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Société financière de l'industrie de l'électricité de l'Ontario
  
 

Gestion des contrats d'approvisionnement en électricité


La SFIEO a continué à surveiller et à mettre en œuvre le contrat de soutien éventuel conclu entre la SFIEO et l’OPG pour assurer la fiabilité et la disponibilité des centrales alimentées au charbon de Lambton et de Nanticoke. Tous les coûts nets que pourrait encourir la SFIEO dans le cadre de ce contrat seraient assumés par les consommateurs. L’accord de soutien éventuel est entré en vigueur le 1er janvier 2009, lorsque l’OPG a mis en place une stratégie visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre de ses centrales à charbon, à la demande de la Province.

La SFIEO assure la gestion des contrats d’achat d’électricité (CAÉ) conclus avec les PPE dans le but de réaliser des économies et de réduire les coûts pour les contribuables par la négociation de réductions de la consommation, d’ententes sur la production supplémentaire d’électricité, ainsi que d’autres opérations permettant de modifier l’horaire de production prévu par les contrats.

Des économies de coûts ont été réalisées en 2010-2011 dans le cadre de la gestion des contrats d’achat d’électricité conclus avec les PPE. La réduction de ces coûts a été de l’ordre de 3,0 millions de dollars, à comparer à la baisse de 7,6 million de dollars en 2009-2010, grâce à l’instauration de bénéfices sur les services auxiliaires, de réduction de la consommation, d’opérations différentielles en électricité et d’autres opérations ayant permis aux PPE de modifier l’horaire de production prévu par leurs contrats.

Auparavant, la SFIEO achetait de l’électricité aux termes des clauses contractuelles et la vendait aux prix du marché, qui étaient inférieurs au prix coûtant. Mais, depuis le 1er janvier 2005, la Société reçoit des contribuables les prix réels des contrats d’électricité et elle ne subira plus de pertes sur ces contrats d’achat d’électricité. À cette date, le ministre des Finances avait estimé que la plus grande part du passif serait éliminée sur douze ans, soit la durée d’application restante des contrats. Au 31 mars 2011, le passif lié aux contrats d’approvisionnement d’électricité était évalué à 1,5 milliard de dollars, à comparer à 1,9 milliards de dollars au 31 mars 2010.

Tarif direct au consommateur de Ontario Hydro

Un grand nombre des CAÉ se servaient du tarif direct au consommateur (« TDC ») de Ontario Hydro comme indice des prix.

Des TDC distincts ont été établis par l’ancienne société Ontario Hydro pour les clients branchés à 230 kV, 115 kV et moins de 115 kV. Les TDC de Ontario Hydro pour 230 kV et 115 kV, à partir de 1988 jusqu’au 1er mai 2002, date de l’ouverture du marché, sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

  1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
TDC 115 kV 3,4108 3,6341 3,8489 4,2042 4,6864 5,0761 5,0761 5,0369
TDC 230 kV 3,3766 3,5971 3,8078 4,1659 4,6398 5,0241 5,0241 4,9848

 

  1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
115 kVDCR 5,0369 5,0369 5,0369 5,0369 5,0369 5,4454 5,7369
230 kV DCR 4,9848 4,9848 4,9848 4,9848 4,9848 5,3933 5,6848

Puisque le TDC de l’ancienne société Ontario Hydro a pris fin le 1er mai 2002, lors de l’ouverture du marché de l’électricité de l’Ontario, il a été nécessaire d’établir un TDC de remplacement aux fins de l’administration des CAÉ.

Le conseil d’administration de la SFIEO a approuvé le remplacement du TDC proposé dans le document de travail daté du 24 juin 2002, devant servir d’indice des prix lors de la révision des CAÉ. On fait référence à l’indice de remplacement comme étant le nouveauTDC.

Comme le nouveauTDC définitif ne peut être calculé pour une année tant qu’on ne dispose pas des données sur le marché de l’électricité de l’année en question nécessaires pour le calcul de l’indice, un nouveauTDC provisoire est calculé au début de chaque année, un nouveau TDC intérimaire est calculé au 30 juin de chaque année et un nouveauTDC définitif est calculé après la fin de l’année lorsqu’on dispose de toutes les données nécessaires. Le calcul des nouveauxTDC est indiqué dans le document de travail.

CALCUL DU nouveauTDC

Éléments du CTM

Comme l’explique le document de travail, le nouveauTDC est calculé à partir du coût total du marché (« CTM ») de l’électricité livrée sur une base garantie de facteur de charge de 100 % à un participant au marché de gros raccordé à une tension de 230 kV ou de 115 kV ou encore de moins de 115 kV. À l’ouverture du marché, le CTM comprenait les éléments suivants dont le total et la moyenne étaient établis sur un an :

  • Le prix horaire de l’énergie en Ontario (PHEO)
  • Les frais de service du marché de gros, comprenant :
    • Les frais de règlement de la hausse horaire
    • Les frais de la hausse mensuelle
    • Les frais d’administration de la SIGMÉ (aujourd’hui la SIERE)
    • La protection des tarifs aux consommateurs d’électricité en milieu rural ou en région éloignée
  • Les frais de service de transport (réseau, branchement et transformation selon la tension)
  • La redevance de la liquidation de la dette
  • Le rabais de l’OPGI octroyé dans le cadre de l’Entente sur l’atténuation de l’emprise du marché (EAEM)

Depuis le début de l’ouverture du marché les éléments qui composent le CTM ont été actualisés.

