Coûts d'annulation de la centrale de Mississauga - Auditor General ...

Coûts d’annulation de lacentrale de MississaugaRapport spécialAvril 2013Bureau duvérificateurgénéral del’Ontario

Bureau du vérificateur général de l’OntarioÀ Son Honneur le Présidentde l’Assemblée législativeJ’ai le plaisir de transmettre mon Rapport spécial surles coûts d’annulation de la centrale de Mississauga,à la demande du Comité permanent des comptespublics conformément à l’article 17 de la Loi sur levérificateur général.Le vérificateur général,Jim McCarterAvril 2013

© 2013, Imprimeur de la Reine pour l’OntarioThis document is also available in English.ISBN 978-1-4606-1417-4 (Imprimé)ISBN 978-1-4606-1418-1 (PDF)Photos en couverture : Bartosz Amerski/Bureau du vérificateurgénéral de l’Ontario

Table des matièresContexte 5Objectif et portée de la vérification 6Résumé 8Constatations détaillées de la vérification 13VUE D’ENSEMBLE DU PROJET DE MISSISSAUGA AVANTL’ANNULATION DE LA CENTRALE 13Évolution du contrat et du projet, 2005–2008 13Évolution du contrat et du projet modifiés, 2009–2011 14NÉGOCIATIONS POUR L’ANNULATION ET LEDÉMÉNAGEMENT DE LA CENTRALE 14COÛTS D’ANNULATION ET DE DÉMÉNAGEMENT 16Coût des paiements initiaux — 291 millions de dollars 16Paiements à Eastern Power — 72,4 millions de dollars 16Règlement du différend d’Eastern Power avec la SFIEO —8,4 millions de dollars 16Coûts irrécupérables de Greenfield — 43,8 millions de dollars 18Remboursement du prix d’achat du terrain et de l’entrepôt —4,2 millions de dollars 19Coûts du prêt — 16 millions de dollars 19Paiements à EIG Management Ltd. — 149,6 millions de dollars 20Paiements aux fournisseurs de Greenfield —64,6 millions de dollars 21Frais de justice et autres honoraires professionnels —4,4 millions de dollars 22

4Rapport spécialFuturs coûts supplémentaires de livraison de l’électricité —60 millions de dollars 22Coût des pertes d’énergie lors du transport sur uneplus longue distance — 40 millions de dollars 22Améliorations du réseau — 13 millions de dollars 23Raccordements aux réseaux de gaz et d’électricité —7 millions de dollars 23Économies associées aux nouveaux paiementsau titre des BPN — 76 millions de dollars en économies 24Réduction des paiements au titre des BPN,2017 à 2036 — 20 millions de dollars 24Report des paiements au titre des BPN —56 millions de dollars 25RÉPARTITION DES COÛTS D’ANNULATION 26AUTRES AVANTAGES POUR GREENFIELD 26

RapportspécialCoûts d’annulation de lacentrale de MississaugaContexteÀ son arrivée au pouvoir en 2003, le gouvernementlibéral a été confronté au défi de la future demandeen électricité de l’Ontario. À ce moment-là, laprovince avait environ 30 000 mégawatts (MW) de« puissance installée » (c’est-à-dire qu’elle pouvaitproduire jusqu’à 30 000 MW d’électricité à pleinecapacité) provenant de cinq sources d’énergie :• l’énergie nucléaire (10 061 MW);•(7 880 MW);• le charbon (7 546 MW);• le gaz naturel (4 364 MW);•l’énergie hydraulique, qui est renouvelablel’énergie éolienne, l’énergie solaire et la bioénergie,qui sont renouvelables (155 MW).L’énergie au charbon, qui représente environ lequart de la puissance installée totale, était produitepar cinq centrales vieillissantes et polluantes. Legouvernement prévoyait à ce moment-là d’éliminergraduellement les centrales au charbon avant2007, échéance qu’il a ensuite reportée à 2014.L’élimination des centrales au charbon, combinéeà l’augmentation prévue de la demande en électricité,signifiait qu’il y aurait un déficit d’approvisionnement.Le premier de plusieurs processus misen marche pour accroître l’approvisionnement enénergie a été une demande de propositions (DP)lancée par le ministère de l’Énergie en septembre2004. Cette DP portait sur la production d’environ2 500 MW d’énergie nouvelle provenant de sourcesplus propres.Il n’y avait aucune clause exigeant que les sourcesd’énergie proposées soient situées dans la mêmerégion qu’une des centrales au charbon dont lafermeture était prévue. Par exemple, la centrale aucharbon de Lakeview, qui représentait environ 15 %de la capacité de production au charbon de la provinceet qui a fermé ses portes en 2005, était situéeà Mississauga, mais la DP spécifiait seulement quetoute nouvelle installation proposée devait être enOntario. Le processus d’évaluation des propositionsreçues en réponse à la DP favorisait néanmoinsles soumissionnaires proposant de construire unecentrale dans la RGT.Le 9 décembre 2004, le gouvernement a adoptéla Loi de 2004 sur la restructuration du secteur del’électricité, qui créait l’Office de l’électricité de l’Ontario(OEO) pour assumer la fonction de planificateurde l’énergie à long terme de la province. C’està ce titre que l’OEO a signé les contrats découlantde la DP que le ministère de l’Énergie a octroyés en2005. Au total, sept contrats ont été attribués pourune capacité de production combinée de 2 515 MW.Les cinq plus grands projets concernaient descentrales « au gaz naturel à cycle combiné ». Lescentrales au gaz polluent moins et ont des coûts encapital plus faibles que les centrales au charbon.De plus, comme le gouvernement prévoit de faireune plus grande utilisation des énergies éolienneet solaire, le bouquet énergétique de la provincedevait inclure une source telle que les centrales au5

