RAPPORT FINAL
DU
COMITÉ SPÉCIAL SUR L'ÉNERGIE

RESTRUCTURATION DE L'INDUSTRIE DE L'ÉLECTRICITÉ
AU NOUVEAU-BRUNSWICK

Quatrième session
53^e législature
du
Nouveau-Brunswick
mai 1999

DU

COMITÉ SPÉCIAL SUR L'ÉNERGIE

RESTRUCTURATION DE L'INDUSTRIE DE

Membres du comité

Quatrième session
53^e législature
du
Nouveau-Brunswick

mai 1999

Assemblée législative du Nouveau-Brunswick

Monsieur le président,

J'ai le plaisir de présenter ci-joint le rapport définitif du Comité spécial sur l'énergie.

Le rapport est le fruit des délibérations du comité sur la restructuration de l'industrie de l'électricité au Nouveau-Brunswick.

Au nom du comité, je tiens à remercier les nombreux particuliers et organismes qui ont comparu aux audiences publiques ou présenté des mémoires.

Je tiens aussi à exprimer ma sincère reconnaissance aux membres du comité pour leur contribution à l'exécution de notre mandat.

S'ajoutant au premier rapport du comité, qui portait sur le gaz naturel, le présent rapport marque effectivement la fin des travaux du comité.

Le président du comité,

Peter LeBlanc, c.a., député

SOMMAIRE

I. INTRODUCTION

II. POURQUOI LA RESTRUCTURATION?

L'industrie actuelle de l'électricité au Nouveau-Brunswick

Modes de production et de distribution de l'électricité

Caractéristiques du réseau d'électricité

néo-brunswickois
Besoin de changement
Défis à relever au Nouveau-Brunswick
Objectifs de restructuration pour le Nouveau-Brunswick
Restructuration du secteur de l'électricité : autres expériences
Restructuration du secteur de l'électricité au Canada
Alberta
Colombie-Britannique
Ontario
Québec
Nouvelle-Écosse
Autres provinces
Restructuration du secteur de l'électricité aux États-Unis
Restructuration du secteur de l'électricité dans le monde
Description des politiques de rechange examinées
Maintien du statu quo
Transition dirigée vers la concurrence sur le marché de gros
Concurrence totale sur le marché de détail et privatisation

III. RECOMMANDATIONS EN MATIÈRE DE POLITIQUE

Éléments d'une transition dirigée

Changements précis

Résumé du rôle de chaque corporation de la Couronne

Production N.-B.

Distribution N.-B.

Transport N.-B.

Questions relatives à l'endettement

Point Lepreau

Production autonome et production de gros

Réglementation

Période de transition

Questions environnementales

Conclusions

IV. CONCLUSIONS ET PLAN D'ACTION

Plan d'action

Sous-groupe de l'emprise sur le marché

Sous-groupe des ventes de biens de production

Sous-groupe de la qualité de l'environnement

Sous-groupe de l'accès des consommateurs et de l'abordabilité

Sous-groupe des appels d'offres

Sous-groupe de la réglementation axée sur le rendement

Sous-groupe de l'établissement des prix du transport et de l'accès

Sous-groupe de l'établissement des tarifs

Sous-groupe de la direction

Sous-groupe de la surveillance et de l'évaluation Échéancier

ANNEXE A-1 : LISTE D'INTERVENANTS AUX SÉANCES D'INFORMATION DU COMITÉ

ANNEXE A-2 : LISTE DES INTERVENANTS AUX AUDIENCES PUBLIQUES

ANNEXE 3 : EXAMEN PLUS DÉTAILLÉ DES DÉMARCHES DE RESTRUCTURATION DU SECTEUR DE L'ÉLECTRICITÉ ENTREPRISES AILLEURS

FIGURE 1

Au cours des dernières années, le secteur des services publics d'électricité a connu une restructuration dans de nombreuses régions du monde. Les questions qui sont au coeur des discussions entourant le processus consistent à savoir si les monopoles actuels devraient être abolis ou dégroupés, si la concurrence devrait être autorisée au niveau de la vente en gros et de la vente au détail de l'électricité à la clientèle et si cette concurrence devrait être ouverte aux entités publiques, aux entités privées ou aux deux catégories.

Étant donné qu'il est essentiel de maintenir des tarifs compétitifs d'électricité afin de soutenir l'économie du Nouveau-Brunswick et d'assurer le mieux-être de sa population, les changements en question dans l'industrie de l'électricité sont extrêmement pertinents dans le cas de la province. En conséquence, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a demandé à la 53^e législature de créer un Comité spécial sur l'énergie et lui a donné un large mandat. Le comité a été chargé d'examiner l'avenir du secteur des services publics d'électricité au Nouveau-Brunswick et, en raison de l'arrivée imminente du gaz naturel, d'étudier les répercussions de ce nouveau combustible sur la province.

À compter de novembre 1998, le comité a entrepris une vaste consultation et d'amples discussions en s'appuyant sur le document de discussion intitulé L'Électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l'an 2000 et sur le rapport du groupe de travail Hay-Savoie en 1998, intitulé L'électricité au Nouveau-Brunswick et les Perspectives d'avenir. Le comité a fixé quatre catégories d'objectifs pour restructurer l'industrie de l'électricité dans la province :

• concurrence accrue en matière de production et amélioration de l'efficacité économique,
• diversification des sources d'approvisionnement,
• abolition de l'interfinancement tout en maintenant l'abordabilité,
• amélioration de la qualité de l'environnement.

L'expérience des États-Unis et d'autres pays qui ont restructuré leur industrie de l'électricité ou sont en train de le faire indique clairement que les marchés de production ne peuvent plus être décrits comme des monopoles naturels. Il n'y a aucune raison pour que les avantages des forces de la concurrence, qui, nous l'espérons fermement, réduiront les prix du marché de la production avec le temps, ne puissent être recherchés à l'avantage de la population et des entreprises du Nouveau-Brunswick.

Le comité recommande que la province adopte une politique de transition dirigée. À la lumière des premières étapes d'autres démarches de restructuration, la province devrait appliquer une politique de restructuration plus réfléchie et plus surveillée. Une telle politique permettrait la transition graduelle de l'industrie de l'électricité à partir de sa structure de monopole actuelle. Le comité croit qu'une transition dirigée perturbera moins la vie des gens du Nouveau-Brunswick, tout en améliorant l'efficacité et l'équité pour l'ensemble de la clientèle et en améliorant les perspectives de développement économique dans la province.

Le comité recommande que la structure organisationnelle d'Énergie N.-B. soit scindée en trois corporations de la Couronne distinctes : Production N.-B., Transport N.-B. et Distribution N.-B. Ainsi, les trois entités resteraient dans le secteur public dans un avenir prévisible. Chaque corporation répondrait aux besoins des divers aspects du marché de l'électricité, et chacune devrait être tenue de fonctionner aussi efficacement que possible. Au début, Production N.-B. continuerait d'être propriétaire de tous les biens de production actuels d'Énergie N.-B., y compris la centrale nucléaire de Point Lepreau. Production N.-B. serait également tenue de fournir de l'électricité à Distribution N.-B. pour satisfaire les besoins en électricité de tous les consommateurs domestiques.

Distribution N.-B. serait responsable de fournir de l'électricité aux clients de détail de la province. La corporation serait responsable de fournir de l'électricité de manière sécuritaire, efficiente et fiable. L'exigence voulant que Distribution N.-B. achète toute son énergie électrique interne de Production N.-B. serait réduite progressivement au cours d'une période de transition de cinq ans. Distribution N.-B. devrait élaborer des mécanismes d'appel d'offres concurrentiels qui assureraient les prix d'achat de production en gros les plus bas, que ce soit de Production N.-B. ou d'ailleurs. Une bourse de l'électricité en gros serait également créée au fil des ans afin de faciliter les opérations commerciales. La période de transition de cinq ans donnerait également le temps nécessaire pour évaluer d'autres questions critiques, ce qui permettrait aux changements à apporter au Nouveau-Brunswick de se faire sans trop de surprises.

Transport N.-B. serait propriétaire du réseau de transport de haute tension dans la province et l'exploiterait. Elle servirait de transporteur général, fournissant un accès à toutes les parties intéressées à utiliser le réseau de transport, que ce soit pour la livraison d'électricité dans la province, l'exportation ou le transit par d'autres parties.

L'une des grandes préoccupations du comité est le niveau élevé d'endettement d'Énergie N.-B. En tout, l'endettement d'Énergie N.-B. s'élève aujourd'hui à plus de 3,2 milliards de dollars, ce qui constitue un élément important de l'endettement global de la province. Le comité se préoccupe du fait qu'il faut s'occuper de cet endettement pour assurer la réussite de la restructuration de l'industrie de l'électricité. Le comité est d'avis qu'Énergie N.-B. doit publier bientôt une proposition détaillée sur la question de son niveau d'endettement et les moyens de le réduire de façon méthodique.

Le comité juge essentiel que Point Lepreau continue d'appartenir à l'État dans un avenir immédiat. Certaines considérations cruciales en matière d'environnement et de sécurité nécessitent une surveillance étroite. Le transfert de la propriété de Point Lepreau au secteur privé sera peut-être possible dans l'avenir, mais il ne faudrait pas envisager la vente et le transfert de la centrale avant que n'aient été résolues les questions relatives aux marchés (car la centrale possède une part importante de la capacité totale de production de la province) et les questions relatives à l'environnement et à la sécurité.

Le comité croit aussi qu'il est important d'améliorer la réglementation de l'industrie de l'électricité pour protéger l'intérêt public. Le comité recommande que l'Assemblée législative du Nouveau-Brunswick confère à la CESP du Nouveau-Brunswick des pouvoirs semblables à ceux qui sont décrits dans la Loi de 1999 sur la distribution du gaz.

Enfin, le comité croit que les questions environnementales doivent être abordées. Les gens du Nouveau-Brunswick tiennent à leur environnement et considèrent que la manière dont l'électricité est produite et distribuée fait partie intégrante des données environnementales. En vue de restructurer le secteur de l'électricité, les programmes de gestion de la demande offrent de sérieuses possibilités de réduire la demande d'énergie et devraient être mis en oeuvre. Le comité exhorte aussi le gouvernement à collaborer avec le Conseil canadien des ministres de l'Environnement pour élaborer des normes visant des ressources énergétiques douces. Au palier international, le comité recommande que Production N.-B. collabore avec les gouvernements provincial et fédéral dans le cadre du processus d'examen des changements climatiques afin d'aider le Canada à élaborer une stratégie visant à respecter les obligations internationales prévues dans le traité de Kyoto.

Le comité recommande la formation immédiate d'un groupe d'intervenants qui élaborera des recommandations et des politiques détaillées et qui surveillera le déroulement des démarches de restructuration entreprises ailleurs afin de s'assurer que le Nouveau-Brunswick poursuivra la restructuration d'une manière appropriée. Le comité recommande que la période de transition de cinq ans ne commence que lorsque le groupe d'intervenants aura élaboré des lignes directrices détaillées ; durant cette période, le comité s'attend à voir se développer dans la province un marché de production en gros où s'exercera une concurrence dynamique. Une fois qu'il sera clair qu'un tel marché s'est développé, et grâce à l'expérience acquise par l'observation de ce qui se passe dans d'autres régions qui ont ouvert la porte à la concurrence, il faudra envisager une concurrence totale au niveau de la vente au détail ainsi que des mécanismes appropriés pour assurer que les consommateurs continuent d'avoir accès à un approvisionnement en électricité sûr, fiable et à prix uniforme. Le comité croit qu'une telle démarche assurera les plus grands avantages possibles à la province tout en réduisant au minimum les effets défavorables du manque d'expérience concrète sur la mise en oeuvre des politiques.

I. Introduction

Au cours des dernières années, le secteur des services publics d'électricité a connu une restructuration dans de nombreuses régions du monde. Les questions qui sont au coeur des discussions entourant le processus consistent à savoir si les monopoles actuels devraient être abolis ou dégroupés, si la concurrence devrait être autorisée au niveau de la vente en gros et de la vente au détail de l'électricité à la clientèle et si cette concurrence devrait être ouverte aux entités publiques, aux entités privées ou aux deux catégories.

Étant donné qu'il est essentiel de maintenir des tarifs compétitifs d'électricité afin de soutenir l'économie du Nouveau-Brunswick et d'assurer le mieux-être de sa population, les changements en question dans l'industrie de l'électricité sont extrêmement pertinents dans le cas de la province. En conséquence, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a demandé à la 53^e législature de créer un Comité spécial sur l'énergie et lui a donné un large mandat. Le comité a été chargé d'examiner l'avenir du secteur des services publics d'électricité au Nouveau-Brunswick et, en raison de l'arrivée imminente du gaz naturel, d'étudier les répercussions de ce nouveau combustible sur la province.

À l'automne 1998, le comité spécial a présenté son rapport sur la politique d'intérêt public et les questions législatives portant sur le gaz naturel. Ensuite, il s'est intéressé de façon particulière à l'électricité. Au cours d'une période de six mois commençant en novembre 1998, le comité a entrepris une vaste consultation et d'amples discussions en s'appuyant sur le document de discussion intitulé L'Électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l'an 2000 et sur le rapport du groupe de travail Hay-Savoie en 1998, intitulé L'électricité au Nouveau-Brunswick et les Perspectives d'avenir.

Des audiences publiques ont été organisées à Fredericton, à Saint John, à Moncton, à Miramichi, à Bathurst, à Campbellton et à Edmundston, et de nombreuses personnes, compagnies, organisations, dont non la moindre est Énergie N.-B., ont présenté leurs points de vue au comité. Le comité a également consulté des spécialistes en énergie représentant des organismes provinciaux et fédéraux du Canada et des organismes des États-Unis, et un certain nombre de personnes ayant des liens avec des compagnies privées qui ont des compétences reconnues dans le domaine de l'énergie.

Le présent rapport découle de telles consultations et délibérations. Il expose en détails l'examen que le comité a fait d'un sujet si complexe et il recommande que la province prenne un parti prudent en vue de préparer l'industrie de l'électricité du Nouveau-Brunswick à des changements inévitables, tout en maintenant des options ouvertes pour l'avenir.

Le rapport est divisé comme suit : le chapitre II porte sur la nécessité d'une restructuration. Ce chapitre examine les constatations du groupe de travail Hay-Savoie, discute des questions qui, selon le comité, doivent être traitées et présente les objectifs majeurs fixés par le comité pour la restructuration dans la province. Le chapitre III présente les recommandations du comité pour la restructuration de l'industrie de l'électricité, selon les objectifs établis, et son examen des démarches de restructuration réalisées ailleurs. Le chapitre IV fournit des observations de clôture et présente un plan d'action pour la mise en oeuvre des recommandations du comité.

II. Pourquoi la restructuration?

Depuis le début des années 90, l'industrie de l'électricité en Amérique du Nord se dirige vers une concurrence accrue. Comme dans le cas d'autres industries autrefois réglementées, les changements technologiques dans l'industrie de l'électricité créent de nouvelles possibilités et de nouveaux défis. Des marchés sont créés, et de nouveaux intervenants, des producteurs ainsi que des détaillants, cherchent à faire concurrence aux entreprises traditionnelles de service public. Les consommateurs de l'électricité, surtout les plus importants consommateurs industriels et commerciaux, recherchent également le changement : ils veulent avoir la possibilité de choisir le fournisseur d'électricité et, dans certains cas, ils veulent avoir la possibilité de tirer parti des technologies en voie d'amélioration, qui leur permettent de produire leur propre électricité.

La création par le Nouveau-Brunswick du Comité spécial sur l'énergie et l'évaluation par la province de son industrie de l'électricité s'insèrent dans un tel cadre global. Afin de situer dans leur contexte les possibilités examinées au Nouveau-Brunswick, le présent chapitre commence par un survol de l'industrie actuelle de l'électricité au Nouveau-Brunswick.