Le rabais de l’OPG octroyé dans le cadre de l’Entente sur l’atténuation de l’emprise du marché (« EAEM ») a été appliqué du 1er mai 2002 jusqu’au 30 avril 2003 et c’est pourquoi il fait partie du calcul du CTM. Le 1er mai 2003, et ce jusqu’au 31 mars 2005, ce rabais a été remplacé par celui, octroyé dans le cadre du plan dit « Business Protection Plan Rebate » (BPPR), après le dépôt du projet de loi 210, la Loi de 2002 sur l’établissement du prix de l’électricité, la conservation de l’électricité et l’approvisionnement en électricité.

La Loi de 2004 sur la restructuration du secteur de l’électricité (projet de loi 100) a permis de mettre en place un nouveau mécanisme à compter du 1er janvier 2005, appelé l’ajustement global. L’ajustement global tient compte de la différence entre le total des paiements effectués à des producteurs détenant un contrat (y compris les PPE et les producteurs soumissionnaires de l’Office de l’électricité de l’Ontario), les contrats de réduction de la charge et les producteurs OPG réglementés (producteurs prescrits) ainsi que tout revenu de marché compensatoire. En outre, à compter du 1er avril 2005, le rabais temporaire de l’OPG relatif aux producteurs non prescrits a été établi. Selon ce rabais, l’OPG devrait faire des paiements aux consommateurs pour des revenus supérieurs aux montants indiqués générés par le biais des producteurs non prescrits au cours de la période commençant le 1er avril 2005 et se terminant le 30 avril 2009. On trouvera plus de détails sur ces rabais et sur la façon dont il en est tenu compte dans le calcul du CTM dans la note de service intitulée Calcul du CTM – l’ajustement global et le rabais relatif aux producteurs non prescrits.

À compter de 2011, l’affectation de l’ajustement global aux clients a changé. Avant 2011, l’ajustement global était affecté à tous les consommateurs en fonction de leur consommation énergétique. Toutefois, en date du 1er janvier 2011, une modification au règlement 429/04 a ainsi établi deux catégories de consommateurs : les consommateurs de catégorie A, dont la consommation mensuelle moyenne dépasse 5 MW, et les consommateurs de catégorie B. Le CMT est calculé de manière à refléter l’affectation de l’ajustement global aux participants du marché de gros selon un facteur de charge de 100 % en vertu du règlement modifié.

Plus de précisions concernant le changement relatif à l’affectation de l’ajustement global sont communiquées dans la note de service de Navigant Consulting intitulée Modification de l’affectation de l’ajustement global.

Une source de données améliorée pour les frais de service du marché de gros

La source de données pour les chiffres de la hausse mensuelle utilisés dans le calcul du CTM a aussi été améliorée, donnant lieu à un léger changement aux montants du nouveauTDC pour 2002 et 2003 qui avaient été préalablement publiés.

Depuis l’ouverture du marché et jusqu’en mai 2003, les frais de la hausse mensuelle n’étaient indiqués que dans l’article 1.6 du rapport mensuel de la SIERE et ce chiffre a été utilisé dans le calcul du CTM. Après mai 2003, dans son sommaire mensuel du marché, la SIERE a commencé à publier d’autres frais de la hausse mensuelle dans le tableau récapitulatif intitulé « Summary of Wholesale Market Electricity Charges in Ontario’s Competitive Market Place » (sommaire des frais de service du marché de gros dans le marché concurrentiel de l’Ontario), qui se trouve actuellement dans l’article 8 du rapport. Les représentants de la SIERE ont fait savoir que les chiffres de la hausse mensuelle figurant à l’article 8 comprennent des frais et des rabais divers en plus des frais figurant à l’article 1.6. Ces frais et rabais divers s’appliquant directement aux clients branchés, il a été décidé que le calcul du CTM serait actualisé en y incorporant le chiffre de la hausse mensuelle de l’article 8 afin d’être compatible avec le document de travail. On trouvera plus de détails sur le changement apporté à la source de données pour la hausse mensuelle et l’incidence du nouveauTDC (115 kV et 230 kV) pour les années 2002 et 2003 dans la note de service intitulée Amélioration au calcul du nouveauTDC de 2002 et 2003.

Le nouveauTDC

Le nouveauTDC pour 115 kV et 230 kV en cents/kWh se présente comme suit :

  115 kV 230 kV Documents à l’appui
Définitif 2002 5,8678 5,8272 Amélioration au calcul du nouveauTDC de 2002 et 2003,
septembre 2005 (PDF)
Définitif 2003 5,9828 5,9597
Définitif 2004 6,0848 6,0790 Calcul du nouveauTDC définitif de 2004,
7 septembre 2005 (PDF)
Définitif 2005 6,4410 6,4410 Calcul du nouveauTDC définitif de 2005,
20 avril 2006 (PDF)
Définitif 2006 6,6377 6,6377 Calculs du nouveauTDC définitif de 2006 et du nouveauTDC intérimaire de 2007, juillet 2007 (PDF)
Définitif 2007 6,8616 6,8616 Calculs du nouveauTDC définitif de 2007,
10 juillet 2008 (PDF)
Définitif 2008 6,8616 6,8616 Calculs du nouveauTDC définitif de 2008,
12 juin 2009 (PDF)
Définitif 2009 7,1725 7,1725 Calculs du nouveauTDC définitif de 2009,
3 août 2010 (PDF)
Définitif 2010 7,6383 7,6383 Calculs du nouveauTDC définitif de 2010,
11 août 2011 (PDF)
Intérimaire 2011 7,7211 7,7211 Calculs nouveauTDC intérimaire de 2011, 25 août 2011 (PDF)

Pour plus de renseignements sur le calcul du nouveauTDC, veuillez communiquer avec : investor@oefc.on.ca.