de l’électricité. Avec le gaz naturel et les technologies de production de pointe, un abonné pourrait peut-être produire de l’électricité à un coût inférieur à celui de l’électricité qu’il peut obtenir d’Énergie NB. Mais si la capacité de production d’Énergie NB n’est plus utilisée pour approvisionner cet abonné, la production non utilisée, qui ne peut pas être vendue de façon rentable, devient un fardeau pour Énergie NB. Cette situation risque d’entraîner un coût « obligataire ». En même temps toutefois, la possibilité de coproduire, accompagnée de l’élimination du monopole légiféré, pourrait assurer que toute nouvelle installation de production est construite sur une base économique. Ainsi, la coproduction pourrait fournir un élément concurrentiel pour l’approvisionnement en électricité au Nouveau-Brunswick.

Coûts obligataires

De nombreuses définitions peuvent être attribuées au terme « coûts obligataires ». Essentiellement, il s’agit des coûts engagés par une entreprise de service public monopolistique comme Énergie NB pour respecter son obligation de servir les abonnés — les coûts qui, dans un milieu concurrentiel, pourraient ne pas être récupérés. Le principal facteur susceptible d’entraîner des coûts obligataires sera rattaché aux installations de production d’Énergie NB (son plus gros investissement). Mais avant de pouvoir conclure à des coûts obligataires, nous devons examiner toutes les installations d’Énergie NB qui pourraient être privatisées. Certaines pourraient valoir plus que leur valeur comptable tandis que d’autres pourraient valoir moins. Si toutes ces installations étaient privatisées, et étaient vendues à un prix inférieur à leur valeur comptable nette totale, il en résulterait des coûts obligataires.

Alors la question est de déterminer si, sur le plan économique, les efficacités du nouveau marché l’emporteront ou non sur les coûts obligataires, le cas échéant, des anciens investissements. Là où on a opté pour ouvrir les marchés d’électricité à la concurrence, il a été généralement conclu que les avantages à long terme d’un marché d’électricité concurrentiel compensent les difficultés à court terme accompagnant les coûts obligataires. Une analyse plus détaillée des coûts obligataires et de leur récupération est présentée dans la section du présent rapport intitulé Changement.

Centrale nucléaire de Pointe Lepreau

Les centrales nucléaires dans le monde entier ont toujours suscité une grande controverse publique. Récemment, la situation est tournée au pire. Un nombre important de ces installations ont fait la manchette à la suite des fermetures, des problèmes d’exploitation et des questions soulevées au sujet de leur future exploitation. Pointe Lepreau n’a pas fait exception.

Au moment où nous rédigions notre rapport, Hagler, Bailly, une société d’experts-conseils, achevait la préparation d’un rapport sur Pointe Lepreau à la demande d’Énergie NB. Nous n’avons pas reçu d’exemplaire de ce rapport et nous n’avons pas voulu que son analyse détaillée retarde la diffusion du nôtre. Toutefois, d’après nos entretiens avec Énergie NB, nous avons conclu que, selon le rapport des experts-conseils, la centrale de Pointe Lepreau normalement ne pourrait pas être exploitée après l’an 2008 sans l’injection de nouveaux capitaux d’investissements substantiels. Énergie NB nous a avisés que 450 millions de dollars des coûts fixes initiaux de Pointe Lepreau ne seront toujours pas amortis en 2008. Les taux d’amortissement n’ont pas été adaptés à la vie utile de l’installation. En 2008, si les tableaux d’amortissement actuels sont encore utilisés, le coût total de la production d’électricité à Pointe Lepreau serait sous-évalué de 450 millions de dollars. L’intégration de ce montant au calcul des coûts aurait un effet considérable sur le prix du kilowatt-heure d’électricité produite à Pointe Lepreau.

La production d’énergie nucléaire comporte des coûts fixes élevés et des coûts variables faibles. La production conventionnelle d’énergie par centrale thermique comporte des coûts fixes relativement plus faibles et des coûts variables relativement plus élevés. Pour comparer les coûts relatifs de la production, un amortissement adéquat des coûts fixes est essentiel. La seule comparaison des coûts variables de la production est utile pour les décisions de répartition de la production, mais elle peut être trompeuse pour les décisions d’effectuer ou non de nouveaux investissements. La décision qui sera prise par Énergie NB et le gouvernement concernant les investissements pour prolonger les années de service de Pointe Lepreau après 2008, nécessitent une comparaison entre le coût total de la production d’électricité à Pointe Lepreau et le coût total à une autre installation.

Nous constatons que la démarche entreprise récemment par le gouvernement fédéral pour régler la question du stockage permanent du combustible épuisé n’a pas permis de trouver une solution acceptable à tous les intervenants intéressés et a pris fin cette année sans que le problème n’ait été réglé. Ces coûts sont par conséquent toujours inconnus. Toutefois, nous avons constaté que l’exploitant de Maine Yankee (une centrale nucléaire au Maine) poursuit le gouvernement fédéral américain pour une somme de 125 millions de dollars américains relativement au stockage permanent du combustible épuisé à cette centrale. Les chiffres pourraient, semble-t-il, être assez considérables.

Compte tenu des facteurs ci-dessus, nous devons examiner la situation de Pointe Lepreau séparément des installations de production conventionnelles. Les participants à notre processus, y compris Énergie NB, n’ont pu citer aucun exemple de la vente d’une centrale nucléaire au monde où tous les avantages et tous les risques auraient été transférés à un acheteur. On nous a avisés qu’il n’est jamais arrivé, où que ce soit, que le risque du stockage permanent du combustible épuisé ou le risque associé au déclassement ait été transféré à un acheteur. Lorsque le gouvernement britannique a privatisé ses centrales nucléaires, un plafond financier a été imposé à la responsabilité qui serait assumée par l’entité privatisée, la British Energy. Le gouvernement a conservé l’autre part de responsabilité. Les ventes actuelles et futures des centrales nucléaires ressemblent davantage à des contrats de gestion et d’exploitation, en vertu desquels les vendeurs conservent les responsabilités résiduelles et le risque effectif de la propriété. Les acheteurs ou les exploitants assument toutefois les risques d’exploitation. Nous croyons comprendre que la British Energy a négocié avec Hydro Ontario à cet effet. Nous croyons également que la « vente » potentielle de la centrale nucléaire Boston Edison’s Pilgrim est négociée à des conditions semblables.

Enfin, pour dissiper les préoccupations qui ont été exprimées concernant l’exploitation de Pointe Lepreau, advenant le transfert de celle-ci à des intérêts privés, nous avons été avisés que l’exploitation, qu’elle soit assurée par Énergie NB ou par un nouvel exploitant, sera assujettie à l’autorité de la Commission de contrôle de l’énergie atomique (CCEA). Cette dernière a reçu le mandat du gouvernement fédéral de réglementer l’exploitation de toutes les centrales nucléaires au Canada. En conséquence, les craintes qui ont été exprimées concernant le risque que les normes de sécurité soient moins élevées (pour des profits plus élevés), ne sont pas valables, parce que le contrôle assuré par la CCEA est tellement rigoureux. Nous croyons également que toute entité du secteur privé qui envisagerait d’exploiter ou d’acheter Pointe Lepreau aurait probablement beaucoup d’expérience en exploitation de centrales nucléaires avant de risquer son avenir pour un tel contrat. Cette compétence pourrait bien être avantageuse pour les activités de Pointe Lepreau.

En résumé, nous croyons que la privatisation de Pointe Lepreau, quelle que soit la forme, ne constituera pas nécessairement une « vente » dans le sens normal du terme. Toutefois, si les installations de production conventionnelles d’Énergie NB sont privatisées, nous favoriserons la privatisation de Pointe Lepreau dans la mesure du possible pour accroître le rendement de l’exploitation par l’entremise du secteur privé et pour encourager la concurrence dans le secteur de la production. Les coûts obligataires associés à Pointe Lepreau, le cas échéant, devraient être récupérables de la même façon que tous les autres coûts obligataires, comme il est expliqué plus loin dans le présent rapport.

Transport et distribution (activité des « lignes électriques »)

L’activité des lignes électriques est un monopole naturel. Il est ni pratique ni efficace de poser deux séries de lignes électriques pour deux compétiteurs. Il est plus efficace de faire en sorte que les lignes soient exploitées par un monopole réglementé afin que les utilisateurs des lignes (les entreprises de production, les mercaticiens et les abonnés) y aient librement accès sans discrimination sur une base de transparence des coûts; c’est-à-dire pour que les coûts de l’exploitant des lignes électriques puissent être vérifiés. L’organisme de réglementation est un moyen efficace de faire la vérification. Une analyse plus détaillée concernant les tarifs est présentée dans la partie intitulée Changement, sous le titre « Organisme de réglementation ».

Afin de garantir la concurrence, l’accès aux lignes électriques devrait être accordé aux producteurs pour faire le transit de l’électricité à l’intérieur de la province; dans la province (permettre la concurrence de fournisseurs externes); au travers de la province (permettre le transport d’électricité au travers de la province); et vers l’extérieur de la province (permettre la vente de l’électricité produite ici à l’extérieur de la province). Ces quatre types d’accès semblent permettre une concurrence maximale à l’intérieur de la province et assurer la réciprocité avec les autres provinces et États. Grâce à la réciprocité, nous rendons l’électricité de l’extérieur de la province accessible ici et nous faisons en sorte que les marchés de l’extérieur de la province soient accessibles à nos producteurs. Énergie NB offre actuellement l’accès pour le transit d’électricité vers l’extérieur et au travers de la province. L’accès pour le transit de l’électricité à l’intérieur de la province et dans la province n’a pas été nécessaire parce que le réseau d’électricité actuel ne permet pas à une autre entreprise de faire concurrence à Énergie NB dans la province. L’accès et la réglementation des tarifs de transport fourniront la base d’un marché d’électricité concurrentiel.

En plus de fournir des « routes » sur lesquelles l’électricité est « transportée », le réseau des lignes électriques exerce une fonction extrêmement importante pour l’ensemble de l’exploitation d’une industrie d’électricité stable et sûre. Dans son exposé, Énergie NB a fait valoir l’importance des services auxiliaires fournis par l’ensemble du réseau des lignes électriques. Contrairement à d’autres formes d’énergie, qui peuvent généralement être stockées et utilisées au besoin, l’électricité du réseau doit être maintenue en équilibre en tout temps. L’électricité n’est pas élastique. Puisqu’elle est tirée du réseau pour être utilisée, il faut en ajouter d’autres pour maintenir l’équilibre. Il s’agit d’un secteur trop complexe pour qu’il nous soit permis de l’analyser ici, mais nous ne pouvons ignorer l’importance de ces services auxiliaires pour le bon fonctionnement d’un réseau d’électricité. Tout nouveau régime de réglementation doit assurer la présence constante de ces services et l’intégration de tous les coûts connexes aux tarifs des lignes électriques. À mesure que les entreprises d’électricité nord-américaines continuent de se raccorder à un réseau commun, ces questions deviennent de plus en plus complexes et importantes.

Tous les participants au réseau d’électricité ont besoin d’utiliser les lignes électriques, à un point tel que le réseau des lignes électriques est le principal mécanisme dont le gouvernement dispose pour exécuter son mandat public. Par exemple, le gouvernement pourrait vouloir examiner les questions de la politique publique en matière d’environnement, telles que fournir des fonds de développement pour « l’énergie verte », et pour les programmes de gestion de la demande basée sur la conservation. Les coûts de ces programmes publics peuvent être imposés de façon appropriée aux consommateurs d’électricité et les tarifs des lignes électriques sont le moyen idéal pour le faire. Des frais de service semblables aux frais postaux pour les abonnés résidentiels (abordés plus loin) peuvent également être établis moyennant les tarifs des lignes électriques.

Il n’est pas nécessaire que le cadre réglementaire des lignes électriques soit coulé dans le béton. Il doit plutôt être assez souple pour être adaptable aux changements qui s’opèrent dans l’industrie. Il demeurerait ainsi l’instrument qui permettrait au gouvernement de continuer d’influencer et d’orienter le développement de l’industrie de l’électricité au Nouveau-Brunswick. La propriété du réseau des lignes électriques, qu’elle soit publique ou privée, prend ainsi moins d’importance. Encore une fois, il faudrait faire la même analyse que celle qui a été effectuée pour le secteur de la production : l’efficacité des exploitants privés, moins le fardeau que ceux-ci doivent assumer (coûts d’investissement et taxes), l’emporte-t-elle sur les avantages qu’en retirerait le secteur privé? Si la réponse est oui, il n’y a aucune raison de maintenir la propriété publique du réseau des lignes électriques.

Commercialisation

La commercialisation consiste à trouver un abonné recherchant de l’électricité, à acheter (soit directement ou indirectement d’une compagnie de production) et à faire livrer cette électricité de la centrale à l’utilisateur final. Selon la structure actuelle, cette fonction est exercée par Énergie NB, mais elle n’est pas visible pour les abonnés. Sans mercaticiens concurrentiels, Énergie NB n’est pas obligée de faire de la commercialisation. Si vous voulez de l’électricité, vous n’avez qu’à téléphoner à Énergie NB. Le profit de l’activité de commercialisation repose essentiellement sur la différence entre les prix d’achat et les prix de vente. Sans aucune concurrence, il n’y a aucun incitatif à maintenir les prix de vente au plus bas niveau possible.

Vu l’objectif du gouvernement du Nouveau-Brunswick qui est de vendre l’électricité à des tarifs concurrentiels, la création d’un secteur de commercialisation concurrentiel est une étape logique. Dans un marché concurrentiel, les abonnés chercheraient le fournisseur le plus compétitif. Cette situation inciterait les entreprises de commercialisation à réaliser des efficacités pour réduire les coûts et peut-être pour diminuer les attentes relativement au profit. L’expérience mondiale révèle que les mercaticiens chercheront également à ajouter ou à « grouper » certains services (par exemple, un service de surveillance de la sécurité) pour offrir un produit généralement compétitif.

D’après l’expérience de nombreux endroits, la théorie de la commercialisation concurrentielle semble être plus facile à envisager qu’à mettre en oeuvre en réalité. Deux questions appellent une analyse. À quelle catégorie la commercialisation devrait-elle s’appliquer et devrait-il y avoir un fournisseur par défaut?

Application

Il y a deux catégories de base d’abonnés d’électricité : abonnés de gros (abonnés achetant pour la revente); et abonnés de détail (abonnés qui achètent pour leur propre utilisation ou celle de leur société). Le facteur applicable pour définir ces deux catégories est l’utilisation plutôt que le volume. Alors, même les abonnés de grande puissance sont des abonnés de détail plutôt que des abonnés de gros, s’ils achètent pour leur propre fin. À notre avis, la commercialisation concurrentielle devrait s’appliquer aux deux catégories.

Au Nouveau-Brunswick, nous avons deux abonnés de gros seulement, Saint John Energy et la ville d’Edmundston. Énergie NB a d’autres abonnés de gros à l’extérieur de la province, mais nous ne pouvons pas contrôler les conditions de la commercialisation dans ces lieux.

La base des abonnés de détail est beaucoup plus difficile à analyser parce qu’elle couvre un grand nombre d’abonnés résidentiels, de grands consommateurs (des grandes sociétés industrielles comme les usines de pâtes et papiers, des exploitations minières et une raffinerie de pétrole), et des consommateurs moyens (les abonnés commerciaux, y compris les conditionneurs d’aliments, les petits fabricants, les magasins, les écoles et les hôpitaux). Tous les abonnés veulent de l’électricité à des tarifs concurrentiels. Pour les abonnés résidentiels, l’électricité vendue à des prix non concurrentiels peut entraîner divers inconvénients, comprenant aussi bien des coûts élevés que des situations dangereuses pour la vie (comme dans le cas d’une famille à faible revenu qui demeure dans une maison chauffée à l’électricité pendant les froids de l’hiver). Pour les abonnés du secteur manufacturier qui sont actifs dans un marché mondial, l’électricité à des tarifs non concurrentiels peut être le coût qui fait pencher la balance vers la non rentabilité. Ces installations, si elles font partie d’un portefeuille appartenant à une grande société, font constamment l’objet d’analyses visant à réduire les coûts généraux. Cette situation peut aboutir aux décisions de fermer une installation coûteuse et d’agrandir les exploitations moins coûteuses. L’électricité onéreuse peut alors faire la différence entre la survie ou la disposition des installations marginales.

D’après l’expérience ailleurs, les grands consommateurs d’électricité (de gros et les grands de détail), surtout les entreprises du secteur privé, sont plus sensibles aux prix et changent de mercaticiens plus facilement. En conséquence, les grands consommateurs réclament généralement la concurrence commerciale avant les abonnés résidentiels.

Nous croyons que toutes les catégories d’abonnés devraient avoir accès à la commercialisation concurrentielle dès que cela est techniquement viable pour chaque catégorie.

Fournisseur par défaut

Une des plus grandes préoccupations concernant la transition vers un marché concurrentiel est de faire en sorte que chaque abonné qui veut de l’électricité ait l’occasion de se la procurer. Dans un milieu monopolistique, Énergie NB a une obligation de servir tous les abonnés. Dans un milieu concurrentiel, cela ne serait pas nécessairement le cas - le mercaticien et l’abonné seraient obligés d’en venir à une entente pour garantir le service. Nous proposons qu’Énergie NB (c’est-à-dire l’activité de commercialisation d’Énergie NB) soit obligée de fournir de l’électricité aux abonnés qui ne veulent pas faire la transition vers un nouveau mercaticien, en vertu d’un contrat uniforme (approuvé par l’organisme de réglementation). Cet arrangement pourrait être une étape provisoire en attendant que le nouveau marché concurrentiel soit pleinement fonctionnel. Il faut faire une étude plus poussée, selon les expériences ailleurs, pour concevoir des formes provisoires et finales du marché.

3. Structure commerciale

Le marché concurrentiel soulève la question de savoir si l’électricité au Nouveau-Brunswick devrait être fournie par une seule entité — une entreprise intégrée, où les activités de production, de transport, de distribution et de commercialisation seraient gérées par une seule entreprise — ou par plusieurs entités, où les activités seraient « segmentées » en différentes entreprises. À une exception près, les participants à nos rencontres étaient d’avis que la concurrence nécessite la séparation des activités. Nous n’avons pas été informés d’un seul pays, État ou province cherchant à créer un marché concurrentiel qui n’aurait pas segmenté l’industrie de l’électricité.

Pour examiner la question de la segmentation, nous avons vérifié les relations entre les composantes d’une entreprise de service public intégrée.

Séparation de la production des lignes électriques et de la commercialisation

La segmentation convient mieux au secteur de la production de l’entreprise d’électricité. À une extrémité de cette entreprise, l’électricité est produite à une centrale; à l’autre extrémité, un abonné reçoit et utilise l’électricité. La plupart des gens reconnaissent que pour favoriser la concurrence dans l’établissement des prix de l’électricité, il faut avoir plusieurs fournisseurs/compagnies de production d’électricité. Un marché bien conçu assurera que les compagnies de production sont concurrentielles et, puisque l’électricité est un produit d’usage courant, la concurrence se fera en fonction du prix. Il serait possible de garantir cette concurrence en obligeant Énergie NB à acheter de l’électricité produite par des producteurs d’électricité indépendants (PEI) ou selon une formule (habituellement fondée sur un coût évité, comme cela a déjà été expliqué), mais une telle étape est généralement vue comme une phase provisoire menant à la concurrence totale. C’est la première étape que les États-Unis ont implantée en 1976 pour lancer le pays dans une démarche visant des marchés d’électricité concurrentiels. En s’appuyant sur cette expérience, d’autres compétences se sont dirigées vers un milieu de production concurrentiel. Dans l’ensemble, nous croyons que l’étape provisoire consistant à permettre aux producteurs d’électricité autonomes de fournir de l’électricité concurrentielle à Énergie NB retardera inutilement la concurrence complète.

Pour que l’on puisse compter sur une concurrence maximale, les distributeurs et les mercaticiens devraient pouvoir acheter de l’électricité de différentes compagnies de production et par conséquent créer une véritable concurrence entre ces compagnies. Si Énergie NB exploite le secteur de la distribution et celui de la commercialisation, tout en produisant l’électricité, il y aura une tendance extrêmement forte à acheter l’électricité à l’interne plutôt que d’une compagnie externe ou d’un producteur d’électricité autonome. Cela aura pour effet de nuire à la concurrence réelle.

Aux États-Unis, le regroupement des biens de production avec ceux du transport a suscité beaucoup d’inquiétudes pendant la déréglementation, en raison du risque de domination du marché. La Commission de réglementation de l’énergie fédérale des États-Unis a insisté pour que tous les participants aient un accès libre et transparent au transport comme mécanisme pour accroître la concurrence.

Vu ce qui précède, nous considérons la séparation de l’activité de production d’Énergie NB du réseau des lignes électriques et de la commercialisation comme une première étape logique pour développer un marché d’électricité concurrentiel.

Séparation du transport et de la distribution (lignes électriques) et séparation de ces deux derniers de la commercialisation

Il consiste ensuite à savoir si l’activité des lignes électriques devrait être répartie en entités distinctes pour le transport et la distribution, et si ces secteurs devraient être séparés de celui de la commercialisation.

Comme il a déjà été mentionné, l’activité des lignes électriques est de par sa nature, une entreprise monopolistique. Ainsi, il est logique de séparer les lignes électriques des secteurs concurrentiels, comme la production et la commercialisation. La même logique cependant ne s’applique pas à la séparation des deux composantes de l’activité des lignes électriques — le transport et la distribution. Il s’agit de deux activités monopolistiques, même si elles jouent des rôles différents dans l’industrie de l’électricité, le transport étant le mouvement de l’électricité à haute tension, comme un genre de route à accès limité, et la distribution étant le transport d’électricité à basse tension, comme les routes autour des villes. Les deux sont absolument essentielles au mouvement de l’électricité. Nous ne voyons donc aucune raison de séparer le transport de la distribution.

Les compagnies de production et les mercaticiens doivent d’une façon quelconque partager les coûts d’utilisation des lignes électriques pour transporter l’électricité jusqu’à leurs abonnés. Dans un milieu concurrentiel, l’accès aux lignes électriques et l’équité des frais sont des éléments essentiels pour assurer des règles de jeu uniformes aux intervenants qui se font concurrence. S’il était permis à Énergie NB (ou à l’activité d’Énergie NB qui exerce la fonction de commercialisation) d’être un mercaticien dans un marché concurrentiel et de contrôler l’activité des lignes électriques, cela pourrait être perçu comme un problème par les nouveaux mercaticiens. Si le mercaticien d’Énergie NB exploite aussi le monopole des lignes électriques, des préoccupations seront exprimées concernant le traitement équitable des abonnés des autres mercaticiens. Recevront-ils le même niveau de service que les abonnés du mercaticien Énergie NB reçoivent? En outre, selon le statu quo, le fournisseur a l’avantage que les abonnés résidentiels sont généralement réticents à changer de fournisseur à moins que la différence des tarifs soit substantielle. En l’absence d’une telle différence, ils préfèrent garder le fournisseur qu’ils connaissent déjà et dont ils dépendent depuis de nombreuses années.

Là où les organismes de réglementation ont permis à une seule entité d’exploiter les lignes électriques et d’être mercaticien, un code de conduite est habituellement adopté pour assurer des règles de jeu équitables (c’est-à-dire assurer que les compagnies des lignes électriques offrent le même niveau de service à tous les abonnés). Nous sommes conscients du succès qu’a connu la déréglementation des appels interurbains dans l’industrie du téléphone où l’activité des fils n’a pas été séparée de la commercialisation des appels interurbains concurrentiels. Dans l’ensemble, nous croyons que si le Comité spécial et le gouvernement veulent que les fonctions des lignes électriques et de la commercialisation d’Énergie NB demeurent ensemble, avec un code de conduite approprié, cette approche ne devrait pas empêcher le développement d’un marché concurrentiel.

Même si nous avons constaté qu’à certains endroits, la fonction des lignes électriques est répartie entre le transport et la distribution, nous n’avons reçu aucun argument favorisant une telle approche au Nouveau-Brunswick. Dans bon nombre d’endroits, les compagnies locales de transport et de commercialisation (par exemple, Saint John Energy et la ville d’Edmundston) sont à la fois propriétaires des réseaux de distribution et mercaticiens. Vu que nous pensons qu’avec un code de conduite adéquat, une compagnie pourrait être à la fois propriétaire du réseau de distribution et mercaticien, nous ne voyons aucune raison d’envisager de regrouper ces fonctions de distribution locale dans un monopole provincial de lignes électriques.




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