L'industrie actuelle de l'électricité au Nouveau-Brunswick

Dans quelques mois, le secteur des services publics d'électricité du Nouveau-Brunswick abordera son troisième siècle. L'industrie est née en 1884, lorsqu'une compagnie privée, la Saint John Electric Light Company, a fait construire une centrale sur le rang Paradise et a commencé à distribuer de l'électricité. Quelques années plus tard, d'autres compagnies un peu partout dans la province se sont lancées dans le secteur de l'électricité, de sorte que, à la fin des années 1880, des collectivités comme Moncton, Fredericton et Woodstock avaient également de l'électricité pour éclairer leurs maisons et leurs rues et pour alimenter certaines de leurs entreprises.

Tout au long des débuts de l'industrie, la production et la distribution de l'électricité appartenaient entièrement à l'entreprise privée. Les débuts d'Énergie N.B. remontent à 1920, date de constitution de la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick, qui a commencé peu après la construction d'une centrale hydroélectrique sur la rivière Musquash. Au cours des trois quarts de siècle qui ont suivi, la commission est devenue une entreprise moderne de service public ayant une capacité de production totale de 4 116 MW. L'électricité est produite par 6 centrales hydroélectriques, 5 centrales thermiques, 3 installations de turbines à combustion et 1 centrale nucléaire.

Énergie N.-B. est une corporation de la Couronne, c'est-à-dire qu'elle fonctionne d'une manière semi-autonome par rapport au gouvernement provincial, sous la direction d'un conseil d'administration. Le conseil se compose du président de la Société d'énergie et de 10 administrateurs nommés par le lieutenant-gouverneur en conseil. Comme il est indiqué dans le rapport annuel de la Société d'énergie pour 1997-1998, ceux-ci « ont pour mandat de diriger les affaires de la Société en tenant compte des bonnes pratiques commerciales. » Parallèlement, la Société d'énergie vise aussi un objectif d'intérêt public, soit assurer que l'électricité est accessible à des prix abordables partout dans la province et qu'elle est vendue à des prix uniformes. De fait, il s'agit de la raison principale pour laquelle Énergie N.-B. est une entreprise publique plutôt qu'une entreprise privée.

En ce qui a trait à l'établissement du prix de l'électricité, Énergie N.-B. est soumise au pouvoir de réglementation de la Commission des entreprises de service public (CESP). Toutefois, en vertu des dispositions de la Loi sur les entreprises de service public, Énergie N.-B. peut changer ses tarifs d'électricité sans consulter la CESP si le changement ne dépasse pas 3 %.

Modes de production et de distribution de l'électricité

La fourniture d'électricité à la clientèle de la province est complexe et peut passer inaperçue. L'électricité est premièrement produite aux barrages hydroélectriques et aux centrales à combustible fossile puis est transportée aux collectivités grâce à un réseau de lignes interconnectées à haute tension. Les postes de distribution réduisent la tension et distribuent l'électricité aux entreprises et aux foyers de la région. Le réseau doit satisfaire à la demande hautement variable et doit être sûr et fiable.

Contrairement à ce qui se passe dans les autres industries de réseau, telles que les télécommunications et le gaz naturel, le débit du courant électrique ne peut être régularisé. La densité de charge est déterminée par les lois de la physique et non par les lois des contrats. En conséquence, l'exploitation du réseau d'électricité de la province peut toucher des exploitations dans d'autres provinces et aux États-Unis et être touchée par elles. Les réseaux de transport d'électricité interconnectés doivent être coordonnés pour être fiables. Voilà une raison pour laquelle Énergie N.-B. est une entreprise de service public membre du North American Electric Reliability Council (NERC). Depuis le milieu des années 60, après une panne en novembre 1965 qui a touché 30 millions de clients dans le nord-est des États-Unis et au Canada, le NERC est chargé d'assurer la fiabilité des services d'électricité dans les trois mégaréseaux de transport d'énergie électrique qui s'étendent sur le Canada, les États-Unis et des parties du Mexique. Les entreprises de service public, en tant que producteurs et distributeurs d'électricité autonomes, ont donné au NERC une certaine latitude en contrepartie d'une fiabilité et d'une efficacité plus grandes.

Pour améliorer la fiabilité, Énergie N.-B. a construit un vaste réseau de transport assurant de nombreuses interconnexions avec le Québec, la Nouvelle-Écosse et la Nouvelle-Angleterre. Ce réseau permet des importations et des exportations considérables et sert d'appoint important aux centrales d'Énergie N.-B. en cas de nécessité.

L'électricité présente aussi la caractéristique distincte de ne pouvoir être stockée de façon rentable. C'est pourquoi la production doit constamment être cadencée selon les fluctuations de la demande, de manière à tenir le réseau en équilibre. Bien qu'ils soient des formes de stockage, les barrages hydroélectriques emmagasinent une matière première, l'eau, pour produire l'électricité, et les accumulateurs, eux, sont bien trop coûteux et dangereux, compte tenu de la technologie actuelle, pour constituer une forme de stockage raisonnable, sauf dans des circonstances très particulières.

Les trois principaux volets de l'industrie de l'électricité -- la production, le transport et la distribution -- doivent être pris en considération dans l'étude de politiques de restructuration, même si les changements envisagés ne visent qu'un de ces volets. Le fait s'explique par l'intégration nécessaire de l'ensemble ; faute d'en tenir compte, des changements apportés dans un volet peuvent être préjudiciables aux deux autres. C'est précisément pourquoi la restructuration, à l'extérieur de la province, a tenu compte des trois volets.

Caractéristiques du réseau d'électricité néo-brunswickois

La clientèle la plus nombreuse du réseau d'électricité néo-brunswickois est de loin la clientèle domestique. Cette clientèle compte 272 000 membres, tandis que les clients industriels se chiffrent à environ 1 800.

Bien que la province ait en partie suivi la tendance à l'urbanisation qui a marqué l'Amérique du Nord, la clientèle domestique d'ici continue, dans une large mesure, de vivre en milieu rural un peu partout dans la province. Pour desservir ce marché résidentiel vaste et dispersé, il faut un réseau de transport de 6 700 km et un réseau de distribution de 25 300 km.

Il est évident que la fourniture d'un tel service coûte cher, et, pour que l'électricité soit abordable partout dans la province, le gouvernement et Énergie N.-B. utilisent un système d'interfinancement des tarifs d'électricité. Par conséquent, les clients domestiques paient 0,88 $ pour chaque dollar d'électricité (plus la TVH), les clients industriels -- grande puissance paient 1,01 $ pour la même quantité, et les clients -- usage général (qui comprennent les petites entreprises, les écoles et les hôpitaux) paient 1,19 $. Afin d'obtenir des tarifs semblables à des frais postaux -- c'est-à-dire le même prix pour l'électricité peu importe où les clients demeurent dans la province --, l'interfinancement sert aussi dans la catégorie des clients domestiques.

Comme le souligne le document de discussion intitulé L'Électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l'an 2000 : « La Commission des entreprises de services publics du Nouveau-Brunswick a donné à Énergie NB le mandat de conserver les ratios revenus - coûts entre 0,95 et 1,05. Toutefois, afin d'éviter une explosion des tarifs, les efforts visant à limiter l'interfinancement ont été graduels. »

Bien que l'étendue géographique constitue manifestement un défi à relever pour l'industrie de l'électricité au Nouveau-Brunswick, le lieu géographique peut être considéré comme un avantage marqué. La province est bien placée pour être, et elle l'est, au centre d'un réseau solide d'interconnexions avec ses voisins. La province dispose d'interconnexions de 700 MW avec le Québec et le Maine. En outre, elle dispose d'une interconnexion de 450 MW avec la Nouvelle-Écosse et d'une autre de 150 MW avec l'Île-du-Prince-Édouard. En plus des possibilités d'exportation de l'électricité que ce réseau assure, il aide également à fournir à la province un approvisionnement en électricité sûr et fiable.

Comme il a été indiqué ci-dessus, la capacité de production du Nouveau-Brunswick comprend 6 centrales hydroélectriques, 5 centrales thermiques, 3 centrales à turbine à combustion et 1 centrale nucléaire. Les centrales thermiques assurent un peu plus de 50 %, soit 2 072 MW, de la capacité de production totale de la province, qui est de 4 116 MW. Les centrales hydroélectriques représentent environ 21 % de la capacité, soit 881 MW, tandis que les centrales à turbine à combustion en représentent presque 13 %, soit 528 MW. La centrale nucléaire de Point Lepreau fournit 635 MW, soit environ 15 % de la production. Étant donné les problèmes opérationnels qu'a connus la centrale nucléaire, certaines personnes croient que la dépendance à l'égard de cette source d'approvisionnement atteint un degré préoccupant.

Besoin de changement

Pourquoi faut-il envisager des changements dans l'industrie de l'électricité en ce moment? Il est généralement reconnu que le Nouveau-Brunswick jouit d'un réseau d'électricité sûr et fiable, auquel tous ont accès à des tarifs relativement bas. Énergie N.-B. exporte également avec succès l'électricité excédentaire, ce qui apporte à la province des recettes importantes et maintient les tarifs intérieurs à un niveau abordable.

La première tâche du comité était de répondre à une question si primordiale. Le comité a d'abord consulté plusieurs rapports qui avaient déjà été publiés. En février 1998, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a créé un groupe de travail chargé de consulter les groupes d'intervenants à la suite de la publication du document de discussion du gouvernement, L'Électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l'an 2000. Par la suite, ce groupe de travail, coprésidé par David D. Hay et Donald J. Savoie, a préparé un rapport où sont détaillées les questions complexes portant sur la restructuration du secteur de l'électricité et où sont soigneusement évalués les avantages et les inconvénients des choix qui s'offrent au Nouveau-Brunswick.

Le rapport Hay-Savoie, L'électricité au Nouveau-Brunswick et les Perspectives d'avenir, a été publié en juillet 1998. Le rapport affirme ce qui suit : « Des forces redoutables sont à l'oeuvre juste au-dessous de l'enveloppe du statu quo. » Par conséquent, le rapport Hay-Savoie laisse entendre que le maintien du statu quo deviendrait probablement indéfendable à moyen et à long terme, même si le réseau d'électricité paraissait assez solide à première vue. Des modifications de la structure des marchés de l'électricité étaient déjà en cours dans d'autres provinces du Canada ainsi qu'aux États-Unis, notamment en Nouvelle-Angleterre. Tel qu'il a été mentionné plus tôt, comme dans le cas d'autres industries autrefois réglementées, les changements technologiques dans l'industrie de l'électricité créent de nouvelles possibilités et de nouveaux défis pour les organismes de réglementation et les décideurs. Puisque le réseau d'électricité est interconnecté, les changements à l'extérieur du Nouveau-Brunswick auront une incidence dans la province.

Le rapport Hay-Savoie conclut que, pour maintenir le statu quo, « le Nouveau-Brunswick devrait construire un mur protecteur autour de sa frontière » et « introduire une série de mesures pour assurer une bonne assise financière à Énergie N.-B. » Le rapport présente plusieurs possibilités différentes pour la restructuration, y compris celle de privatiser Énergie N.-B. tout en la conservant comme seul fournisseur de la clientèle, et allant jusqu'à celle de permettre à la longue à de multiples distributeurs de vendre à tous les clients et celle de séparer et de privatiser complètement la production, le transport et la distribution.

Le comité a également écouté de nombreux intervenants du Canada et des États-Unis à des séances spéciales d'information. Ces intervenants, allant de directeurs-généraux d'entreprises de service public à des responsables fédéraux de réglementation, possèdent une expérience et des connaissances extrêmement vastes⁽¹⁾. Ils ont fourni au comité de l'information indispensable quant aux changements qui se produisent ailleurs. En outre, les intervenants ont discuté de bon nombre des éléments dont il faut tenir compte à mesure que le Nouveau-Brunswick va de l'avant.

Aux États-Unis, les prix élevés de l'électricité ont été invoqués au début pour justifier la restructuration de l'industrie de l'électricité. Les clients industriels, particulièrement ceux de la Californie et de la Nouvelle-Angleterre, ont dit que les prix élevés qu'ils payaient pour une production excessivement onéreuse et les subventions versées à d'autres consommateurs minaient leur compétitivité dans une économie qui se mondialise rapidement. Cette rationalisation économique était aussi un facteur primordial de la restructuration de l'industrie de l'électricité dans de nombreux autres pays, tels que la Grande-Bretagne, la Norvège et la Nouvelle-Zélande.

Au Nouveau-Brunswick, il est largement reconnu que les clients industriels et les clients commerciaux importants subventionnent les clients domestiques. Le document de discussion du gouvernement, L'Électricité au Nouveau-Brunswick au-delà de l'an 2000, signale que les clients domestiques payent environ 15 % de moins que le coût réel de leur service d'électricité. Depuis la publication du rapport, la subvention a diminué, passant à environ 12 %. Toutefois, pour compliquer la situation, même s'il se peut que les clients domestiques paient moins que leur pleine part des coûts du réseau, ils doivent payer à eux seuls la TVH de 15 % sur le total de leurs factures d'électricité. La préoccupation à l'idée que les tarifs dans la province soient insuffisants pour recouvrer en temps voulu la dette accumulée d'Énergie N.-B. crée une complication additionnelle.

Pour améliorer à long terme l'économie du Nouveau-Brunswick, il faut s'occuper de toutes les questions mentionnées. Non seulement l'efficience du réseau doit être accrue, mais il faut aussi répondre à des questions liées à la justice et à l'équité. Les subventions versées par un groupe de clients doivent nécessairement être payées par d'autres clients, ce qui accroît les coûts de ces derniers.

L'interfinancement a pour objet de répondre à l'exigence voulant que l'abordabilité de l'électricité et l'accès à cette dernière soient maintenus pour l'ensemble de la population, surtout pour la clientèle des régions rurales et les clients à faible revenu de la province. La détermination d'un équilibre approprié entre une industrie compétitive et une industrie qui répond à des besoins sociaux importants demeure un défi de taille.

Une question qui préoccupait le comité était le rôle futur des réseaux de distribution à Saint John, à Perth-Andover et à Edmundston, qui exploitent aujourd'hui leur propre compagnie d'électricité municipale. Des membres du comité avaient l'impression qu'il pourrait y avoir des inégalités parce que ces trois municipalités pourraient ne pas donner un appui direct en vue de fournir de l'électricité abordable aux régions rurales du Nouveau-Brunswick. Surtout, desservir les gens des régions rurales du Nouveau-Brunswick coûte plus cher que desservir les populations urbaines, et les trois régions urbaines en question ne partageraient peut-être pas dans la même mesure de tels coûts comme le font d'autres régions urbaines de la province.

Lorsque les régions urbaines sont en mesure d'acheter leur électricité dans un marché libre, leurs populations peuvent profiter d'un avantage que d'autres gens du Nouveau-Brunswick n'ont pas. Toutefois, le comité a tenu également compte du fait que Distribution N.-B. aurait un pouvoir d'achat plus grand et pourrait obtenir de meilleurs prix.

Le comité n'était pas prêt à recommander de modifier les arrangements actuels parce qu'ils sont en place depuis longtemps -- certaines installations précèdent la création d'Énergie N.-B. -- ni à étendre de tels arrangements à d'autres régions urbaines, surtout à cause des répercussions négatives qu'ils auraient sur les régions rurales du Nouveau-Brunswick.

Les coûts de production sont également une préoccupation. De nombreuses grandes centrales, surtout les centrales nucléaires, ont coûté bien plus cher à construire que cela était prévu. Les centrales nucléaires font également face à des problèmes toujours sans solution qui sont liés à l'élimination permanente des déchets nucléaires. D'autres, telles que les centrales alimentées au charbon, sont accusées d'être de grandes productrices de gaz à effet de serre. Les technologies modulaires plus récentes (c'est-à-dire celles qui sont plus petites et de palier standard), surtout les centrales à turbine alimentée au gaz naturel qui progressent rapidement, semblent annoncer des coûts plus bas et moins de répercussions négatives sur l'environnement.

Bien que les coûts moyens des biens de production d'Énergie N.-B. soient relativement faibles, de nouvelles technologies promettent des coûts encore plus faibles. De plus, à mesure que les marchés de la Nouvelle-Angleterre sont entièrement restructurés et que de nouvelles ressources de production sont construites dans cette région, la capacité d'Énergie N.-B. à s'assurer d'importantes recettes d'exportation, qu'elle a utilisées dans le passé pour maintenir les tarifs intérieurs à un bas niveau, pourrait être compromise. Les marchés d'exportation aux États-Unis seront également touchés par la nécessité de respecter les exigences américaines en matière d'égalité d'accès. Autrement dit, si les producteurs canadiens souhaitent vendre leur électricité excédentaire aux marchés américains, ils doivent accorder l'égalité d'accès aux producteurs américains qui souhaitent vendre de l'électricité aux marchés canadiens. Parce que le Nouveau-Brunswick n'a pas satisfait à l'exigence de réciprocité, aujourd'hui, Énergie N.-B. peut seulement vendre de l'électricité à la frontière canado-américaine, se privant ainsi de nouveaux marchés lucratifs d'exportation en Nouvelle-Angleterre.

Le maintien d'un approvisionnement diversifié de ressources de production protège également contre des crises soudaines de l'offre. Lorsque de grandes installations de production ne fournissent pas le rendement prévu, elles peuvent avoir des répercussions importantes sur l'ensemble des coûts de production. Ainsi, la province voudra s'assurer que, à mesure que l'industrie change, son éventail actuel de ressources de production est maintenu ou amélioré par de nouvelles technologies modulaires.

La structure actuelle de la réglementation des services publics d'électricité constitue également une préoccupation. En un sens, le changement technologique a devancé la structure réglementaire, qui a été conçue pour une époque différente. Au Nouveau-Brunswick, le comité a reconnu qu'il faudrait se pencher sur la structure réglementaire, ne serait-ce qu'en raison de l'établissement d'un réseau de distribution de gaz naturel dans la province.

Enfin, la question de savoir si le modèle de la corporation de la Couronne demeurera la structure la plus appropriée pour la province a été vivement débattue. Des intervenants ont affirmé que la privatisation complète était la meilleure méthode. D'autres ont soutenu avec autant de vigueur que les intérêts de la province ont été bien servis et continueront d'être bien servis dans l'avenir par la corporation de la Couronne.

Dans un monde idéal, la restructuration de l'industrie de l'électricité permettrait de réduire les coûts, d'améliorer la qualité de l'environnement, de réduire les risques, de rehausser la compétitivité industrielle de la province, d'éliminer l'interfinancement et de maintenir l'accès et l'abordabilité pour tous. De tels objectifs constituent le thème commun de presque toutes les démarches de restructuration, que ces démarches donnent lieu à une concurrence complète dans la vente au détail ou à de légers rajustements au genre de réglementation utilisée.

Malheureusement, ces grands objectifs nécessitent des compromis. Le comité a reconnu qu'il faudrait équilibrer les objectifs qui s'opposent. Le comité a fixé les quatre grandes catégories d'objectifs suivantes pour restructurer l'industrie de l'électricité dans la province :

• concurrence accrue en matière de production et amélioration de l'efficacité économique,
  
  
• diversification des sources d'approvisionnement,
  
  
• abolition de l'interfinancement tout en maintenant l'abordabilité,
  
  
• amélioration de la qualité de l'environnement.

Le comité a cerné des objectifs plus précis pour chacune des catégories. Par exemple, améliorer la compétitivité de l'industrie de l'électricité de la province se traduirait par des prix plus bas et d'autres possibilités d'activités de développement économique. Une meilleure compétitivité aiderait aussi à réduire le niveau d'endettement d'Énergie N.-B.

Le comité a reconnu que la nécessité d'avoir une transition dirigée l'emportait sur les buts et les objectifs en question. Il y a de nombreux exemples de régions où un changement plus radical dans l'industrie de l'électricité a été apporté et a donné lieu à des complications imprévues. La conception de règles pour l'établissement équitable des prix et l'accès à des réseaux de transport à haute tension, par exemple, demeure une des questions les plus difficiles à régler. Diverses régions ont recommandé des systèmes de rechange en matière d'établissement des prix et d'accès, chacun ayant ses propres avantages et ses propres coûts. Entre-temps, les règlements pour les compagnies de distribution, celles qui assurent les derniers liens avec les consommateurs, ont été dans l'ensemble laissés de côté. Pourtant, à mesure que l'industrie est restructurée, veiller à ce que la clientèle soit servie par un réseau sûr et fiable est primordial.

Le comité croit qu'une transition trop rapide au Nouveau-Brunswick perturberait les consommateurs et que certains des objectifs fixés seraient sacrifiés. Il y a beaucoup à apprendre d'autres régions qui sont en train de restructurer leur industrie de l'électricité. Tous les gens du Nouveau-Brunswick peuvent tirer avantage en observant les changements qui fonctionnent bien et ceux qui semblent poser des problèmes.

Restructuration du secteur de l'électricité : autres expériences

Comme le comité l'a signalé plus haut, la restructuration du secteur de l'électricité est en branle un peu partout dans le monde depuis le début des années 90, y compris, bien entendu, en Amérique du Nord, où les interconnexions sont si nombreuses que des changements dans un réseau se répercutent sur des réseaux extraterritoriaux. Le phénomène est en partie ce qui a poussé le Nouveau-Brunswick à examiner ses options de restructuration. Il convient donc de voir ce qui se passe au juste ailleurs sur notre continent et même sur d'autres continents. Par conséquent, en étudiant le sujet complexe qu'est la restructuration, le Comité spécial sur l'énergie s'est penché sur les changements apportés ailleurs et sur les circonstances qui y ont mené et il a entendu des témoignages à cet égard. Le résumé suivant des changements opérés met en contexte nos délibérations au Nouveau-Brunswick. (Pour plus de détails sur les changements en chantier ailleurs, voir l'annexe 3.)

L'Alberta est la province qui a restructuré le plus en profondeur son industrie de l'électricité. Elle a en 1995 légiféré afin de permettre la libre concurrence en matière de production d'électricité et a créé une bourse d'échanges d'énergie, par l'intermédiaire de laquelle toute l'électricité est achetée et vendue en Alberta. Le réseau de transport est géré et réglementé comme une seule entité. La province s'est donné un échéancier pour la libéralisation progressive de l'offre au détail, d'abord au moyen d'un projet pilote visant les grands clients industriels, projet qui s'étendra au reste des clients d'ici 2001.

La Colombie-Britannique songeait depuis plusieurs années à restructurer son marché de l'électricité et à permettre la concurrence sur le marché du détail. Une proposition de réforme de la part d'un conseiller préconisait l'introduction progressive de l'accès au marché du détail, la séparation du réseau ou de l'entité de transport des composantes du secteur de l'électricité liées à la production et à la distribution, ainsi que la création d'une bourse de l'électricité de la Colombie-Britannique. Toutefois, la proposition n'a pas été mise en oeuvre, car il a été impossible de rallier l'unanimité de façon définitive.

En 1996, l'Ontario s'est lancé dans un processus d'ouverture de son marché de l'électricité. L'intention du gouvernement provincial est d'instaurer, d'ici l'année prochaine, un marché entièrement concurrentiel, tant pour le marché du gros que pour celui du détail. Trois motifs principaux ont incité l'Ontario à entreprendre la restructuration : une préoccupation à l'idée que la province prenne trop de retard par rapport aux changements dans d'autres régions, notamment en Nouvelle-Angleterre ; des problèmes liés au rendement des centrales nucléaires de la province ; la conviction qu'une nouvelle structure favoriserait le développement économique. En application du plan, Ontario Hydro sera remplacée par trois entités distinctes : une compagnie des lignes électriques ou du transport, une compagnie de production et une nouvelle corporation de la Couronne sans but lucratif pour gérer une bourse de l'électricité. Les responsabilités de la Commission de l'énergie de l'Ontario en matière de surveillance seront renforcées. La province a également précisé diverses étapes pour s'occuper de la dette liée aux coûts irrécupérables.

Hydro-Québec a accepté en 1998 la concurrence généralisée et s'est positionnée pour tirer parti de la déréglementation aux États-Unis. Par l'intermédiaire de sa filiale, H.Q. Energy Services, dont le siège est à Philadelphie, la compagnie achètera et vendra de l'électricité et de l'énergie, achètera des services de transport et achètera peut-être une capacité de production aux États-Unis.

En 1992, la Nouvelle-Écosse a privatisé son ancienne corporation de la Couronne, la Nova Scotia Power Corporation, ce qui a essentiellement eu pour effet de remplacer un monopole public par un monopole privé. La compagnie vend de l'électricité à sept autres entreprises de service public qui desservent la province. Techniquement, les petites entreprises de service public peuvent se disputer la clientèle, mais, puisque toute l'énergie provient de la même source, une concurrence sérieuse est impossible.

Aucune des quatre autres provinces -- le Manitoba, la Saskatchewan, l'Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve -- n'a procédé à grande échelle à la restructuration du secteur de l'électricité. Cependant, Hydro-Manitoba a ouvert son réseau de transport d'électricité et a permis la concurrence sur le marché du gros au début de 1997, ce qui lui a permis de se joindre à la Mid-Continent Area Power Pool. L'entreprise s'est également restructurée à l'interne. Dans les autres provinces, les démarches varient de mesures préliminaires modestes au suivi de la tournure des événements ailleurs.

Aux États-Unis, la plupart des États ont pris au moins des mesures préliminaires de restructuration du secteur de l'électricité. L'idée est principalement de permettre à la clientèle de détail un choix quant au fournisseur de l'électricité et, par conséquent, de lui assurer des tarifs plus bas. Jusqu'ici, 19 États ont pris des mesures réglementaires ou législatives, et la plupart des autres États examinent la question.

Durant la 105^e législature du Congrès, qui a pris fin en janvier, les législateurs ont préconisé des politiques visant à restructurer l'industrie de l'électricité au niveau national. Pendant ce temps, la Nouvelle-Angleterre et l'État de New York ont été à l'avant-garde au niveau régional et au niveau des États. Il est facile de comprendre pourquoi. En moyenne, les tarifs d'électricité en Nouvelle-Angleterre et dans l'État de New York figurent parmi les plus élevés des États-Unis. Les tarifs en Nouvelle-Angleterre, selon les chiffres de 1997, dépassaient de 51 % la moyenne nationale, et ceux de l'État de New York la dépassaient de 62 %. Le coût élevé de la production dans les centrales publiques représente une grande partie du problème, et, en raison de nouvelles méthodes de production qui deviennent accessibles -- par exemple, les centrales alimentées au gaz naturel --, il y a eu une nette orientation vers la restructuration. Notre plus proche voisin américain, le Maine, ouvrira la porte à la concurrence pour la vente au détail de l'électricité à toute la clientèle le 1^er mars de l'année prochaine. Le Rhode Island et le Massachusetts l'ont déjà fait, et le Connecticut commencera à ouvrir la porte à la concurrence pour la vente au détail en juillet de cette année. Le processus a été entravé au New Hampshire par une contestation judiciaire, et le Vermont n'a pas encore approuvé de mesure législative en matière de restructuration. L'État de New York est en train de restructurer son industrie de l'électricité par district de service, processus qui s'étendra sur plusieurs années.

Comme au Canada et aux États-Unis, l'industrie de l'électricité a aussi changé ailleurs dans le monde, en raison essentiellement des mêmes facteurs, notamment la demande des consommateurs, qui veulent pouvoir choisir leur fournisseur d'électricité, le besoin des économies locales de devenir plus compétitives, le renforcement des normes en matière d'environnement, les changements technologiques et l'obsolescence progressive des vieilles installations de production. Des bourses d'échanges d'énergie concurrentes ont été créées en Scandinavie, dans les îles Britanniques, en Espagne, en Australie, en Nouvelle-Zélande et dans une partie de l'Amérique latine. En Angleterre et au pays de Galles, par exemple, la restructuration a commencé en 1989, et, même si des problèmes se sont posés et ont mené à des correctifs et à des mises au point au cours de la décennie qui a suivi, le changement est généralement estimé satisfaisant.

L'examen du comité à propos des démarches de restructuration ailleurs au Canada, aux États-Unis et ailleurs dans le monde a souvent révélé des objectifs semblables. Bien que le rythme et le degré de restructuration soient variables, de nombreuses ressemblances existent, surtout en ce qui concerne la création de marchés de production en gros plus concurrentiels et les réformes réglementaires.

En se fondant sur de tels efforts de restructuration ailleurs dans le monde et sur les objectifs qu'il a élaborés pour la restructuration dans la province, le comité a débattu les mérites relatifs des trois grandes politiques de restructuration, qui sont les suivantes :

• maintien du statu quo, avec seulement des changements limités des règlements de la CESP ;
  
  
• introduction de la concurrence pour la vente en gros ;
  
  
• introduction rapide de la concurrence pour la vente au détail et privatisation d'Énergie N.-B.

Maintien du statu quo

Dans un scénario de statu quo, peu de chose changerait. Ce scénario permettrait la mise au point de la structure actuelle de l'industrie en visant surtout l'amélioration du système réglementaire. Des éléments de ce scénario de politique sont les suivants :

• Énergie N.-B. resterait une entreprise publique d'électricité intégrée et une corporation de la Couronne, mais continuerait ses efforts à l'interne pour se restructurer en unités fonctionnelles distinctes.
  
  
• La centrale nucléaire de Point Lepreau continuerait d'être exploitée pour maximiser le rendement économique.
  
  
• Le remboursement de la dette se poursuivrait selon l'échéancier actuel. Aucun effort ne serait fait pour accélérer le remboursement de la dette d'Énergie N.-B. ni pour transférer la dette aux livres de la province.
  
  
• Le réseau de transport ne serait pas entièrement ouvert au sens de l'ordonnance 888 de la FERC des États-Unis. Énergie N.-B. continuerait à vendre de l'électricité à la frontière canado-américaine.
  
  
• La production autonome destinée à l'exportation serait interdite. Les producteurs autonomes pourraient vendre de l'électricité à Énergie N.-B., qui commercialiserait toutes les ventes à l'exportation.
  
  
• Les changements de la réglementation incluraient les suivants :

-- Énergie N.-B serait soumise à un contrôle indépendant et exhaustif afin d'harmoniser les politiques et les actions d'Énergie
N.-B., d'une part, et la politique et la réglementation de l'industrie du gaz naturel, d'autre part.

-- Énergie N.-B. serait tenue de déposer toutes les propositions d'augmentations de tarifs. Énergie N.-B. aurait aussi l'obligation d'élaborer tous les deux ans des plans intégrés pour la fourniture d'électricité au moindre coût. De tels plans comprendraient des prévisions détaillées de la demande d'électricité, des options d'approvisionnement et ainsi de suite.

-- Des normes claires seraient établies en ce qui a trait à la fiabilité et à la sécurité du réseau de distribution. La CESP exigerait qu'Énergie N.-B. respecte toutes les normes fixées par le NERC en matière d'interconnexions et de fiabilité du réseau de transport.

Dans le scénario d'un marché de gros concurrentiel, Énergie N.-B. deviendrait un grossiste d'électricité parmi beaucoup d'autres. Ces grossistes seraient tenus de soumissionner pour obtenir le droit de desservir des clients dans la province et devraient s'assurer que leurs coûts sont compétitifs. Les éléments de ce scénario sont les suivants :

• Énergie N.-B. serait scindée en trois entités distinctes, qui se concentreraient séparément sur la production, le transport et la distribution. La privatisation éventuelle de ces entités dépendrait de leur rendement et d'une évaluation globale de la déréglementation.
  
  
• Le développement d'un marché dynamique de production de gros serait encouragé grâce à de nouvelles sources de production créées dans le cadre du processus et à des achats d'électricité importée à bas prix. La division d'Énergie N.-B. chargée de la production serait tenue de faire concurrence à armes égales avec d'autres fournisseurs de gros.
  
  
• La division d'Énergie N.-B. chargée de la distribution serait tenue d'acheter de l'électricité sur le marché de production de gros en faisant des appels d'offres.
  
  
• La division d'Énergie N.-B. chargée du transport veillerait à ce que la capacité de transport suffise aux besoins de la province. Elle ouvrirait également le réseau afin d'en maximiser l'utilisation en se conformant aux dispositions de la FERC des États-Unis portant sur le libre accès et la réciprocité. Les fournisseurs de gros pourraient vendre directement à des clients aux États-Unis, au lieu d'être obligés de vendre à Énergie N.-B.
  
  
• Des modifications semblables du système réglementaire seraient incluses.

Concurrence totale sur le marché de détail et privatisation

Le troisième scénario prévoit une restructuration globale. Les clients pourraient choisir leur fournisseur d'électricité, et Énergie N.-B. serait scindée en des entités privées distinctes. Voici les éléments du scénario en question :

• Énergie N.-B. serait scindée et privatisée pour former Distribution N.-B., Transport N.-B. et Production N.-B.
  
  
• Un organisme indépendant de gestion du réseau serait créé pour assurer l'égalité d'accès au réseau de transport.
  
  
• Tous les clients de la province pourraient choisir leur fournisseur d'électricité. Ceux qui ne choisiraient pas ou qui refuseraient de le faire recevraient des services de Distribution N.-B. à titre de fournisseur de dernier recours.
  
  
• Le réseau de transport serait complètement libre. Tous les transporteurs auraient un accès égal aux installations, conformément aux lignes directrices de l'ordonnance 888 de la FERC des États-Unis en matière de réciprocité. Transport N.-B. soumettrait les tarifs de transport à la CESP du Nouveau-Brunswick et au FERC des États-Unis, encouragerait l'utilisation maximale de ses installations de transport et serait tenu d'adhérer aux principes directeurs établis par le North American Electric Reliability Council (NERC).
  
  
• Distribution N.-B. serait tenue de brancher l'ensemble de la clientèle ; elle maintiendrait les normes de fiabilité et de sécurité établies par la CESP.
  
  
• Production N.-B. se verrait limitée à la possession d'installations de production afin d'éliminer les dangers d'emprise sur le marché. Les groupes générateurs seraient vendus aux enchères dans la province. L'établissement de nouvelles installations de production par les promoteurs privés serait encouragé, de même que l'importation de l'électricité dans la province. Les fournisseurs privés seraient responsables de leurs décisions en matière d'investissement.
  
  
• Des changements similaires du système réglementaire seraient incorporés.

Le comité a pesé avec soin les trois propositions de restructuration très différentes et a débattu les mérites relatifs de chacune à la lumière des buts et des objectifs qui ont été formulés. À la fin, le comité a déterminé que le deuxième choix, la transition dirigée vers la concurrence sur le marché de gros, était la stratégie préférée pour la province actuellement. La proposition du comité est présentée en détail dans le prochain chapitre.

Le comité est d'accord sur les conclusions du rapport Hay-Savoie selon lesquelles, même si le Nouveau-Brunswick continue de jouir de tarifs relativement bas et d'un service fiable, des changements fondamentaux sont en cours. Le Nouveau-Brunswick doit s'occuper de ces changements pour plusieurs raisons. Premièrement, si elle n'en tient pas compte, la province pourrait se faire brusquement imposer les changements au lieu de s'en occuper d'une manière ordonnée et dirigée. De tels changements soudains pourraient menacer sérieusement la santé de l'économie du Nouveau-Brunswick. Deuxièmement, en s'occupant des changements aujourd'hui, le Nouveau-Brunswick aura une meilleure maîtrise sur le rythme et les conséquences de la restructuration. Bref, le Nouveau-Brunswick pourra mieux atteindre les buts cernés au chapitre précédent : une industrie de l'électricité plus efficace qui peut aider à promouvoir la croissance économique dans la province tout en améliorant la qualité de l'environnement et l'équité pour la population du Nouveau-Brunswick.

L'expérience des États-Unis et d'autres pays qui ont restructuré leur industrie de l'électricité ou sont en train de le faire indique clairement que les marchés de production ne peuvent plus être décrits comme des monopoles naturels. Les changements technologiques touchant la production permettent plutôt l'établissement d'installations de production plus petites, modulaires et plus efficaces ainsi que de technologies de production novatrices qui se font concurrence activement. Il n'y a aucune raison pour que les avantages des forces de la concurrence, qui, nous l'espérons fermement, réduiront les prix du marché de la production avec le temps, ne puissent être recherchés à l'avantage de la population et des entreprises du Nouveau-Brunswick.

Le comité recommande que la province adopte une politique de transition dirigée. Beaucoup de démarches de restructuration du secteur de l'électricité en sont à leurs premières étapes, entre autres d'importantes initiatives en Ontario et en Nouvelle-Angleterre. L'électricité est d'une importance primordiale pour la vie et le gagne-pain des gens du Nouveau-Brunswick et représente un service trop essentiel pour qu'elle fasse l'objet d'essais de restructuration menés à l'aveuglette. À la lumière des incertitudes actuelles et des premières étapes d'autres démarches de restructuration, la province devrait appliquer une politique de restructuration plus réfléchie et plus surveillée. Une telle politique permettrait la transition graduelle de l'industrie de l'électricité à partir de sa structure de monopole actuelle. Il sera ainsi possible d'éviter des démarches de restructuration menées sur une grande échelle et insuffisamment éprouvées tant qu'il n'a pas été clairement démontré que ces démarches sont viables. Pourtant, la province peut en même temps se préparer à de tels changements structuraux importants s'ils se révèlent appropriés. Le comité croit qu'une transition dirigée perturbera moins la vie des gens du Nouveau-Brunswick, tout en améliorant l'efficacité et l'équité pour l'ensemble de la clientèle et en améliorant les perspectives de développement économique dans la province. La démarche donnera aussi à Énergie N.-B. le temps nécessaire pour se restructurer et faire face à un avenir plus compétitif tout en continuant de fournir à la province les services de haute qualité qu'elle s'attend à recevoir.

Le comité a conclu qu'une transition dirigée doit comprendre les quatre éléments importants suivants :

1. instauration progressive de la concurrence pour la vente en gros sur les marchés intérieurs de la production d'électricité et création d'une bourse de l'électricité pour la vente en gros ;
   
   
2. mesures d'encouragement visant à améliorer l'efficience économique dans les fonctions réglementées du transport et de la distribution ;
   
   
3. surveillance réglementaire améliorée et cohérente ;
   
   
4. assurance que la population continuera d'avoir accès à un approvisionnement en électricité sûr, fiable, abordable et à prix uniforme.

Le comité recommande la formation immédiate d'un groupe d'intervenants qui élaborera des recommandations et des politiques détaillées et qui surveillera le déroulement des démarches de restructuration entreprises ailleurs afin de s'assurer que le Nouveau-Brunswick poursuivra la restructuration d'une manière appropriée.

Le comité recommande que la période de transition de cinq ans ne commence que lorsque le groupe d'intervenants aura élaboré des lignes directrices détaillées ; durant cette période, le comité s'attend à voir se développer dans la province un marché de production en gros où s'exercera une concurrence dynamique. Une fois qu'il sera clair qu'un tel marché s'est développé, et, grâce à l'expérience acquise par l'observation de ce qui se passe dans d'autres régions qui ont ouvert la porte à la concurrence, il faudra alors envisager une concurrence totale au niveau de la vente au détail ainsi que des mécanismes appropriés pour assurer que les consommateurs continuent d'avoir accès à un approvisionnement en électricité sûr, fiable et à prix uniforme. Le comité croit qu'une telle démarche assurera les plus grands avantages possibles à la province tout en réduisant au minimum les effets défavorables du manque d'expérience concrète sur la mise en oeuvre des politiques.

Le comité reconnaît le rôle essentiel qu'a joué Énergie N.-B. en tant que corporation de la Couronne. Toutefois, le comité croit fermement que la production, le transport et la distribution sont des fonctions très différentes qui peuvent être mieux servies grâce à des structures de marché différentes. En conséquence, le comité recommande qu'Énergie N.-B. soit scindée en trois corporations de la Couronne distinctes : Production N.-B., Transport N.-B. et Distribution N.-B. Chaque corporation s'occupera des besoins des divers aspects du marché de l'électricité, et chacune devrait être tenue de fonctionner aussi efficacement que possible.

Une telle recommandation correspond en général à la restructuration interne déjà amorcée par Énergie N.-B., qui a formé des unités fonctionnelles pour la production, le transport, la distribution et la commercialisation, et chacune doit fonctionner aussi efficacement que possible. Il existe toutefois deux différences entre la réorganisation d'Énergie N.-B. et la structure recommandée par le comité. Premièrement, le comité croit que le transport à haute tension et les services de distribution sont suffisamment différents pour que la province soit mieux desservie s'ils étaient séparés. Ainsi, les services de distribution pourront viser davantage les besoins de la clientèle, tandis que les services de transport viseront le maintien de l'intégrité globale du mégaréseau. L'unité fonctionnelle de commercialisation proposée par Énergie N.-B., qui serait responsable de l'obligation de service, peut également s'intégrer aux services de distribution. Deuxièmement, la formation de corporations de la Couronne séparées, ayant chacune le mandat de fonctionner de façon efficace et rentable, plutôt que des unités fonctionnelles distinctes au sein d'une seule corporation, préparera mieux Énergie N.-B. et la province aux changements futurs.

D'après l'expérience déjà acquise en matière de restructuration ailleurs au Canada et aux États-Unis, le comité envisage comme suit les rôles des trois corporations de la Couronne :

Selon la proposition du comité, Production N.-B. continuerait d'être propriétaire de tous les biens de production actuels d'Énergie N.-B., y compris la centrale nucléaire de Point Lepreau. Au début, Production N.-B. serait tenue de fournir de l'électricité à Distribution N.-B. pour satisfaire les besoins en électricité de tous les consommateurs domestiques. Production N.-B. se servirait du réseau de transport de haute tension dont Transport N.-B. serait propriétaire et exploitant et elle fournirait de l'électricité à Distribution N.-B. qui en ferait la distribution ultérieure à tous les clients de détail de la province.

Le comité n'envisage pas pour l'instant la concurrence totale sur les ventes au détail. Le comité croit plutôt que la meilleure façon d'évaluer les avantages et les coûts relatifs de la concurrence est d'examiner au fur et à mesure, avec le temps, les expériences en matière de concurrence sur les ventes au détail ailleurs, surtout en Ontario et dans les États de la Nouvelle-Angleterre. Si la concurrence sur les ventes au détail semble procurer d'importants avantages aux abonnés, le comité recommande que sa mise en oeuvre soit réexaminée par le gouvernement après une période de transition de cinq ans, pendant laquelle la concurrence sur les ventes en gros serait mise en oeuvre.

Puisque le comité ne propose pas actuellement la concurrence directe sur les ventes au détail, Distribution N.-B. sera initialement tenue d'acheter de Production N.-B. toute l'électricité pour les ventes internes aux fins de la distribution ultérieure à tous les clients de détail de la province. Grâce à une telle exigence, Production N.-B. ne sera pas désavantagée sur le plan concurrentiel et aura le temps de rajuster son portefeuille de ressources et ses activités en vue d'accroître l'efficience pendant la période de transition.

L'exigence voulant que Distribution N.-B. achète toute son énergie électrique interne de Production N.-B. sera réduite progressivement au cours de la période de cinq ans. Distribution N.-B. sera plutôt tenue d'élaborer des mécanismes d'appel d'offres qui assureront les prix d'achat de production en gros les plus bas, que ce soit de Production N.-B. ou d'ailleurs. Le comité recommande également qu'une bourse de l'électricité en gros soit créée pendant la période de transition afin de faciliter les opérations commerciales.

Des concurrents auront la possibilité de répondre à tout accroissement de la demande d'électricité. De même, Production N.-B. sera libre de se concentrer sur des marchés plus rentables, comme bon lui semble. Ainsi, les deux corporations peuvent élaborer des mécanismes qui favorisent une exploitation plus efficiente. Le comité recommande toutefois que le gouvernement du Nouveau-Brunswick élabore des mécanismes incitatifs pertinents pour que les économies et les bénéfices additionnels soient partagés par les deux corporations pendant l'étape de la transition. Autrement dit, les économies réalisées par une corporation de la Couronne ne devraient pas découler de l'augmentation des coûts de l'autre.

Le système consistant à instaurer progressivement la concurrence sur les ventes en gros dans la province pendant une période de transition de cinq ans est compatible avec la mise en valeur continue de nouvelles sources de production appartenant à des propriétaires indépendants. Westcoast Energy, par exemple, convertit déjà au gaz naturel, plus propre, la centrale au mazout de Courtenay Bay, d'une puissance de 250 MW. De même, Tractebel Energy est en négociation avec Énergie N.-B. en vue de la construction d'une nouvelle centrale au gaz près de la centrale alimentée au charbon de Belledune, d'une puissance de 450 MW. La centrale proposée pourrait servir d'assise majeure au nouvel embranchement du gazoduc qui sera construit vers le nord-est du Nouveau-Brunswick.

Comme il a été mentionné plus haut, Distribution N.-B. sera responsable de fournir de l'électricité à la clientèle de détail de la province. Distribution N.-B. sera aussi responsable de fournir de l'électricité de manière sûre, efficiente et fiable. Le comité recommande l'élaboration d'un système de réglementation axé sur le rendement ou sur des mesures d'encouragement, qui récompenserait Distribution N.-B. pour l'amélioration de la qualité et de l'efficience du service. Cela nécessitera l'élaboration de normes et d'objectifs mesurables en matière de rendement. Des démarches similaires sont déjà suivies ou sont en voie d'élaboration ailleurs, en Ontario notamment.

Distribution N.-B. sera responsable de toutes les questions liées au service à la clientèle, en assumant le rôle qu'Énergie N.-B. a fixé à son unité de commercialisation. Elle servira de point de contact à la clientèle de détail. Elle branchera et débranchera les clients, fournira des services de facturation et de compteurs, assurera l'entretien du réseau de distribution et interviendra en cas de pannes de courant.

Transport N.-B. sera propriétaire et exploitant du réseau de transport à haute tension dans la province. La corporation servira de transporteur général en offrant à toutes les parties intéressées l'accès au réseau de transport, que ce soit pour la fourniture d'électricité dans la province, l'exportation ou le transit par d'autres parties. Transport N.-B. continuera de répondre aux exigences fixées en matière d'exploitation et de réciprocité, afin d'encourager les transactions en gros entre les deux côtés de la frontière, et encouragera l'utilisation équitable et efficiente des biens de transport de la province. Transport N.-B. sera aussi l'exploitant éventuel d'une bourse de l'électricité en gros, fort comparable à celles qui sont en voie de création ailleurs. Cette bourse facilitera l'achat et la vente de l'électricité, réduira les coûts des transactions et améliorera la transparence des prix, éléments qui sont tous caractéristiques des marchés concurrentiels.

Puisque Transport N.-B. sera probablement la plus petite des trois corporations de la Couronne, il sera important de lui assurer la plus grande efficience possible. Par exemple, au lieu d'avoir du personnel d'entretien faisant le même travail que d'autres, Transport N.-B. pourrait impartir à Distribution N.-B. les services d'entretien des lignes.

L'une des grandes préoccupations du comité est le niveau élevé d'endettement d'Énergie N.-B., qui constitue un élément majeur de l'endettement total de la province. Le comité se préoccupe du fait qu'il faut résoudre le problème de cet endettement pour que la restructuration de l'industrie de l'électricité dans la province fonctionne bien. Le comité est d'avis qu'Énergie N.-B. doit publier bientôt une proposition détaillée sur la question de son niveau d'endettement et les moyens de le réduire de façon méthodique.

Bien qu'il puisse être tentant d'envisager la vente immédiate des biens de production d'Énergie N.-B., le comité croit qu'une telle mesure serait prématurée pour le moment. L'une des premières conditions du développement d'un marché compétitif de la production de gros sera l'élaboration de normes visant à prévenir une emprise abusive sur le marché par suite d'une concentration excessive des biens de production aux mains de propriétaires trop peu nombreux. Comme il sera expliqué au prochain chapitre, le comité recommande la formation d'un comité spécial d'intervenants qui élaborera des lignes directrices visant à prévenir une emprise abusive sur le marché. Ces lignes directrices, qui, de l'avis du comité, devraient être élaborées pendant la première année de transition, constitueront le fondement à partir duquel des ventes d'installations de production pourraient ensuite être envisagées.

La dette est aussi un facteur clé dans la détermination des frais irrécupérables. Faute de mesures précises pour redéfinir la structure du marché provincial, les contribuables continueront d'assumer les frais de production. Cependant, dans la structure proposée de marché de gros, des frais deviendront irrécupérables parce que des biens de production seront vendus à prix moindre que leur valeur comptable ou parce que la dette contractée à l'égard de ces biens sera rapidement amortie. Dans les deux hypothèses, la province sera appelée à acquitter le reliquat de la dette.

Si Production N.-B. doit devenir vraiment compétitive, elle ne peut subitement hériter du fardeau de la dette associée à son parc de production, qui a été constitué au profit de toute la clientèle d'Énergie N.-B. dans la province et dont le coût devrait être assumé par cette clientèle. Il serait aussi injuste de garantir que tous les frais fixes de Production N.-B. seront couverts tout en exigeant que les grossistes concurrents recouvrent et leurs frais fixes et leurs frais d'exploitation. Procéder ainsi mènerait à une récupération excessive des frais de Production N.-B. et ferait obstacle à l'émergence d'un marché de gros véritablement concurrentiel.

Le comité recommande qu'une redevance de transition vers la concurrence (RTC) soit fixée et appliquée à l'ensemble de la clientèle. La RTC devrait être prélevée de façon à réduire au minimum le contournement antiéconomique (production autonome d'électricité sur le marché de détail à un prix de revient supérieur à la normale, parce que les tarifs, au bout du compte, seraient encore plus élevés) mais aussi permettre de recouvrer la différence nette entre la valeur marchande estimative et la valeur comptable des éléments d'actif de Production N.-B. La RTC permettra à Production N.-B. de recouvrer des frais qui pourraient autrement se révéler irrécupérables dans la transition vers un marché de gros concurrentiel. Le comité est cependant d'avis que Production N.-B. devrait être tenue de prouver qu'elle met tout en oeuvre pour réduire au minimum les frais irrécupérables. Il est aussi d'avis que la CESP devrait être chargée des modalités définitives et de l'approbation de la RTC, y compris de l'imposition éventuelle d'une redevance d'annulation de service.

Le comité juge essentiel que la centrale nucléaire de Point Lepreau continue d'appartenir à l'État dans l'avenir immédiat. Certaines considérations cruciales en matière d'environnement et de sécurité nécessitent une surveillance étroite. Le transfert de la propriété de Point Lepreau au secteur privé sera peut-être possible dans l'avenir, mais il ne faudrait pas envisager la vente et le transfert de la centrale avant que n'aient été résolues les questions relatives aux marchés (car la centrale possède une part importante de la capacité totale de production de la province) et les questions relatives à l'environnement et à la sécurité.

Selon les interventions qu'a faites Énergie N.-B. devant le comité, celui-ci croit que la situation économique de la centrale reste favorable à l'heure actuelle. La centrale devrait continuer de fonctionner afin de fournir des avantages économiques maximums à la province. Toutefois, en raison de l'importance de cette installation de production et de sa contribution à l'endettement global d'Énergie N.-B., le comité recommande que la valeur économique de la centrale soit évaluée de façon indépendante tous les deux ans. Le comité croit que de telles évaluations devraient être menées sous les auspices de la CESP du Nouveau-Brunswick. De plus, le comité croit que l'examen devrait être présenté au ministre responsable pour étude.

Le comité a entendu les témoignages de plusieurs clients industriels qui souhaitent produire leur propre électricité. Nous comprenons le désir de ces clients de réduire leurs coûts d'exploitation autant que possible afin d'améliorer leur compétitivité globale. Néanmoins, le comité souhaite éviter la pratique dite du contournement antiéconomique, qui se produit quand des clients font leur propre production, parce que c'est moins cher pour eux de le faire que d'acheter une quantité équivalente d'électricité aux tarifs actuels, alors que le coût économique global net de leur production autonome pour la province est plus grand que le coût de l'électricité fournie par le marché.

La production autonome qui occasionne un contournement antiéconomique transmet les coûts à d'autres clients et affaiblit la santé économique globale de la province. Le comité croit que les clients qui souhaitent se doter d'installations de production devraient être libres de le faire, pourvu que ces installations ne nuisent pas à la fiabilité globale du réseau. Si des clients souhaitent mettre en place leurs propres installations de production tout en restant branchés au mégaréseau de distribution, ils devraient être tenus de payer des frais appropriés pour droit d'accès afin d'éviter l'interfinancement. Enfin, les clients qui souhaitent avoir une production autonome et ne plus être branchés au mégaréseau de transport et de distribution devraient être tenus de payer une redevance d'annulation de service que déterminera la CESP. (Les lignes directrices sur les redevances d'annulation de service devraient être établies à la prochaine étape de la transition.) Le comité croit que ces redevances devraient indemniser Production N.-B., Distribution N.-B. et Transport N.-B. pour les investissements effectués dans le réseau qui étaient exigés pour le compte de la clientèle et qu'elles empêcheront qu'une dette additionnelle soit imposée aux autres clients qui restent dans le mégaréseau.

En outre, le comité ne croit pas que les clients qui font leur propre production devraient être assurés d'avoir un acheteur pour leur production excédentaire, comme c'est le cas dans les arrangements dits de facturation de la quantité nette. Selon de tels arrangements, l'excédent de production pourrait être revendu à Distribution N.-B. au tarif en vigueur du client. Les clients qui choisissent d'établir leurs propres installations de production et qui souhaitent trouver des débouchés pour la production excédentaire devraient faire concurrence sur les marchés de gros sur un pied d'égalité avec les autres participants au marché de gros. Si Distribution N.-B. souhaite négocier avec des clients faisant une production autonome et dont la capacité est excédentaire, elle devrait être libre de le faire.

Les compagnies qui souhaitent établir de nouvelles installations de production ne devraient pas être empêchées de le faire pourvu qu'elles respectent toutes les exigences relatives à l'environnement et au choix de l'emplacement. Les promoteurs de ressources de production de gros devraient obtenir un accès équivalent au transport pour faciliter les ventes à l'exportation et les ventes sur le marché intérieur.

Le comité est d'avis qu'il sera vital de réglementer l'industrie de l'électricité pendant la période de transition. Le comité recommande que l'Assemblée législative du Nouveau-Brunswick confère à la CESP du Nouveau-Brunswick des pouvoirs semblables à ceux qui sont décrits dans la Loi de 1999 sur la distribution du gaz. En particulier, le comité fait les recommandations suivantes au sujet de la CESP du Nouveau-Brunswick :

Que la CESP dispose d'une équipe de professionnels indépendants qui connaissent à fond tous les aspects de l'industrie de l'électricité et qui n'ont aucun lien financier avec Production N.-B., Distribution N.-B. et Transport N.-B.

Que la CESP soit au courant des mesures réglementaires relatives au marché naissant du gaz naturel dans la province pour s'assurer que la réglementation et les politiques visant l'électricité et le gaz naturel ne jouent pas les unes contre les autres et ne réduisent pas de quelque autre façon les retombées économiques globales apportées par le gaz naturel et l'électricité dans la province.

• Que la CESP élabore des normes claires concernant la fiabilité et la sécurité du réseau de distribution. La CESP devrait exiger que Transport N.-B. respecte toutes les normes établies par le North American Electric Reliability Council (NERC) concernant la fiabilité et l'interconnexion des réseaux de transport.
  
  
• Que la CESP élabore des normes de réglementation du rendement à l'intention de Distribution N.-B.,de Production N.-B. et de Transport N.-B. afin d'assurer un service de qualité au coût le plus bas possible. Des mesures financières incitatives devraient être instaurées pour tout le personnel afin d'encourager l'amélioration du rendement économique et de l'efficience.
  
  
• Que la CESP exige, au cours de la période de transition, que toutes les augmentations de tarifs soient soumises à son approbation. Le pouvoir d'imposer unilatéralement des augmentations de tarifs n'excédant pas le taux annuel d'inflation devrait être aboli. Après la période de transition et moyennant la preuve qu'un dynamique marché de gros s'est développé, Distribution N.-B. et Transport N.-B. continueront d'être réglementés par la CESP du Nouveau-Brunswick. Il faudrait adopter un cadre de réglementation basé sur le rendement, qui comporterait des mesures d'incitation à l'accroissement de la productivité tout en reconnaissant les améliorations technologiques.
  
  
• Que la CESP choisisse un évaluateur indépendant pour évaluer tous les deux ans le bien-fondé économique de la poursuite de l'exploitation de la centrale nucléaire de Point Lepreau. Le gouvernement devrait avoir l'autorité d'approuver les amortissements accélérés de Point Lepreau ou d'autres biens de production ainsi que d'évaluer les mécanismes de recouvrement.
  
  
• Que la CESP minimise l'interfinancement de tarifs entre les catégories de clients tout en s'assurant que les contribuables ont accès à une source d'électricité sûre, fiable, abordable et à prix uniforme. Le comité reconnaît que l'intrafinancement dans une catégorie peut être nécessaire pour atteindre l'objectif visant l'accès pour tous à une source d'électricité abordable.
  
  
• Que la CESP instaure, administre et surveille des frais de transition compétitifs qui aideraient Production N.-B. à faire la transition à la concurrence pour la vente en gros.

La période de transition de cinq ans donnera le temps d'évaluer les questions vitales. Premièrement, cette période de transition permettra au gouvernement d'évaluer les avantages relatifs d'autres initiatives de restructuration réalisées dans le monde, surtout en Ontario et en Nouvelle-Angleterre. Le comité souhaite assurer que le changement au Nouveau-Brunswick peut être réalisé avec le moins de surprises possible.

Deuxièmement, la période de transition donnera le temps nécessaire pour développer un marché dynamique et concurrentiel de production en gros ou pour exposer des restrictions telles que l'exercice d'une emprise excessive sur le marché, qui empêchent le développement d'un tel marché.

Troisièmement, la période de transition donnera à Production N.-B. le temps de déterminer la valeur marchande de ses biens de production et d'acquérir l'expertise nécessaire pour faire concurrence avec succès sur le marché de gros.

Quatrièmement, la période de transition permettra à Distribution N.-B. de parfaire ses méthodes de sélection concurrentielle de fournisseurs de production pour assurer à sa clientèle de détail le maximum d'avantages économiques.

La figure 1, qui suit les annexes, représente la période de transition. Le comité envisage une démarche qui prévoit une transition méthodique tant pour Production N.-B. que pour Distribution N.-B. Le comité recommande que Distribution N.-B. soit tenue d'acheter 100 % de son énergie électrique interne de Production N.-B. pendant la première année de la période de transition. L'exigence sera réduite à 80 % pendant la deuxième année de la période de transition, à 60 % pendant la troisième année, à 40 % pendant la quatrième année et à 20 % pendant la cinquième année. Les montants réels des ventes devraient être fondés sur des ventes normalisées pour tenir compte des conditions climatiques. Après cinq ans, Production N.-B. n'aura plus aucun pourcentage garanti de ventes à Distribution N.-B. Production N.-B. sera plutôt tenue d'avoir constitué un parc concurrentiel de production. La nécessité pour Production N.-B. de continuer à recevoir des versements de la RTC devrait également être évaluée à ce moment-là.

De même, pendant la période de transition, Distribution N.-B. pourra compter sur Production N.-B. pour un pourcentage à la baisse de son approvisionnement en électricité. Distribution N.-B. sera ainsi obligée d'élaborer des méthodologies pour se procurer de façon compétitive un approvisionnement en électricité sur un marché de gros.

Le comité reconnaît aussi que les obligations quant à la transition peuvent entraver les possibilités de concurrence pour les deux compagnies. Le comité recommande donc qu'une démarche de partage des économies soit élaborée, laquelle donnerait une plus grande souplesse aux deux compagnies tout en excluant des effets négatifs d'une telle souplesse sur l'une ou l'autre compagnie. Le comité recommande que la CESP supervise tant l'élaboration que la mise en oeuvre de ce partage des économies.

À la fin de la période de transition, le comité croit que les mérites relatifs de la concurrence sur le marché au détail de l'électricité devraient être évalués par le CESP et par le gouvernement. Si la concurrence au détail semble présenter des avantages importants, d'après l'expérience de la concurrence sur le marché de gros au Nouveau-Brunswick et d'après l'expérience vécue ailleurs, la concurrence sur le marché au détail de l'électricité devrait être autorisée dans la province. Toutefois, s'il n'est pas clairement déterminé que la concurrence au détail présente des avantages, l'Assemblée législative ne devrait avoir aucune obligation de lui ouvrir la porte.

Bien des groupes et des particuliers qui ont comparu devant le comité spécial ont mis l'accent sur l'importance des questions environnementales. Il est clair pour le comité que les gens du Nouveau-Brunswick tiennent à leur environnement et considèrent que la manière dont l'électricité est produite et distribuée fait partie intégrante des données environnementales. Certaines personnes ont fortement préconisé des programmes de gestion de la demande afin de réduire la demande d'électricité et ainsi de conserver les ressources. D'autres personnes ont parlé des avantages qu'il y aurait à permettre à la clientèle de la province d'avoir accès aux énergies douces, même à tarif majoré.

Les questions environnementales entourant l'électricité pèsent très clairement dans les aspirations du Nouveau-Brunswick pour le siècle à venir. Le comité estime que le Nouveau-Brunswick voudra se faire valoir comme cadre avantageux de vie et de travail où préserver l'intégrité de l'environnement est hautement prioritaire. Il sera important de le faire pour attirer les nouvelles entreprises du prochain millénaire et les personnes qui feront démarrer les nouvelles entreprises créatives qui seront le moteur de notre économie.

Le comité croit en conséquence qu'il importe que le Nouveau-Brunswick prenne le virage écologique, pas seulement pour enrayer le réchauffement planétaire, les pluies acides et d'autres problèmes de pollution, mais aussi pour projeter une image favorable eu égard à l'environnement. Pour ce qui est de la restructuration du secteur de l'électricité, le comité croit fermement que la qualité de l'environnement ne devrait pas être sacrifiée dans la transition vers un marché concurrentiel.

Le comité est d'avis que la nouvelle technologie de production alimentée au gaz donnera lieu à beaucoup moins d'émissions atmosphériques polluantes que la production actuelle alimentée aux combustibles fossiles. L'implantation de cette technologie au Nouveau-Brunswick améliorera donc forcément la qualité de l'environnement. Entre-temps, le Nouveau-Brunswick a fixé des normes d'assainissement de l'air et de l'eau auxquelles sont assujetties les centrales. Le groupe de travail sur l'énergie de la Table ronde du premier ministre sur l'environnement et l'économie, dans le mémoire qu'il a présenté au comité, a vivement recommandé que les mêmes normes s'appliquent à l'électricité importée dans la province. Le comité adhère à cette recommandation.

Le comité croit également que les programmes de gestion de la demande offrent de sérieuses possibilités de réduire la demande d'énergie et devraient être mis en oeuvre ; ils devraient inclure de vastes programmes d'éducation du public pour promouvoir les économies d'énergie. Il nous semble évident que les programmes de gestion de la demande ne devraient pas être administrés par les entreprises de service public, dont le travail consiste après tout à vendre de l'électricité à profit, mais plutôt par une agence indépendante ou un organisme crédible sans but lucratif. Il faudra déterminer les sources de financement de ces programmes ; toutefois, une méthode employée couramment ailleurs est l'imposition de certains frais supplémentaires sur le transport de l'électricité.

Le comité croit également que permettre aux consommateurs de choisir les énergies douces, c'est-à-dire l'électricité produite grâce aux ressources renouvelables telles que le vent, le soleil et la biomasse, constitue un objectif souhaitable, même si nous reconnaissons qu'il est difficile pour le Nouveau-Brunswick de produire de telles énergies par lui-même. Le comité croit que la province devrait promouvoir vigoureusement les énergies douces et, en tant que membre du Conseil canadien des ministres de l'Environnement, prendre l'initiative de réclamer le lancement d'un programme national de recherche et de développement de sources d'énergies douces et de normes en la matière.

Le comité croit que l'ensemble des recommandations constitueront une base solide pour la transition méthodique de l'actuelle concession monopolistique vers une industrie plus concurrentielle et plus dynamique. En scindant Énergie N.-B. en trois corporations de la Couronne distinctes, dont chacune aura comme vocation propre de fonctionner avec la plus grande efficience possible, le Nouveau-Brunswick pourra jouir d'un milieu plus concurrentiel tout en conservant les caractéristiques nécessaires d'un service public, qui ont assuré à l'ensemble de la population un approvisionnement en électricité abordable, sûr et fiable.

À mesure que nous continuerons de tirer des leçons des initiatives de restructuration ailleurs au Canada et à l'étranger, une telle transition dirigée permettra au gouvernement de parfaire ses politiques afin de répondre le mieux aux besoins uniques de notre population.

L'importance de l'électricité continuera d'augmenter dans nos vies quotidiennes. Dans le monde entier, l'industrie de l'électricité subit d'énormes changements résultant de nombreux facteurs. Le défi que doit relever le Nouveau-Brunswick est d'orienter les changements d'une manière efficace afin d'en retirer les avantages tout en réduisant les perturbations au minimum. Bien que le Nouveau-Brunswick jouisse de tarifs relativement bas et d'un service fiable, la province doit faire face d'une manière efficace et opportune aux changements qui se produisent ailleurs.

Pour ce faire, le Comité spécial sur l'énergie propose une politique de transition dirigée. La proposition comprend la restructuration d'Énergie N.-B. en trois corporations de la Couronne distinctes, qui seront axées respectivement sur la production, le transport et la distribution. Elle comprend l'élaboration d'une nouvelle structure de réglementation pour favoriser une plus grande efficacité d'exploitation, grâce à une réglementation fondée sur le rendement, et la cohérence entre la réglementation du gaz naturel et celle de l'électricité. La proposition comporte également une transition graduelle à la concurrence pour la vente en gros sur une période de cinq ans. Tout au long de cette transition, le gouvernement continuera de suivre l'évolution de la restructuration ailleurs au Canada et dans le monde, ce qui permettra au Nouveau-Brunswick de s'engager dans une voie qui maximisera les avantages tout en réduisant le risque de perturbations inattendues.

À la fin de la période de transition de cinq ans, le Nouveau-Brunswick décidera peut-être qu'il veut restructurer davantage l'industrie de l'électricité en instaurant la concurrence au niveau des ventes au détail pour l'ensemble de la clientèle. Par contre, il décidera peut-être que le maintien de la concurrence au niveau des ventes en gros est la meilleure façon de maintenir des prix abordables et l'universalité d'accès. De nombreux impondérables pourraient influer sur les décisions ultérieures. Les changements technologiques permettront peut-être à certains clients de produire leur propre électricité sur les lieux à un coût moindre que ne le font les centrales actuelles. De nouvelles préoccupations environnementales nécessiteront peut-être que des rajustements rapides soient apportés à la combinaison de ressources de production. Des tensions au Moyen-Orient provoqueront peut-être même l'escalade des prix de l'énergie dans l'avenir. La province ne peut pas éliminer de tels impondérables, mais elle peut mettre l'accent sur l'élaboration d'une politique de restructuration du secteur de l'électricité qui est souple et qui tient compte des changements futurs.

L'élément le plus essentiel de la réussite de toute politique de restructuration est le fait de bien faire les choses jusque dans les détails. Le comité a examiné de nombreuses questions et a élaboré une proposition de politique globale. Il a reçu de l'information d'experts de l'extérieur et il a écouté les témoignages d'un bon nombre de particuliers, d'entreprises et de groupes d'intérêts de la province. Toutefois, le comité ne possède ni les compétences ni les connaissances spécialisées requises pour s'occuper des détails essentiels qui doivent être discutés et déterminés pour que le cadre de restructuration exposé réussisse. La nécessité de s'occuper d'aspects si essentiels est une raison de plus pour procéder de façon dirigée et méthodique.

Afin d'élaborer les politiques détaillées qui seront requises, le comité propose d'abord que le gouvernement constitue un large groupe d'intervenants. Ce groupe devrait être composé de promoteurs de la production, d'entreprises, de groupes de consommateurs et d'organismes de réglementation. Le groupe devrait être chargé de formuler les détails de la vaste proposition de politique présentée dans le document. Ce sera sans nul doute une tâche difficile et peut-être controversée. Toutefois, dans la meilleure hypothèse, le fait de passer sous silence de telles questions enlèverait toute pertinence à la proposition ; au pire, il pourrait aller directement à l'encontre des objectifs que s'est fixés le comité.

Le comité croit que le groupe d'intervenants devrait être présidé par une personne du Nouveau-Brunswick qui est très respectée, comprend la question de la restructuration du secteur de l'électricité et est capable d'animer un débat productif. Le groupe d'intervenants devra traiter des questions suivantes par l'intermédiaire de sous-groupes, dont chacun se penchera sur l'une des questions suivantes :

1. prévention d'une emprise sur le marché et de pratiques anticoncurrentielles dans le marché naissant de la production d'électricité en gros ;
   
   
2. conception de mécanismes appropriés pour la vente de biens de production, dans l'éventualité où les lignes directrices en matière d'emprise sur le marché obligeraient Production N.-B. à se défaire d'une partie de ses biens ;
   
   
3. amélioration de la qualité de l'environnement et de l'efficience énergétique, y compris l'élaboration de lignes directrices pour les énergies douces ;
   
   
4. prise des mesures nécessaires pour que l'ensemble de la clientèle ait un accès assuré à l'électricité, et ce, à un prix abordable et uniforme ;
   
   
5. préparation d'une structure d'appels d'offres pour Distribution N.-B. ;
   
   
6. élaboration d'un cadre de réglementation axé sur le rendement, qui encouragera les trois corporations de la Couronne à améliorer l'efficacité d'exploitation ;
   
   
7. établissement des règles régissant les prix de transport et l'accès, y compris la conception d'une bourse de l'électricité en gros ;
   
   
8. élaboration de structures tarifaires novatrices afin d'encourager une utilisation efficiente de l'électricité et réduire au minimum le contournement antiéconomique ;
   
   
9. élaboration de nouvelles structures de l'autorité pour Production N.-B., Distribution N.-B. et Transport N.-B. ;
   
   
10. modalités de surveillance et d'évaluation, pour s'assurer que les objectifs de la restructuration sont atteints.

Les missions des sous-groupes sont explicitées dans les paragraphes qui suivent.

L'emprise sur le marché est la faculté qu'a une entreprise, seule ou avec d'autres, de gonfler artificiellement, à son profit, le prix d'un produit ou d'un service pendant une longue période. Si les installations de production dont Énergie N.-B. est propriétaire sont seulement cédées à une autre entité distincte, cette dernière aura une emprise considérable sur le marché de la province. Cependant, des entreprises désireuses d'acquérir de multiples unités de production pourraient aussi réaliser des gains d'efficience. Le sous-groupe de l'emprise sur le marché devrait être chargé d'établir les règles nécessaires à la prévention d'une domination du marché et à la prévention des obstacles abusifs au développement d'un marché de gros hautement concurrentiel. Par ailleurs, le sous-groupe devra toutefois s'assurer que la réalisation d'économies à la production n'est pas entravée.

Le sous-groupe doit formuler ses recommandations dans la première année de transition, avant que Distribution N.-B. ne puisse solliciter des offres d'électricité auprès de fournisseurs autres que Production N.-B.

Si des préoccupations liées à l'emprise sur le marché justifient la vente partielle ou complète des éléments d'actif de Production N.-B., des mécanismes devraient être en place pour que la vente soit équitable et efficiente et qu'elle se fasse de manière à obtenir le prix le plus élevé possible compte tenu du marché. En plus de permettre à la province de réduire son fardeau de dette irrécupérable, une telle précaution fera en sorte que les éléments d'actif ne soient pas simplement cédés à une entité qui aurait une influence anticoncurrentielle sur le nouveau marché de gros.

Le comité croit qu'une sorte de vente aux enchères des biens de production d'Énergie N.-B. sera la méthode la plus efficace pour les vendre si une vente était nécessaire ou souhaitable. Le comité s'attend à ce que le sous-groupe élabore des recommandations appropriées pour l'organisation de telles ventes aux enchères.

Le sous-groupe de la qualité de l'environnement (en collaboration avec le Conseil canadien des ministres de l'Environnement) devrait élaborer des lignes directrices pour les énergies douces, en commençant par énoncer la définition des énergies douces qui répondra le mieux aux besoins de la province. Ce sous-groupe devrait déterminer les compromis qu'il faudra faire pour exploiter de nouvelles ressources, en reconnaissant qu'aucune technologie de production n'est sans répercussions environnementales. De plus, ce sous-groupe devrait déterminer le cadre permettant le traitement réglementaire le plus efficace des questions environnementales. Enfin, il devrait élaborer des lignes directrices pour la mise en oeuvre du programme de gestion de la demande et faire des recommandations à la CESP.

Le sous-groupe sera chargé d'élaborer des lignes directrices pour maintenir l'accès des consommateurs à des sources d'électricité sûres et fiables, y compris des recommandations pour les consommateurs à faible revenu ainsi que les consommateurs des régions rurales.

En outre, le sous-groupe sera l'organisme compétent pour étudier attentivement et recommander des mesures pour assurer l'équité dans la population du Nouveau-Brunswick et entre les régions, en se penchant particulièrement sur les réseaux de distribution distincts maintenus à Saint John, à Perth-Andover et à Edmundston.

Ce sous-groupe devrait élaborer des recommandations qui seront mises en oeuvre par la CESP et qui portent sur le recours par Distribution N.-B. à la concurrence pour assurer à sa clientèle un approvisionnement en électricité au moindre prix. Il devra probablement collaborer avec le sous-groupe de l'emprise sur le marché pour veiller à ce que les appels d'offres le soient effectivement et que les délais soient respectés.

Ce sous-groupe devrait élaborer à l'intention de la CESP des recommandations visant un cadre de réglementation axée sur le rendement (RAR) adapté à chacune des corporations de la Couronne. Il devrait se pencher sur des systèmes de rechange quant au RAR et sur leurs avantages relatifs, examiner ce que d'autres compétences ont mis en oeuvre et collaborer avec la CESP pour assurer la mise en oeuvre au Nouveau-Brunswick de systèmes efficaces de RAR. Ces systèmes devraient prévoir des mesures d'encouragement suffisantes pour que chaque corporation de la Couronne améliore l'efficience tout en maintenant des normes de sécurité et de fiabilité. Le sous-groupe devrait également collaborer avec la CESP à l'élaboration de ces normes.

Ce sous-groupe élaborera des lignes directrices pour assurer l'efficience de l'accès au transport et de l'établissement des prix. Il devra envisager des règles équitables dont la surveillance n'est ni trop complexe ni trop coûteuse et qui assurent un accès maximal aux marchés d'exportation et à un approvisionnement en électricité importée. Les règles élaborées par le sous-groupe devraient également être compatibles avec les lignes directrices de la FERC des États-Unis en matière de comparabilité et de réciprocité pour, encore une fois, maximiser l'utilisation du réseau de transport provincial.

Ce sous-groupe devrait élaborer des lignes directrices pour l'établissement de tarifs qui favorisent l'utilisation efficiente de l'électricité et qui réduisent l'interfinancement au minimum. Il devra veiller à ce que les tarifs pour les régions géographiques et les catégories de clients soient homogènes. Le sous-groupe devrait également se pencher sur les problèmes possibles liés au contournement antiéconomique pour que les clients qui choisissent effectivement de quitter le réseau ne fassent pas imposer des frais plus élevés aux clients qui y restent.

Ce sous-groupe devrait élaborer les structures de l'autorité nécessaires pour les trois corporations de la Couronne pour qu'elles soient dirigées aussi efficacement que possible. Les structures de l'autorité devraient être telles que les trois corporations détiennent des responsabilités nettes et des exigences redditionnelles clairement définies et qu'elles soient protégées contre des décisions politiques à court terme qui toucheraient des objectifs à long terme de l'industrie de l'électricité.

Parce que le comité propose une structure de transition qui assure une souplesse maximale, il doit exister un moyen pour vérifier si les objectifs énoncés par le comité sont atteints au cours de la période de transition de cinq ans. Le sous-groupe devrait établir les mesures appropriées pour permettre au gouvernement de déterminer si ces objectifs sont atteints et, sinon, les mesures appropriées qui devraient être prises.

Avant que la transition mentionnée au chapitre III puisse commencer, le groupe d'intervenants et les sous-groupes devraient élaborer leurs recommandations détaillées. Le comité recommande que le gouvernement constitue le groupe d'intervenants dès que possible après la réception du présent rapport et lui fournisse les ressources nécessaires pour lui permettre d'effectuer, en un an au maximum, les tâches qui lui sont assignées. Une fois que le groupe d'intervenants aura terminé son travail, la transition vers un réseau plus compétitif et plus efficient, répondant aux besoins particuliers du Nouveau-Brunswick, pourra commencer.

M. D'Arcy McGee, président, INTENCO Energy Consultants Limited

M. John Howe, vice-président, American Superconductor Corporation (ancien président du Department of Public Utilities du Massachusetts)

M. Tom Welch, président, Maine Public Utilities Commission

M. Chris Dutton, président-directeur général, Green Mountain Power Corporation

M. Peter Brown, associé principal, Brown, Olson & Wilson

M. Michel Gordeau, vice-président, Hydro-Québec

M. Ivan Harvie, ingénieur principal, Commerce, transport et réglementation de l'électricité, Ressources naturelles Canada et Office national de l'énergie

M. Leon Lowry, adjoint spécial au directeur, Office of Electricity Pricing and Regulation, FERC

Liste des intervenants :

Conseil du Premier ministre sur la condition des personnes handicapées

Neil G. Craik

Norman Betts

Nova Scotia Power

CIBC Wood Gundy

Conservation Council of New Brunswick

Fédération des Propriétaires de Lots Boisés du Nouveau-Brunswick

Alliance des manufacturiers et des exporteurs du Canada, division du Nouveau-Brunswick

Reginald Tweeddale

Liuchen Chung

Tractebel Electricity and Gas International

Keswick Island Property Owners Association

Myron Gordon, professeur émérite d'études financières

J.D. Irving, Limited

Saint John Citizens' Coalition for Clean Air

Chambre de commerce du Nouveau-Brunswick

Campagne contre l'expansion du nucléaire

Irving Oil

Canadian Nuclear Workers Council

Saint John Énergie

Eric L. Teed, O.C., C.D., c.r.

Dorothy Dawson

J. Bennett Macaulay

Frank Jopp

Écoversité (Moncton)

Fédération du travail du Nouveau-Brunswick

New Brunswick Mining Association

Bill Belliveau

People Against Nuclear Energy

Table ronde du premier ministre sur l'environnement, groupe de travail sur l'énergie

Fédération du Saumon Atlantique

Association des ingénieurs du Nouveau-Brunswick

Allison Connell

Commission industrielle du Nord-Ouest Inc.

Village de Perth-Andover

Fraternité internationale des ouvriers en électricité

Société d'énergie du Nouveau-Brunswick

Noranda Inc.

PCI Chemicals Canada Inc.

Ville d'Edmundston

Ville de Dalhousie

Mémoires présentés :

Fredericton Chamber of Commerce

Samuel M. Sami, professeur et directeur, Centre de recherche en conversion d'énergie, Université de Moncton

Village de Minto

Village de Sainte-Marie-Saint-Raphaël

Leo Roach

Efforts de restructuration ailleurs au Canada

Alberta

De toutes les provinces canadiennes, c'est l'Alberta qui est allée le plus loin dans la restructuration du secteur de l'électricité, ayant commencé à examiner la question en 1993. L'Alberta souhaitait établir un mécanisme de transition équitable pour la province, réformer la réglementation et établir une structure de l'industrie qui maintiendrait des prix de l'électricité compétitifs dans la province. La première mesure législative importante de l'Alberta en matière de restructuration est la Electric Utilities Act de 1995. Cette loi sur les services publics d'électricité a établi un vaste cadre pour l'industrie de l'électricité dans la province, y compris une concurrence ouverte pour ce qui est de la production, une bourse de l'électricité à accès ouvert, un réseau de transport à direction indépendante, une réglementation continue de services de distribution et des instruments financiers pour gérer les frais irrécupérables au cours de la période de transition.

À l'heure actuelle, l'Alberta élabore les règlements nécessaires pour mettre en application la loi en question. Il reste à élaborer cinq ou six séries clés de règlements. Le rapport définitif et les recommandations de l'équipe d'évaluation indépendante devraient être publiés le 30 mai 1999. Une fois que la commission des services publics d'électricité aura examiné le rapport, une vente aux enchères des ressources de production sera effectuée. L'Alberta prévoit également terminer les règlements sur les choix des clients en juillet 1999, afin d'assurer le lancement d'un programme pilote de choix à l'intention des clients industriels en l'an 2000.

Colombie-Britannique

La Colombie-Britannique a aussi travaillé à l'examen et à l'élaboration d'une politique sur l'électricité. En 1995, la British Columbia Utilities Commission (BCUC) a mené une enquête de 10 mois sur les avantages et les risques de la concurrence pour la vente au détail et de la restructuration du marché. Elle a recommandé une déconcentration verticale du marché et, pour commencer, l'instauration d'une concurrence plus équitable dans le secteur de la production en gros.

Quatre motifs principaux sont à l'origine du désir d'une réforme en Colombie-Britannique : des réformes pour améliorer l'accès aux marchés d'exportation, un plus grand choix pour les clients, des options de service additionnelles et la possibilité pour les producteurs indépendants de faire concurrence sur le marché de gros.

Les quatre facteurs ont persuadé le gouvernement provincial de constituer, en mars 1997, un groupe de travail et de lui confier un mandat traçant les grandes lignes d'une politique-cadre. Ce mandat ne présumait pas l'application immédiate d'une tarification de l'électricité sur le marché au détail mais effectivement ouvrait la voie à des réformes commerciales du marché de l'électricité en Colombie-Britannique. Ces réformes visaient notamment la concurrence entre les producteurs d'électricité et le libre choix pour la clientèle, de même que l'établissement de normes de fiabilité, le libre accès aux marchés d'exportation pour les producteurs d'électricité ainsi que la prise en considération continue, dans la gestion des producteurs d'électricité et la réglementation de l'industrie, des facteurs environnementaux et sociaux. Le mandat a jeté les bases de la proposition de réforme soumise par le conseiller.

Accès de la clientèle

Le conseiller n'a pas trouvé de motif convaincant, sans monopole de production, de prévenir les échanges entre acheteurs et vendeurs d'électricité. La proposition de réforme a donc préconisé un accès progressif au marché de détail.

Structure du marché

Il a été recommandé de séparer des fonctions de production et de distribution les fonctions relatives au réseau de transport. Un comité indépendant de surveillance du réseau de transport serait créé pour réglementer les nouvelles unités commerciales de BC Hydro et de West Kootenay Power en matière de transport, afin d'assurer leur indépendance face aux divisions de production. La BC Power Exchange, une bourse d'énergie pour les acheteurs et les vendeurs, serait aussi créée. La scission serait achevée à l'étape 2. L'unité commerciale de BC Hydro relative au transport serait alors transformée en BC Grid Company, une entreprise aux actions librement négociées.

Préoccupations d'ordre social

Le rapport du conseiller a porté une attention particulière aux éventuelles préoccupations d'ordre social liées à la restructuration du secteur de l'électricité. Toutes les réformes portant sur ces préoccupations à l'égard de la proposition du conseiller devaient être menées au cours de l'étape 1. La BCUC continuerait de régir les politiques de tarification, y compris celles ayant trait aux tarifs timbres-poste, l'expansion du réseau, les connexions et ainsi de suite. La BCUC continuerait également de régir la fiabilité du réseau, les garanties d'approvisionnement et la protection de la clientèle.

Préoccupations environnementales

Une autre préoccupation sociale était celle des répercussions environnementales de la restructuration. Pour y faire face, le conseiller a recommandé dans sa proposition que les services publics de distribution continuent d'être responsables des programmes d'efficience énergétique. Ces programmes devaient être justifiés d'après les coûts assumés par les services publics ou par les consommateurs, et la BCUC devait continuer de les réglementer.

La proposition comprenait un quota de ressources énergétiques qui visait à promouvoir les technologies écologiquement souhaitables, à savoir la coproduction, l'énergie des déchets de bois, les petites centrales hydroélectriques, l'ajout de ressources aux grandes centrales hydroélectriques, l'énergie solaire, l'énergie marémotrice, l'énergie géothermique, l'énergie des gaz d'enfouissement et l'énergie éolienne.

Évaluation

Dans la dernière section de sa proposition, le conseiller a évalué celle-ci à la lumière du mandat qu'il avait reçu. À la suite de cette analyse, il a conclu que la restructuration créerait des emplois, favoriserait la croissance économique, donnerait plus de choix aux consommateurs, maintiendrait un haut degré de fiabilité, continuerait d'assurer la gérance publique des ressources hydroélectriques de la province, stimulerait la croissance des exportations et répondrait aux préoccupations environnementales et sociales.

La proposition de réforme du conseiller n'a jamais été mise en oeuvre. Le conseiller a été incapable d'obtenir le consensus des membres, et la BCUC ne croyait pas pouvoir mettre cette proposition en oeuvre de façon équitable sans avoir de consensus. Entre-temps, B.C. Hydro et West Kootenay ont terminé la restructuration du marché de gros.

La Nouvelle-Écosse a privatisé en 1992 l'ancienne corporation de la Couronne, Nova Scotia Power. Celle-ci vend actuellement sa production aux sept autres entreprises de service public qui servent la Nouvelle-Écosse. Officiellement, ces petites entreprises de service public peuvent faire concurrence auprès des consommateurs ; toutefois, en achetant l'électricité d'une source unique, elles n'ont aucun moyen réaliste de soutenir la concurrence actuellement. Les organismes de réglementation de la province sont conscients des changements qui se produisent dans d'autres provinces et aux États-Unis, mais aucune initiative officielle de restructuration n'a été entreprise.

Ontario

Le Comité consultatif sur la concurrence au sein de l'industrie de l'électricité de l'Ontario (Commission McDonald), présidé par Donald McDonald, a publié en juin 1996 une série de règles sur la manière d'ouvrir le marché de l'électricité de l'Ontario. Neuf mois plus tard, le gouvernement de l'Ontario a publié un livre blanc intitulé La voie du changement : Pour un marché concurrentiel de l'électricité et des emplois en Ontario, qui présentait le plan du gouvernement pour établir la concurrence totale d'ici l'an 2000. Des changements s'imposaient dans l'industrie de l'électricité en Ontario pour trois raisons fondamentales : 1) étant donné le rythme des changements dans d'autres régions telles que la Nouvelle-Angleterre, l'Ontario risquait d'être dépassé ; 2) Ontario Hydro connaissait des problèmes de rendement depuis 10 ans, notamment à ses installations nucléaires ; 3) la province était convaincue qu'une modification de la structure de l'industrie accroîtrait les possibilités commerciales et favoriserait le développement économique.

Le livre blanc traitait des mesures à prendre pour atteindre de tels objectifs grâce à un plan à neuf volets, qui renferme des engagements précis quant aux politiques, prévoit l'établissement de nouvelles règles et institutions, définit de nouveaux mandats et responsabilités et propose un échéancier pour la mise en application. Le plan comprenait les éléments suivants :

• Création, en l'an 2000, d'un marché concurrentiel, tant pour le marché de gros que pour le marché de détail. Le réseau et les lignes de transport d'Ontario Hydro serviraient de transporteurs généraux avec des prix affichés, et un organisme indépendant de gestion du marché -- une société de la Couronne distincte -- coordonnerait les activités du marché de l'électricité par l'intermédiaire d'une bourse de l'électricité et accorderait les contrats d'approvisionnement.
  
  
• Restructuration de la Commission de l'énergie de l'Ontario. Afin d'assurer une meilleure protection des consommateurs d'électricité de l'Ontario, la Commission de l'énergie de l'Ontario serait renforcée. La commission serait chargée des responsabilités suivantes : réglementer les tarifs de transport et de distribution ; examiner des règlements axés sur le rendement et les mettre en place ; superviser l'organisme indépendant de gestion du marché et stimuler la concurrence dans les secteurs de la production et de la vente au détail ; s'assurer qu'il n'y a pas d'emprise abusive sur le marché ; réglementer les entreprises de gaz naturel.
  
  
• Maintenir l'engagement à l'égard de la protection environnementale. Les limites imposées actuellement quant aux émissions d'anhydrides sulfureux, d'oxydes d'azote et de dioxydes de carbone resteraient en vigueur, et des mesures souples et rentables de protection environnementale seraient envisagées pendant l'établissement des règles du marché de l'électricité.
  
  
• Restructuration d'Ontario Hydro. Ontario Hydro serait réaménagée pour créer trois compagnies distinctes : l'organisme indépendant de gestion de marché, la Société de production d'électricité de l'Ontario (SPÉO) et la Société des services d'électricité de l'Ontario (SSÉO). Les nouvelles entités auraient un mandat commercial clairement défini, la latitude nécessaire pour prendre des décisions relatives au fonctionnement et à l'investissement ainsi que le loisir de participer à des coentreprises et à d'autres partenariats stratégiques.
  
  
• Placer les nouvelles compagnies sur des assises financières solides. Afin d'assainir les finances, une suite serait donnée à la question de la dette irrécupérable, soit la dette dont Ontario Hydro, en tant qu'entité commerciale, n'était pas en mesure d'assurer le service.

Après la publication du livre blanc, le Comité d'établissement des règles du marché (CERM) a été constitué afin d'élaborer les règles du marché nécessaires pour la mise en oeuvre du plan proposé par le gouvernement. Les faits saillants du rapport sont notamment : des exigences relatives à la réduction de l'emprise sur le marché, précisant que la SPÉO aura l'emprise sur un maximum de 35 % de l'approvisionnement de l'Ontario en électricité ; dans l'immédiat, des droits de transport fondés sur l'utilisation et visant à obtenir une compensation au titre des frais irrécupérables et à recouvrer les frais d'entretien et les frais de refinancement des installations actuelles du réseau ; l'exigence voulant que les compagnies locales de distribution fournissent ou organisent un approvisionnement par défaut pour tous les clients qui n'ont pas choisi un autre fournisseur ; 7 groupes de discussion en matière technique et quelque 20 sous-groupes créés pour traiter de questions de détails

Québec

Hydro-Québec a accepté en 1998 la concurrence généralisée, mais elle n'a pas l'intention de prendre des mesures telles que des plans de privatisation. Hydro-Québec n'a pas fait de démarches formelles visant la restructuration, mais elle s'est positionnée pour tirer parti de la déréglementation aux États-Unis. Par l'intermédiaire de ses deux filiales, H.Q. Energy Services et TransÉnergie, Hydro-Québec s'est positionnée pour acheter et vendre de l'électricité et de l'énergie, acheter des services de transport et peut-être acheter une certaine capacité de production aux États-Unis.

Aucune des quatre autres provinces -- le Manitoba, la Saskatchewan, l'Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve -- n'a procédé à grande échelle à la restructuration du secteur de l'électricité. Cependant, Hydro-Manitoba a ouvert son réseau de transport d'électricité, a permis la concurrence sur le marché de gros au début de 1997, ce qui lui a permis de se joindre à la Mid-Continent Area Power Pool, et elle s'est restructurée à l'interne. Dans les autres provinces, les démarches varient de mesures préliminaires modestes au suivi de la tournure des événements ailleurs.

Efforts de restructuraton aux États-Unis

Aux États-Unis, de nombreux États ont pris au moins des mesures préliminaires de restructuration du secteur de l'électricité. L'idée est principalement de permettre à la clientèle de détail de choisir son fournisseur d'électricité et, par conséquent, de lui assurer des tarifs plus bas. Jusqu'ici, 19 États ont pris des mesures réglementaires ou législatives, et la plupart des autres États examinent la question.

Depuis l'adoption de la Public Utility Regulatory Policies Act (PURPA) en 1978 et la désignation « qualifying facilities » (installations admissibles) comme force compétitive sur les marchés de gros d'énergie en bloc, l'industrie de l'électricité aux États-Unis est de moins en moins une industrie dominée par des monopoles réglementés. Un marché de l'énergie à concurrence effective est graduellement établi. Diverses initiatives réglementaires ont aidé l'industrie à faire la transition entre la réglementation et la concurrence effective.

Objectifs de restructuration en Nouvelle-Angleterre et dans le nord-est des États-Unis

L'élément moteur des initiatives de restructuration dans le Nord-Est a été la création de forces compétitives pour réduire les coûts à l'utilisation finale. Les commissions des services publics, les législateurs, les gouverneurs, les clients et les entreprises de service public ont exprimé à divers degrés des préoccupations à l'égard des tarifs d'électricité dans la région. Comme il est illustré dans les tableaux A3-1 et A3-2, en moyenne, les tarifs d'électricité en Nouvelle-Angleterre et dans l'État de New York figurent parmi les plus élevés des États-Unis, et tous les États du Nord-Est figurent dans les 10 premiers de la zone continentale des États-Unis. En 1997, les tarifs moyens d'électricité dans l'État de New York dépassaient de 62 % la moyenne nationale, et ceux en Nouvelle-Angleterre, de 51 %.

Tableau A3-1 : classement des régions d'après les tarifs moyens d'électricité (¢US/kWh, 1997)

Tableau A3-2 : classement des États d'après les tarifs moyens d'électricité (¢US/kWh, 1997)

Le gras désigne un État de la Nouvelle-Angleterre ou du Nord-Est.

Bien que la plupart des États aient envisagé la restructuration comme un moyen de réduire les frais, les préoccupations d'équité (c'est-à-dire que tous les clients profitent de la restructuration) ont également été abordées. Les organismes de réglementation se sont montrés réticents à créer des gagnants et des perdants dans la restructuration, surtout si les perdants ont tendance à être les petits clients domestiques et commerciaux. (Le fait que les mêmes clients aient pu profiter pendant des années de l'interfinancement payé par de gros clients industriels et commerciaux a rarement été considéré lors du processus décisionnel.) La tension entre les solutions fondées sur les lois du marché et la protection des consommateurs a été évidente au cours de l'étude de stratégies visant l'obligation d'offrir un service, le service d'offre permanente et le maintien de la fiabilité du système.

Efforts de restructuration au niveau fédéral

Les mesures de restructuration se produisent également au niveau fédéral. Durant la 105^e législature du Congrès, qui a pris fin en janvier 1999, les législateurs ont préconisé des politiques visant à restructurer l'industrie de l'électricité au niveau national. Certaines des propositions cherchaient simplement à enlever les obstacles fédéraux à la déréglementation ; d'autres cherchaient à restructurer globalement l'industrie à l'échelle nationale. Cette année au début de la 106^e législature, le Congrès a commencé à considérer la restructuration du secteur de l'électricité, suivant le dépôt de quatre projets de loi à cet égard jusqu'ici.

L'année dernière, le gouvernement Clinton s'est également engagé dans le débat américain par le lancement de ses propres propositions législatives. Le secrétaire à l'Énergie, Bill Richardson, a récemment informé le Congrès que le gouvernement avait remanié sa proposition de l'année dernière pour qu'elle réponde mieux aux attentes de la clientèle et que cette proposition inclura sans doute de nouvelles dispositions telles que la clarification du rôle de l'administration fédérale de la commercialisation de l'énergie sur un marché concurrentiel.

En 1998, l'Assemblée législative du Connecticut a adopté une loi ouvrant totalement son marché au détail d'ici juillet 2000. Le Connecticut a pris une voie législative vers la restructuration.

Après une série de négociations auprès d'intervenants clés et des modifications, le gouverneur a signé la loi d'intérêt public 98-28 le 6 mai 1998. Voici quelques-uns des éléments clés de la loi :

• accès au détail pour 35 % de la clientèle d'ici juillet 1999 et accès intégral d'ici juillet 2000 ;
  
  
• exigence voulant que les entreprises de service public dégroupent leurs unités fonctionnelles et séparent tous leurs biens de production ;
• subordination du recouvrement des frais irrécupérables à l'aliénation de tous les biens de production non nucléaires ;
  
  
• mise aux enchères publiques, d'ici le 1^er janvier 2004, des centrales nucléaires ;
  
  
• recouvrement de certains frais de transition par des redevances incontournables ;
  
  
• code d'éthique pour les compagnies de distribution ;
  
  
• effort global d'éducation de la clientèle ;
  
  
• redevance d'utilité publique pour compenser certains programmes d'intérêt public ;
  
  
• quotas de recours aux énergies renouvelables.

Maine

L'État du Maine a poursuivi des mesures de restructuration réglementaires et législatives. En juillet 1995, l'Assemblée législative du Maine a adopté une mesure législative qui impose à la Maine Public Utilities Commission (MPUC) d'étudier l'industrie et d'élaborer pour l'Assemblée législative des recommandations et un plan afin d'envisager l'instauration avant l'an 2000 de la concurrence sur les ventes au détail dans l'État. L'Assemblée législative du Maine s'est servie des recommandations de la MPUC lorsqu'elle a entrepris en 1997 l'étude des mesures législatives portant sur la restructuration du secteur de l'électricité, et le projet de loi portant sur la restructuration a été édicté en mai 1997.

Depuis lors, la MPUC a ouvert plusieurs dossiers en matière de réglementation portant sur des questions comme l'éducation des consommateurs, l'offre permanente, les marchés avec des installations admissibles et l'imposition d'un quota de recours aux ressources renouvelables. Les mesures législatives portant sur la restructuration n'obligent pas les principales entreprises de service public à déposer des plans de restructuration ou des conventions de règlement. Toutefois, les trois entreprises de service public doivent déposer et faire approuver leurs plans en matière d'aliénation de biens. Actuellement, les trois entreprises de service public ont choisi des acheteurs pour leurs biens.

Des éléments clés des mesures législatives du Maine portant sur la restructuration sont énumérés ci-dessous.

• Tous les clients auront accès à la vente au détail à compter du 1^er mars 2000.
  
  
• Les entreprises de service public doivent se départir de tous leurs biens de production avant mars 2000. Il n'est pas nécessaire de se défaire de la participation dans des centrales nucléaires, des marchés avec des installations admissibles ou des centrales à l'extérieur des États-Unis ; toutefois, l'énergie produite par ces installations doit être vendue ou vendue aux enchères.
  
  
• Les fournisseurs doivent être titulaires d'un permis de la MPUC.
  
  
• Un quota de recours aux ressources renouvelables de 30 % est également imposé jusqu'à l'an 2008 pour tous les fournisseurs dans l'État.
  
  
• La concurrence sera permise pour les services de comptage et de facturation (services complémentaires) à compter du 1^er mars 2001, au plus tard.
  
  
• Les entreprises de service public ont la possibilité d'obtenir une pleine compensation au titre des frais irrécupérables.
  
  
• Un code d'éthique doit être élaboré pour les entreprises affiliées à des compagnies de transport et de distribution.

Massachusetts

L'Assemblée législative du Massachusetts a adopté, en novembre 1997, un vaste projet de loi de restructuration, qui fournit à l'ensemble de la clientèle un accès au marché de détail depuis le 1^er mars 1998. Le Massachusetts a choisi de restructurer l'industrie de l'électricité en combinant réglementation et loi. En ce qui a trait à la réglementation, le Massachusetts a mené une enquête en deux étapes sur la restructuration. La première étape, qui a été conduite par le Department of Public Utilities (DPU), a défini les objectifs et les principes de l'élaboration d'un nouveau modèle pour l'industrie de l'électricité. La deuxième étape, menée aussi par le DPU, a abouti, en décembre 1996, à des recommandations qui ont été soumises à l'étude de l'Assemblée législative, laquelle entreprenait l'élaboration d'une loi sur la restructuration.

Après avoir reçu l'ordonnance finale du DPU, en janvier 1997, l'Assemblée législative du Massachusetts a entrepris l'étude d'une loi sur la restructuration. Avant l'adoption de cette loi, Boston Edison, Eastern Utilities Associates et New England Electric System ont conclu des conventions de règlement avec le DPU. Un grand nombre des éléments de ces conventions étaient similaires à la loi qui a été adoptée ultérieurement.

La loi du Massachusetts comprend les éléments clés suivants :

• libre choix pour l'ensemble de la clientèle le 1^er mars 1998 ;
  
  
• tarif conventionnel de maintien, pendant la transition, inférieur d'au moins 10 % ;
  
  
• réduction tarifaire de 15 % accordée par la compagnie de distribution en septembre 1999, moyennant l'approbation par le DTE d'une ordonnance de financement par titralisation ;
  
  
• recouvrement des frais de transition si une compagnie dépose un plan de restructuration et convient de se départir de ses biens de production non nucléaire ;
  
  
• aide aux personnes à faible revenu et service par défaut ;
  
  
• redevance obligatoire, en fonction des kilowatt heures, pour les activités liées à l'efficience énergétique ;
  
  
• quota de recours aux énergies renouvelables jusqu'en décembre 2009, au moins ;
  
  
• délivrance de permis à tous les fournisseurs d'électricité ;
  
  
• communication, par les fournisseurs, des tarifs, du dosage des formes d'énergie, des niveaux des émissions ainsi que des tarifs pour les personnes à faible revenu.

New Hampshire

Le New Hampshire a pris des moyens réglementaires et législatifs en vue de la restructuration et a abordé la question avant la plupart des autres États du Nord-Est.

Après que la New Hampshire Public Utilities Commission (NHPUC) a publié le plan, Northeast Utilities (NU) a intenté un procès ; l'entreprise soutenait que l'approche de la NHPUC pour la compensation au titre des frais irrécupérables enfreignait une entente antérieure avec l'État. Un juge fédéral du Rhode Island a prononcé en mars 1997 une injonction temporaire empêchant le plan de réglementation du New Hampshire pour la compensation au titre des frais irrécupérables. À l'heure actuelle, l'accès au marché de détail reste bloqué au New Hampshire en raison de la poursuite.

Bien que son sort ne soit pas encore décidé par les tribunaux, les éléments clés du décret définitif de restructuration du New Hampshire comprennent ce qui suit :

• séparation du service d'électricité au détail en services de production, de transport et de distribution ;
  
  
• modèle de marché hybride pour le nouveau marché, permettant des contrats bilatéraux et des achats sur un marché boursier ou un marché en temps réel ;
  
  
• aliénation des biens de production et des services de regroupement ou de commercialisation ;
  
  
• compensation partielle au titre des frais irrécupérables, les entreprises de service public dont les tarifs dépassent la moyenne régionale n'ayant pas droit au plein recouvrement ;
  
  
• service universel et par défaut ;
  
  
• redevance d'utilité publique pour protéger les programmes d'aide aux personnes à faible revenu ;
  
  
• règles de protection des consommateurs ;
  
  
• efforts d'éducation du public ;
  
  
• soutien pour les ressources d'énergie renouvelables assuré par la divulgation de la gamme des ressources et non par l'imposition de quotas d'énergie.

Rhode Island

Les consommateurs du Rhode Island peuvent choisir leur fournisseur d'électricité depuis janvier 1998. L'État a restructuré son industrie de l'électricité en 1996. Les éléments clés des mesures législatives sur la restructuration sont les suivants :

• tarifs séparés à compter de juillet 1997 ;
  
  
• offre permanente devant commencer au plus tard trois mois après le moment où 40 % des clients de la Nouvelle-Angleterre ont obtenu l'accès au marché de détail, et devant demeurer en vigueur jusqu'en 2009 ;
  
  
• entreprises de service public tenues de soumettre au moins 15 % de leurs biens de production non nucléaire à une évaluation au prix du marché en les louant, en les vendant, en se dédoublant ou par d'autres moyens ;
  
  
• pleine compensation au titre des frais irrécupérables visant les frais de transition incontournables entre la date de début de l'accès au marché de détail et l'an 2009 ;
  
  
• établissement des tarifs des compagnies de distribution en fonction du rendement ;
  
  
• élaboration par la commission des entreprises de service public de règles de conduite et imposition d'exigences de fiabilité pour les producteurs d'électricité non réglementés.

Vermont

Le Vermont est actuellement le seul État du Nord-Est qui n'a pas de plan de restructuration de l'industrie de l'électricité. Le Department of Public Service (DPS) du Vermont a commencé à envisager une restructuration en tenant une série d'ateliers en table ronde avec les intervenants pour discuter des questions relatives à la restructuration et pour formuler des objectifs et des principes qui orienteront la démarche de l'État. En même temps, le Public Service Board (PSB) du Vermont a aussi entrepris un processus de recherche sur la restructuration de l'industrie. Le PSB a tenu des ateliers et des réunions de concertation avec les parties intéressées, élaboré des énoncés de consensus, tenu des échanges d'information et des conférences techniques et rédigé un rapport afin d'orienter la démarche de l'Assemblée législative. Dans le rapport, les changements suivants sont recommandés :

• offre d'un choix à tous les consommateurs du Vermont ;
• aliénation de biens de production des entreprises de service public détenues par de grands investisseurs ;
• traitement équitable des frais irrécupérables grâce à des efforts d'atténuation des pertes et au partage des frais entre les contribuables et les actionnaires ;
• obligation pour les entreprises de service public détenues par des municipalités, des coopératives ou de petits investisseurs d'accorder le libre accès, mais non de procéder à une séparation fonctionnelle ;
• prise de mesures de protection des consommateurs ;
• programmes d'efficience énergétique rentable ;
• promotion de l'utilisation des ressources renouvelables par l'imposition d'un quota de ressources renouvelables non hydroélectriques ;
• promotion des normes environnementales nationales et régionales au moyen de la divulgation du fournisseur et de la comparabilité environnementale pour les installations d'origine plus ancienne ;
• création d'un organisme indépendant de gestion du réseau et d'une bourse d'énergie.

Même si l'Assemblée législative du Vermont a étudié en 1997 et en 1998 des projets de loi sur la restructuration, le président de la Chambre s'est prononcé au début de 1998 contre la restructuration de l'industrie et a empêché leur adoption, et la réglementation se heurte toujours à beaucoup d'opposition. En fait, plusieurs législateurs ont recommandé que l'État municipalise les trois entreprises privées de service public du Vermont.

New York

Toutes les principales entreprises de service public appartenant au secteur privé ont déposé et fait approuver leurs conventions de règlement en matière de restructuration. Chaque entreprise de service public a prévu un choix au détail ; des clients auront déjà accès à la vente au détail en 1998, alors que d'autres devront attendre jusqu'en 2002.

L'État de New York s'est occupé surtout de l'aspect réglementaire de la restructuration de l'industrie de l'électricité.

En mai 1996, la New York State Public Service Commission (NYPSC) a publié les recommandations suivantes :

• adopter un modèle souple de vente au détail au moyen d'une bourse d'électricité ;
• réduire les tarifs pour les consommateurs ;
• accroître le choix pour la clientèle ;
• maintenir la fiabilité des services ;
• conserver les programmes d'intérêt public au moyen d'une redevance d'utilité publique ;
• se fonder sur des demandes de décision portant sur les tarifs pour déterminer la compensation au titre des frais irrécupérables ;
• imposer aux compagnies de distribution l'obligation de fournir des services ;
• exiger que les entreprises de service public déposent avant le 1^er octobre 1996 des plans de restructuration et des prévisions tarifaires, aux fins d'approbation par la NYPSC.

Depuis l'ordonnance définitive de la NYPSC, six entreprises de service public de l'État de New York ont reçu l'approbation de leurs conventions de règlement en matière de restructuration. Contrairement à ce qui passe dans les États de la Nouvelle-Angleterre, chaque entreprise de service public de l'État de New York a une convention unique et différente.

Efforts internationaux de restructuration

Le comité a également reçu des renseignements sur les démarches de restructuration du secteur de l'électricité à l'échelle mondiale. Des réformes importantes ont été effectuées en Australie et en Nouvelle-Zélande, en Amérique du Sud et, surtout, partout dans l'Union européenne et en Scandinavie.

La Grande-Bretagne a privatisé son industrie de l'électricité en 1990, bien que la structure adoptée soit très semblable à la structure gouvernementale précédente. Depuis ce temps, la structure du secteur de l'électricité de la Grande-Bretagne a graduellement intégré la concurrence dans la vente au détail. D'ici la fin de l'année en cours, l'ensemble des consommateurs pourront choisir leur fournisseur d'électricité. Beaucoup de travail en Grande-Bretagne vise également la création d'une bourse privée de l'électricité, la réglementation axée sur le rendement et des questions liées à l'emprise sur le marché.

D'autres pays membres de l'Union européenne ont aussi effectué une restructuration, à divers degrés. En Espagne, par exemple, la loi sur l'électricité de l'Espagne, adoptée en novembre 1997, a jeté les bases de la restructuration de l'industrie de l'électricité du pays et prévoit notamment une transition graduelle vers une liberté totale de choix sur le marché de détail. En outre, conformément à une directive de l'Union européenne, signée en 1996, les pays membres sont tenus d'ouvrir 25 % de leurs marchés d'électricité aux nouveaux fournisseurs en février 1999. D'ici 2006, au moins un tiers des marchés de détail des pays membres devra être ouvert à la concurrence. Plusieurs pays, y compris la Suède, la Finlande et, comme il a déjà été mentionné, la Grande-Bretagne, offriront une concurrence complète dans la vente au détail d'ici l'année prochaine. D'autres pays, tels que la France, adoptent une méthode moins rapide. L'investissement privé dans de nouvelles centrales s'accroît déjà en Europe, et les prix dans l'Union européenne devraient s'uniformiser avec le temps, ce qui sera à l'avantage des consommateurs.

L'Australie et la Nouvelle-Zélande ont également restructuré leurs industries de l'électricité, passant des réseaux possédés et gérés par l'État à des réseaux privés. À la fin de 1996, un marché concurrentiel de gros, le New Zealand Electricity Market, a vu le jour. Le transport est assuré par TransPower, entreprise dérivée de la Electricity Corporation of New Zealand en 1993. Une bourse concurrentielle de l'électricité en gros a également été établie en Australie. Dans les deux pays, les organismes de réglementation se sont attaqués à des questions difficiles liées à l'emprise sur le marché. De même, l'Argentine et le Chili ont également restructuré leurs industries de l'électricité, qui appartenaient autrefois à l'État. En fait, le Chili a été le tout premier pays à restructurer son industrie de l'électricité, commençant le long processus de transition en 1980.

Figure 1