Conséquences de la hausse du prix du gaz naturel pour la centrale de Bécancour

Selon le contrat signé avec TCE, Hydro-Québec assume le coût des achats de gaz naturel et en supporte donc le risque associé à la fluctuation des prix à long terme. Au moment de l’annonce des résultats de l’appel d’offres, HQ évaluait le coût de production pour l’offre TCE / Bécancour à 6,014 ¢/kWh selon les prévisions du prix à long terme du gaz naturel dont il disposait à l’époque. Depuis, les prix du gaz naturel et les prévisions de prix à long terme n’ont cessé d’augmenter.

Selon notre simulation, Hydro-Québec devra assumer un surcoût de 800 millions de dollars (dollars constants de 2006) en raison de l’augmentation du prix du gaz naturel à long terme. Ce montant représente la valeur actuelle, pour Hydro-Québec, de l’augmentation des prix du gaz naturel à long terme au moment de la mise en service de la centrale de Bécancour.

Par ailleurs, Hydro-Québec demeure pleinement vulnérable aux fluctuations des prix du gaz naturel et pourra encourir des pertes plus importantes si les prix de long terme s’avèrent plus élevés que les prévisions, comme cela s’est produit au cours des dernières années. À titre illustratif, si on suppose que le prix du gaz naturel prévu pour l’année 2006 est maintenu et indexé sur la durée du contrat, le surcoût pour Hydro-Québec augmenterait alors à 2 milliards de dollars.

Notre analyse de sensibilité effectuée sur un ensemble de variables démontre par ailleurs que le prix du gaz naturel est de loin le facteur de risque le plus important pour une centrale au gaz naturel. D’une part, une fluctuation du prix du gaz naturel aura un impact plus grand sur le coût unitaire de l’énergie produite par la centrale qu’une fluctuation proportionnellement équivalente des autres coûts importants. D’autre part, une telle fluctuation est beaucoup plus probable pour les prix du gaz naturel, qui connaissent depuis plusieurs années une très grande volatilité, que pour les autres coûts qui peuvent être évalués avec une grande précision compte tenu de la maturité de la technologie utilisée et de son déploiement à grande échelle.

Or, contrairement à d’autres facteurs de risque tels les coûts de construction, les coûts d’opération et de maintenance ou les coûts en capitaux, qui sont assumés par le promoteur, le risque lié aux prix du gaz naturel est assumé par Hydro-Québec.

La présente étude démontre l’importance du risque associé à la fluctuation des prix du gaz naturel dans l’évaluation du coût unitaire de l’électricité produite par une centrale au gaz naturel. Comme ce risque est majeur et hors du contrôle des promoteurs de centrales thermiques, ces derniers transfèrent généralement le risque aux acheteurs d’électricité. Le contrat entre Hydro- Québec et TransCanada Energy Limited pour la centrale de cogénération à Bécancour laisse entrevoir une dynamique courante dans les partenariats public-privé, soit un transfert de risques important vers le secteur public lorsque de tels risques existent.

Il devient dès lors trompeur de comparer le coût de l’électricité produite par une centrale au gaz à l’électricité d’autres sources, telles que l’éolien ou l’efficacité énergétique, puisque ces sources alternatives offrent des coûts beaucoup plus stables, voire fixes.

Le coût lié à l’incertitude du prix du gaz naturel devrait être quantifié et intégré dans l’évaluation des coûts de la filière thermique, surtout lorsque les coûts de cette filière sont comparés aux coûts de filières alternatives. Par exemple, lors des appels d’offres futurs d’Hydro-Québec, le prix des soumissions pour des projets de gaz naturel devrait être ajusté pour tenir compte du risque dans la mesure où ce risque n’est pas assumé en totalité par le promoteur. Au moment de l’établissement des budgets en efficacité énergétique par Hydro-Québec et de leur étude subséquente à la Régie de l’énergie, le coût évité utilisé pour juger de la rentabilité des programmes, s’il est basé sur le coût de l’électricité produite par une centrale au gaz naturel, devrait aussi intégrer le risque associé à la volatilité du prix du combustible.

En intégrant le coût lié à cette incertitude du prix réel de l’électricité produite, et en quantifiant également les principales externalités dont les émissions de gaz à effet de serre, les filières conventionnelles cesseraient de profiter d’un avantage indu et artificiel au détriment des filières d’énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique.