6Rapport spécialgaz naturel, plus rapides à mettre en marche et àstopper, pour « combler les lacunes » de ces sourcesd’électricité intermittentes. La production à cyclecombiné – où la chaleur produite par combustiondu gaz naturel fait tourner une turbine à gaz et lavapeur produite par l’excès de chaleur issu de lacombustion fait tourner une turbine à vapeur – estconsidérée comme la forme la plus efficace de productiond’électricité au gaz naturel.Un des soumissionnaires qui a répondu à la DPétait Eastern Power Ltd., société appartenant à lafamille Vogt. Dans les années 1990, Eastern Poweravait construit deux petites centrales produisantde l’électricité à partir du méthane des décharges(une installation d’une capacité de 30 MW dans ladécharge de Keele Valley à Vaughan et une autred’une capacité de 27 MW dans la décharge deBrock West à Pickering). Comme elle figurait parmiles plus bas soumissionnaires, Eastern Power s’estvu octroyer trois des sept contrats, dont celui pourla centrale électrique de Greenfield South. Cettecentrale au gaz à cycle combiné de 280 MW devaitêtre construite à Mississauga et être en service surune période de 20 ans. En fin de compte, ce fut leseul contrat exécuté par Eastern Power. Pour différentesraisons, dont les difficultés de financementd’Eastern Power, il a été mis fin aux deux autresprojets. Le contrat de Greenfield South a été signéen avril 2005.Une chronologie détaillée des événements liésà la centrale de Mississauga qui ont eu lieu entre2004 et 2012 est fournie à la Figure 1.Objectif et portée de lavérificationLe 5 septembre 2012, le Comité permanent descomptes publics (le Comité) a adopté la motionsuivante :[Traduction]Que le Comité permanent des comptespublics demande immédiatement auvérificateur général d’examiner le contratconclu entre l’Office de l’électricité del’Ontario et Greenfield South Power Corp./Eastern Power concernant la centrale augaz annulée de Mississauga, en mettantl’accent sur le coût pour les contribuables,et que le vérificateur général présenteun rapport spécial sur ses conclusions auComité avant le 1 er septembre 2013, que laChambre soit prorogée ou non.Nous avons accepté cette mission en vertu del’article 17 de la Loi sur le vérificateur général, quistipule que le Comité peut confier des tâches spécialesau vérificateur général.Notre vérification a été effectuée en grandepartie au bureau de l’OEO à Toronto. Nous avonsexaminé des documents concernant l’acquisitioninitiale de la centrale de Greenfield en 2004, toutesles ententes conclues entre l’OEO et GreenfieldSouth Power Corporation (Greenfield), y comprisles modifications contractuelles, ainsi que lesdocuments connexes de l’OEO et du ministère del’Énergie. Nous avons interviewé des membresclés du personnel de l’OEO qui ont participé à lanégociation et au règlement des coûts d’annulation.Nous avons également effectué des recherches pourtrouver les paiements que l’OEO ou le ministèrede l’Énergie pourrait avoir versés à Greenfieldou à Eastern Power et nous assurer que ceux-ciavaient été pris en compte dans le calcul des coûtsd’annulation.Nous avons discuté du déménagement de la centralede Greenfield avec des représentants de HydroOne, de la Société indépendante d’exploitation duréseau d’électricité et d’Ontario Power Generationpour comprendre comment ce déménagementaffecterait le réseau d’électricité de la province.Nous avons parlé des coûts de raccordement au gaznaturel et de gestion de la centrale déménagée avecla Commission de l’énergie de l’Ontario et le distributeurde gaz du comté de Lambton.

