Gestion des contrats d’achat d’électricité

En 2008-2009, la SFIEO a continué à négocier des révisions à certains contrats conclus avec des producteurs privés d’électricité (PPE) pour que leurs termes soient compatibles avec le marché hybride de l’électricité. Le marché hybride est né de l’application de la Loi de 2004 sur la restructuration du secteur de l’électricité, qui prévoit la fixation des prix au moyen de différents mécanismes combinés – prix réglementés, prix fixés par contrat et prix du marché concurrentiel.

Des économies de coûts ont été réalisées en 2008-2009 en effectuant la gestion des contrats d’achat d’électricité conclus avec les PPE. La réduction de ces coûts a été de l’ordre de 1,8 million de dollars, à comparer à la baisse de 1,7 million de dollars en 2008, grâce à l’instauration de bénéfices sur les services auxiliaires, d’opérations différentielles en électricité et d’autres opérations ayant permis aux PPE de dépasser ou de modifier le niveau de production prévu par leurs contrats.

Auparavant, la SFIEO achetait de l’électricité aux termes de contrats conclus avec des PPE 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 ce passif serait éliminé sur douze ans, soit la durée d’application restante des contrats. Au 31 mars 2009, le passif lié aux contrats d’achat d’électricité était évalué à 2,2 milliards de dollars, à comparer à 2,6 milliards de dollars au 31 mars 2008.

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 1^er mai 2002, date de l’ouverture du marché, sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

Puisque le TDC de l’ancienne société Ontario Hydro a pris fin le 1^er 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 1^er mai 2002 jusqu’au 30 avril 2003 et c’est pourquoi il fait partie du calcul du CTM. Le 1^er mai 2003, et ce jusqu’au 31 mars 2005, ce rabais a été remplacé par celui, plus transparent, 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 de rabais à compter du 1^er 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 1^er avril 2005, le rabais temporaire de l’OPG relatif aux producteurs non prescrits a été établi. Selon ce rabais, l’OPG doit 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 1^er 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.

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 :

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