Selon le contrat signé avec TCE, Hydro-Québec assume le coût des achats de gaz naturel et en supporte donc le risque associé à la fluctuation des prix à long terme. Au moment de l’annonce des résultats de l’appel d’offres, HQ évaluait le coût de production pour l’offre TCE / Bécancour à 6,014 ¢/kWh selon les prévisions du prix à long terme du gaz naturel dont il disposait à l’époque. Depuis, les prix du gaz naturel et les prévisions de prix à long terme n’ont cessé d’augmenter.

Selon notre simulation, Hydro-Québec devra assumer un surcoût de 800 millions de dollars (dollars constants de 2006) en raison de l’augmentation du prix du gaz naturel à long terme. Ce montant représente la valeur actuelle, pour Hydro-Québec, de l’augmentation des prix du gaz naturel à long terme au moment de la mise en service de la centrale de Bécancour.

Par ailleurs, Hydro-Québec demeure pleinement vulnérable aux fluctuations des prix du gaz naturel et pourra encourir des pertes plus importantes si les prix de long terme s’avèrent plus élevés que les prévisions, comme cela s’est produit au cours des dernières années. À titre illustratif, si on suppose que le prix du gaz naturel prévu pour l’année 2006 est maintenu et indexé sur la durée du contrat, le surcoût pour Hydro-Québec augmenterait alors à 2 milliards de dollars.

Notre analyse de sensibilité effectuée sur un ensemble de variables démontre par ailleurs que le prix du gaz naturel est de loin le facteur de risque le plus important pour une centrale au gaz naturel. D’une part, une fluctuation du prix du gaz naturel aura un impact plus grand sur le coût unitaire de l’énergie produite par la centrale qu’une fluctuation proportionnellement équivalente des autres coûts importants. D’autre part, une telle fluctuation est beaucoup plus probable pour les prix du gaz naturel, qui connaissent depuis plusieurs années une très grande volatilité, que pour les autres coûts qui peuvent être évalués avec une grande précision compte tenu de la maturité de la technologie utilisée et de son déploiement à grande échelle.

Or, contrairement à d’autres facteurs de risque tels les coûts de construction, les coûts d’opération et de maintenance ou les coûts en capitaux, qui sont assumés par le promoteur, le risque lié aux prix du gaz naturel est assumé par Hydro-Québec.

La présente étude démontre l’importance du risque associé à la fluctuation des prix du gaz naturel dans l’évaluation du coût unitaire de l’électricité produite par une centrale au gaz naturel. Comme ce risque est majeur et hors du contrôle des promoteurs de centrales thermiques, ces derniers transfèrent généralement le risque aux acheteurs d’électricité. Le contrat entre Hydro- Québec et TransCanada Energy Limited pour la centrale de cogénération à Bécancour laisse entrevoir une dynamique courante dans les partenariats public-privé, soit un transfert de risques important vers le secteur public lorsque de tels risques existent.

Il devient dès lors trompeur de comparer le coût de l’électricité produite par une centrale au gaz à l’électricité d’autres sources, telles que l’éolien ou l’efficacité énergétique, puisque ces sources alternatives offrent des coûts beaucoup plus stables, voire fixes.

Le coût lié à l’incertitude du prix du gaz naturel devrait être quantifié et intégré dans l’évaluation des coûts de la filière thermique, surtout lorsque les coûts de cette filière sont comparés aux coûts de filières alternatives. Par exemple, lors des appels d’offres futurs d’Hydro-Québec, le prix des soumissions pour des projets de gaz naturel devrait être ajusté pour tenir compte du risque dans la mesure où ce risque n’est pas assumé en totalité par le promoteur. Au moment de l’établissement des budgets en efficacité énergétique par Hydro-Québec et de leur étude subséquente à la Régie de l’énergie, le coût évité utilisé pour juger de la rentabilité des programmes, s’il est basé sur le coût de l’électricité produite par une centrale au gaz naturel, devrait aussi intégrer le risque associé à la volatilité du prix du combustible.

En intégrant le coût lié à cette incertitude du prix réel de l’électricité produite, et en quantifiant également les principales externalités dont les émissions de gaz à effet de serre, les filières conventionnelles cesseraient de profiter d’un avantage indu et artificiel au détriment des filières d’énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique.