MARS 2009  
VOLUME 3 | NUMERO 1  
 
 
Mot du président

Face à l’ampleur de la crise
Se concerter et réagir ensemble

Par Carl Yank
Président du Conseil de l’AQCIE et
Directeur général, ERCO Mondial


Dans le dernier bulletin L’énergique, j’ai souligné la vitesse avec laquelle cette crise économique a frappé divers secteurs de l’économie et la virulence de ses impacts. Les industriels grands consommateurs du secteur manufacturier non seulement n’y ont pas échappé, mais ils ont été parmi les plus durement et profondément touchés par cette crise. De plus, comme si la situation n’était pas assez grave en elle-même, s’y ajoute la demande de Hydro-Québec à la Régie de l’énergie pour une augmentation de 2,2 % des tarifs d’électricité. Au premier abord, cela peut sembler une augmentation somme toute modeste, mais il faut comprendre que pour les entreprises grandes consommatrices, l’électricité représente de 20% à 60% de leurs coûts d’opération. Il faut aussi prendre conscience qu’au même moment les prix de vente de nos produits sont à la baisse, fortement dans certains cas. Des compromis sont requis de tous pour éviter le pire.

Depuis quelques mois, un consensus s’établit, à l’effet que cette crise sera d’une durée plus longue que prévu et que la reprise apportera de nouvelles réalités qui changeront certaines de nos industries. Mais avant de penser à l’après crise, il y a un besoin urgent d’assurer la survie des industriels durant cette crise.

Les représentants de l’AQCIE ont intensifié leurs activités pour rallier les divers intervenants de l’énergie électrique. Je participe d’ailleurs au comité de vigie du ministère du développement économique, de l’innovation et de l’exportation (MDEIE), qui est présidé par le sous-ministre M. Gilles Demers. Ce groupe échange à toutes les semaines afin d’apporter au ministre Bachand les plus récentes informations du secteur manufacturier.

L’AQCIE, de concert avec les autres associations industrielles sectorielles et Hydro-Québec sont membres du Groupe de travail du MDEIE sur le coût de l’électricité et discutent d’activités qui seraient susceptibles d’améliorer la compétitivité des industriels du Québec.

Cellule de crise à Hydro-Québec

Plus récemment, en suivi à une rencontre avec le président de Hydro-Québec Distribution, M. André Boulanger, une cellule de crise a été formée. Cela démontre bien le sérieux de la situation et l’intention des intervenants publics de la suivre de près.

Le 6 février 2009, l’AQCIE et le CIFQ ont rencontré Hydro-Québec Distribution afin d’obtenir des allègements, qui aideraient les grands consommateurs industriels d'électricité à passer à travers la présente crise économique. L'industrie souhaite notamment obtenir plus de flexibilité dans ses relations contractuelles avec Hydro-Québec afin d'apporter au besoin des aménagements en fonction de la production pour minimiser les inconvénients pour les entreprises.

Hydro-Québec Distribution a mis en place cette cellule de crise, composée des représentants de l'AQCIE et du CIFQ. Une première rencontre de remue-méninges a eu lieu le 20 février 2009 et une prochaine rencontre est prévue le 10 mars 2009.

Dans la mesure où les propositions découlant des travaux de la cellule de crise nécessitaient des modifications réglementaires, la Régie en serait saisie.

Pour une meilleure prévision de la demande

Par ailleurs, compte tenu du contexte actuel, où les besoins des entreprises peuvent varier très rapidement et afin de permettre à Hydro-Québec de mieux gérer ses approvisionnements, il a été convenu d'établir un échange plus serré d'informations : dans un premier temps, Hydro-Québec précisera ses besoins à ce chapitre, puis l'industrie préparera une prévision de la reprise de l'activité industrielle par secteur.


Assemblée générale annuelle AQCIE
Centre Mont-Royal
2200 Mansfield, Montréal
19 mars 2009 à 8 h 00


Chers membres,

Même si vos horaires sont chargés, il est extrêmement important que vous preniez le temps de participer à cette assemblée où il sera question des conséquences du contexte économique actuel et des solutions de rechange pour diminuer le fardeau de la facture électrique de vos usines.


Quelle est la valeur de renonciation de notre électricité ?
Par Nicolas Dalmau
Directeur Énergie Alcoa Canada
Membre du CA de l’AQCIE

Avant la vague de déréglementation des marchés d’électricité dans plusieurs états américains ainsi que dans quelques provinces canadiennes, il était beaucoup plus aisé d’établir la valeur de renonciation de notre électricité puisque les contrats de long terme qui étaient alors signés permettaient d’en connaître le prix sur une longue période. Ainsi, avant de s’engager dans des travaux pour construire un barrage ou une centrale, il était possible de savoir à combien pouvait être vendue l’électricité qui y serait produite. Cette information, qui était souvent publique, était aussi largement commentée par les journalistes et éditorialistes, qui suivaient les dossiers relatifs au développement hydroélectrique. On se souviendra ainsi des fameux contrats, du temps de la ministre Lise Bacon avec certaines juridictions américaines, qui ont été annulés suite aux pressions des groupes autochtones à New York.

Depuis la déréglementation sur les marchés limitrophes de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick et du Nord-Est américain, il est extrêmement difficile d’établir un étalon de mesure (benchmark) de ce que pourrait être le prix de notre électricité sur une très longue période de temps. D’ailleurs, selon certains experts, le développement d’infrastructures significatives de production est fonction des contrats de long terme. On peut donc mentionner que depuis la déréglementation des années 1990, peu de projets d’envergure ont eu cours. Ce besoin de développement commence à se faire sentir avec les scénarios de prévision de la demande à très long terme.

En l’absence d’un tel prix étalon et la nature ayant horreur du vide, il se trouve de savants observateurs pour en établir un à leur manière. Ainsi, le journaliste Jean-Marc Carpentier prétend qu’il faut baser cette valeur sur les coûts de réfection, en Ontario, des centrales nucléaires pour remplacer celles beaucoup plus polluantes au charbon et au mazout. Ce raisonnement l’a amené à fixer le coût à 12 ¢/kWh. Autrement dit, son raisonnement est à l’effet que comme il en coûterait 12 ¢/kWh à l’Ontario pour procéder à la mise à niveau de ses centrales nucléaires, la province serait prête à acheter toute électricité qui lui serait vendue, via des ententes à long terme, à un prix équivalent à 12 ¢/kWh. Cela nous semble bien fallacieux, d’autant que rien ne dit que l’Ontario ne préfèrera pas à ce prix investir dans des infrastructures sur son propre territoire et ainsi assurer son indépendance énergétique, surtout en ce qui concerne ses besoins de base. De plus, il nous semble bien improbable que l’Ontario accepte de payer l’équivalent de ses coûts évités à long terme dans de telles ententes.

Revenir aux contrats de long terme?

Face à cette situation, plusieurs observateurs estiment qu’il faudrait revenir à la situation qui prévalait avant la déréglementation, à l’époque des contrats de long terme. Cela nous semble un exercice périlleux eu égard à l’absence de mécanismes actuellement en place dans le marché pour établir un juste prix à long terme.

D’abord, depuis la déréglementation et la division fonctionnelle d’Hydro-Québec qui s’en est suivie, c’est le Distributeur qui est responsable de l’approvisionnement des usagers québécois, et pour combler les besoins au-delà des volumes patrimoniaux, il est allé en appel d’offres il y a quelques années et a conclu des ententes de long terme, ce qui nous donnait une bonne indication de la valeur de notre électricité. Cependant, comme le Distributeur doit gérer par les temps qui courent des surplus considérables, et ce jusqu’en 2020 et peut-être même au-delà, le Distributeur n’aura donc plus recours à ces appels d’offres de long terme pour plusieurs années.

Ensuite, la volatilité extrême sur les marchés où se transige notre électricité rend le «pricing» à long terme pratiquement impossible à établir. Aucun modèle économétrique ne peut fournir de données fiables tant les variations sont grandes, fréquentes et impossibles à prédire en raison de la volatilité de l’offre et de la demande

Qui plus est, Énergie renouvelable Brookfield est aussi d’avis qu’en raison de l'absence dans le marché d'ententes à long terme due à la dérèglementation des marchés et aux nouvelles règles afférentes, notamment au Québec, le marché est devenu peu propice au développement de centrales marchandes. C'est parce que le marché de moyen/long terme, selon eux, demeure peu liquide après 2 ou 3 ans et que les perspectives de prix nets à long terme, à l’horizon 2020 ne sont pas attrayantes. Sur les marchés de la Nouvelle-Angleterre et New York, en tenant compte des risques inhérents aux opérations et à l’accès au marché, ils évaluent le prix à l'exportation à 50,90 $/MWh. On se rappellera que Brookfield est un chef de file de l’énergie hydroélectrique dont les actifs se chiffrent à plus de 10 milliards $, qui gère 159 centrales sur le continent pour une puissance totale de 3500 MW.

Où se trouve la solution?

C’est au moment où il faudra construire de nouvelles centrales que la pression va être forte en faveur des contrats de long terme, car pour financer de nouvelles infrastructures, il faudra pouvoir garantir des revenus à long terme, donc un prix de vente fixé par entente. Ce sera alors un moment de vérité.

Mais dans le contexte actuel on voit difficilement comment on peut justifier, comme le prétendent certains observateurs, qu’un prix de 12 ¢/kWh peut se matérialiser sur le long terme alors que la moyenne des prix transigés sur les marchés de court terme pour les trois dernières années, oscille autour de 5 ¢/kWh, ne dépassant pas 6 ¢/kWh. Si Hydro-Québec Production a été en mesure d’obtenir un meilleur prix, c’est grâce aux échanges rendus possibles en utilisant nos réservoirs comme levier et en maximisant les ventes à l’exportation durant les heures payantes.


L’électricité interruptible chez les industriels, un programme qui bénéficie à tous les usagers québécois
Par Luc Boulanger
Directeur exécutif de l’AQCIE

Hydro-Québec a eu recours aux industriels québécois à plusieurs reprises cet hiver pour gérer sa pointe hivernale qui a atteint un record historique. En effet, le 15 janvier dernier, alors que la température était de -26 degrés Celsius, la demande a atteint 37 220 MW dépassant la pointe historique de 36 268 MW. Et comme on dit souvent qu’un malheur n’arrive jamais seul, au même moment un apport de 1000 MW en provenance de Churchill Falls faisait défaut. Tous les outils de gestion des approvisionnements ont donc été mis à contribution y inclus un appel à la population de diminuer la consommation d’énergie. Il n’en fallait pas plus pour motiver certains observateurs à commenter la question. Certaines de ces interventions laissaient croire que les industriels profitaient indûment de la situation ou encore que Hydro-Québec ne s’acquittait pas correctement de ses obligations.

Ce qui est déplorable, c’est qu’en fait ces commentaires ont confondu, comme cela arrive trop souvent puissance et énergie. Car il faut bien comprendre que ce dont Hydro-Québec avait besoin pour satisfaire la demande au moment de la situation décrite plus haut, c’était de l’énergie et il faut savoir que l’énergie s’achète sur les marchés et s’exprime généralement en $ par mégawatt/heure ou en ¢ par kilowatt/heure. Évidemment, pour produire de l’énergie, on a besoin d’avoir accès à une machine qui, elle, détient une capacité (puissance) de produire de l’énergie et cette capacité s’exprime en MW ou en kw, pour une petite quantité.

Pour assurer la fourniture de l’électricité à tous ses usagers durant sa pointe hivernale, et aussi pour satisfaire aux exigences des autorités compétentes, Hydro-Québec Distribution doit s’assurer de disposer, avant l’arrivée de l’hiver, de la puissance suffisante, avec une marge de manœuvre en cas de bris d’équipement, pour approvisionner toute l’électricité requise.

Des prix inférieurs au marché

C’est ainsi qu’au cours de l’été 2008, les industriels et Hydro-Québec en sont venus à une entente, approuvée ultérieurement par la Régie de l’énergie, pour mettre de la puissance à la disposition d’Hydro-Québec. Le prix établi a alors été basé sur les conditions de marché qui prévalaient, soit 2,50$/kW pour chacun des mois d’hiver. De ce prix, on a retranché 15 %, ce qui donnait une compensation totale de 8,50 $ (au lieu de 10 $) pour chaque kW mis à la disposition d’Hydro-Québec pour les quatre mois d’hiver 2009 (décembre à mars).

Pour ce qui est de la composante énergie, les kWh (ou MWh), l’entente négociée tenait aussi compte des prix d’énergie, qui se transigent sur les marchés de court terme en examinant aussi bien l’historique des prix que les prévisions « futures ». On en est arrivé à établir le prix à 12¢/kWh,

Une alternative économique pour les usagers

Il est bien évident qu’il est pas mal plus économique pour Hydro-Québec de se procurer sur les marchés l’énergie nécessaire pour satisfaire les besoins de la pointe, qui ne durent que quelques dizaines d’heures, que de construire des équipements spécifiquement dédiés à cette fin, qui seraient inopérants à longueur d’année. D’autant plus que les marchés offrent effectivement des moyens de gestion de cette pointe hivernale.

Durant cette période, il n’est pas rare que les prix pointent à 300 $/MWh (30¢/kWh) et même plus. C’est effectivement ce qui est arrivé cette année, et c’est le prix qui a été payé aux industriels, qui ne participaient pas au programme interruptible ou encore à ceux qui ont été en mesure de fournir au-delà des ententes les liant au Distributeur. C’est ainsi que 500 MW de puissance additionnelle ont pu être fournis pour alléger la charge durant la pointe. Le journal La Presse rapportait de plus que 850 MW ont aussi été fournis sans frais par RioTinto Alcan.

Au-delà des questions strictement monétaires, les grands industriels ont prêté main forte en bons citoyens corporatifs, comme le mentionnait d’ailleurs Hydro-Québec dans une lettre acheminée à l’AQCIE. M. Carl Yank, président du conseil de l’AQCIE, mentionnait notamment dans un communiqué de presse émis suite aux efforts déployés que pour les usines, les interruptions de production « comportent de grands risques en termes de bris d’équipement et cela génère des coûts qui dépassent souvent le prix payé par la société d’État pour l’électricité rendue disponible ». 

Un prix qui n’a strictement rien à voir avec le prix payé à l’usine

Il est totalement erroné et inapproprié de faire un lien entre le prix payé par Hydro-Québec pour qu’une usine interrompe ses activités et le prix que cette usine paie en mode consommation. Une interruption équivaut à un moyen de gestion des approvisionnements, et les coûts marginaux d’approvisionnement sont généralement plus élevés que le prix payé par le consommateur résidentiel. Ce qui importe ici, c’est de prendre les mesures pour gérer la pointe hivernale de la façon la plus sécuritaire possible et au meilleur coût. C’est ce que Hydro-Québec a fait cette année, comme toutes les autres années auparavant, en mettant à contribution tous les moyens dont elle dispose.


QUOI DE NEUF À LA RÉGIE ?

Toujours en attente d’une décision de la Régie sur les
tarifs d’électricité
Par Luc Boulanger
Directeur exécutif de l’AQCIE

Généralement, la décision de la Régie sur les tarifs est rendue vers le milieu ou la fin février de l’année en cours pour donner le temps nécessaire à Hydro-Québec d’ajuster sa programmation pour une implantation le 1er avril. L’an dernier, la Régie rendait sa décision le 26 février. Bien que la Régie n’ait aucune obligation de rendre une décision à une date précise, elle agit tout de même avec célérité pour permettre une transition souple entre les régimes tarifaires qu’elle approuve.

On se rappellera que cette année, les hausses tarifaires de 2,2 %, demandées par le Distributeur ne sont pas justifiées par des besoins de fonds additionnels au budget capital ou encore aux charges d’exploitation. Ce sont des revenus supplémentaires qui sont requis pour tenir compte d’une série d’ajustements comptables dont la très grande proportion concerne une radiation brutale d’actifs devenus désuets. Nous avons proposé des solutions alternatives qui n’ont pas d’impact à la hausse sur les tarifs. En fait, nos recommandations en matière d’amortissement, couplées avec une prévision plus réaliste des prix de pétrole pour 2009 donneraient plutôt lieu à une baisse uniforme de 0,5 % des tarifs pour l’ensemble des usagers.

Il va sans dire que dans le contexte de la présente crise économique et des difficultés auxquelles font face nos entreprises, nous attendons cette décision avec beaucoup d’intérêt.

Le plan d’ensemble de l’Agence d’efficacité énergétique (AEÉ)

La Régie a tenu des audiences, en janvier, qui avaient pour but d’approuver le premier plan d’ensemble de l’AEÉ. Cet exercice a dû être éprouvant pour l’Agence qui devait s’y soumettre pour la première fois. Les intervenants usuels devant la Régie ont quant à eux une bonne dizaine d’années d’expérience avec le processus d’audiences publiques et l’approche utilisée a été aussi rigoureuse que celle utilisée dans les autres dossiers sous étude devant la Régie, notamment les requêtes tarifaires des distributeurs.

Il nous est apparu manifeste que l’AEÉ a déployé des efforts vraiment significatifs pour élaborer son premier plan d’ensemble, mais beaucoup de questions demeurent sans réponse. Ce que nous trouvons étrange, c’est que le ministre responsable exige toujours que le 2e plan soit déposé le 30 juin prochain alors que la décision sur le premier plan ne sera pas vraisemblablement rendue dans un laps de temps qui en permettra l’intégration avant de commencer le deuxième exercice. Nous sommes d’avis qu’il aurait été plus productif de surseoir à cette obligation pour donner le temps d’intégrer les décisions qui seront prises suite aux audiences portant sur le premier plan.

Nous avons constaté une très grande ouverture de l’AEÉ pour discuter avec les intervenants afin d’identifier des solutions, des méthodes et des programmes qui répondront aux besoins. Nous nous sommes cependant opposé à l’idée d’une cause commune pour étudier en même temps le plan global d’efficacité énergétique des distributeurs avec celui de l’AEÉ. Les motifs que nous avons invoqués sont à l’effet que les plans des distributeurs doivent être examinés dans le contexte des dossiers tarifaires parce qu’ils ont des impacts sur les tarifs et sur la gestion de la demande. Il y a aussi ce que nous avons appelé la maturité règlementaire alors qu’il y a un long historique derrière les plans globaux et que l’agence en est à ses premières armes avec encore beaucoup de principes règlementaires à établir. Finalement, l’ « oversight » exercé par la Régie dans les deux plans ne nous apparaît pas le même.

En cours d’audience, il y a eu beaucoup d’interventions sur le concept de guichet unique chez l’AEÉ pour la clientèle. Nous avons finalement pris position là-dessus en soumettant que le concept devrait plutôt être celui d’un guichet universel où l’AEÉ dirige la clientèle vers le programme approprié, que ce soit un programme de l’AEÉ ou celui d’un distributeur. Ce qui n’empêche pas les distributeurs dans leur relation avec la clientèle d’agir de la même façon.

Finalement, l’orientation de l’AEÉ en matière d’allocation de coûts est sensiblement conforme à nos attentes et là encore, certaines questions demeurent en suspens jusqu’à ce que les consultations et les travaux s’accomplissent.

 
     
  L’ÉNERGIQUE est le bulletin d’information de l’AQCIE. Il est publié quatre fois par année à l’intention des membres et partenaires de l’Association. Toute reproduction est autorisée à condition d’en mentionner la source et de nous en informer au dg@aqcie.org