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga7L’OEO a retenu les services d’un ingénieurindépendant pour qu’il certifie les dépenses queGreenfield disait avoir engagées pour développer etconstruire la centrale annulée. Nous avons rencontrél’ingénieur indépendant pour déterminer la diligenceavec laquelle l’OEO a vérifié le montant des dépensesqu’il a remboursées à Greenfield. L’ingénieur indépendantnous a accompagnés lorsque nous sommesallés voir l’équipement acheté pour la centrale deMississauga, qui devrait être utilisé à la centraledéménagée.Figure 1 : Chronologie des principaux événements liés à l’annulation de la centrale de MississaugaPréparé par le Bureau du vérificateur général de l’OntarioAvril 2004Septembre 2004Décembre 2004Mars 2005Avril 2005Août 2005Septembre 2005–juillet 2008Mars 2009Mars 2010Mai 2011La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité dévoile ses perspectives sur 10 ans des besoinsen énergie de l’Ontario; elle affirme qu’il faudra accroître la production d’électricité dans la RGT avant 2006.Le ministère de l’Énergie (le Ministère) lance une demande de propositions (DP) pour l’approvisionnementen énergie propre.La Loi de 2004 sur la restructuration du secteur de l’électricité établit l'Office de l'électricité de l'Ontario (OEO).Le Ministère ordonne à l’OEO de signer et d’attribuer sept contrats, dont trois à Eastern Power, en lien avecla DP.L’OEO et Greenfield South Power Corporation, une filiale d’Eastern Power, signent un contrat pour lacentrale de Mississauga.Un des autres contrats d’Eastern Power qui découlent de la DP de 2004 est résilié (la troisième propositionn’a jamais franchi l’étape du contrat).La Ville de Mississauga, le médecin-hygiéniste de la région de Peel, le médecin-hygiéniste de la Ville deToronto et différents citoyens et groupes de citoyens demandent au ministère de l’Environnement deprocéder à d’autres évaluations environnementales sur le site proposé pour la centrale de Greenfield; leMinistère finit par rejeter ces demandes.La Ville de Mississauga adopte des modifications aux règlements de zonage qui ne permettent pas deconstruire la centrale sur le site proposé.Greenfield interjette appel des modifications devant la Commission des affaires municipales de l’Ontario,qui approuve la construction de la centrale sur le site.L’OEO modifie le contrat avec Greenfield, repoussant la date d’achèvement et prévoyant un paiementmensuel substantiellement plus élevé pour l’électricité produite après la mise en service de la centrale.Greenfield obtient les permis de construction requis pour la centrale de Mississauga.Greenfield obtient un financement de projet pour la construction.Juin 2011 La construction commence sur le site de Mississauga; le délai d’achèvement est fixé à juillet 2014.Septembre 2011Octobre 2011Novembre 2011–juillet 2012Juillet 2012Septembre 2012Le Parti libéral annonce que, s’il est réélu, la centrale de Mississauga sera déménagée.Le Parti libéral remporte l’élection ontarienne avec un gouvernement minoritaire.Le ministre de l'Énergie demande à l'OEO d'entamer des discussions en vue de l'annulation de la centralede Mississauga.L’OEO négocie avec Greenfield pour faire annuler la construction de la centrale au gaz de Mississauga et ladéménager. Les travaux de construction cessent le 21 novembre 2011.L’OEO/le Ministère conclut 10 ententes provisoires et parallèles faisant des concessions à Greenfield pourqu’elle suspende les travaux à la centrale en attendant qu’une entente finale soit négociée.L’entente sur le déménagement de la centrale et le règlement (entente FRSA) est conclue et entre en vigueur.Le ministre de l’Énergie annonce que la centrale sera déménagée sur le site de la centrale d’Ontario PowerGeneration dans le comté de Lambton et que le déménagement coûtera un total de 180 millions de dollars(somme révisée par la suite à 190 millions de dollars).Le Comité permanent des comptes publics demande au vérificateur général d’examiner le contrat passéavec Greenfield South/Eastern Power concernant la centrale de Mississauga, en mettant l’accent sur lecoût de l’annulation pour les contribuables.

8Rapport spécialRésuméNous estimons que la décision d’annuler la centraleélectrique de Mississauga et de la déménager acoûté environ 275 millions de dollars. C’est, d’aprèsnous, le montant que les membres du publicdevront payer de leur propre poche en conséquencede la décision. En définitive, l’annulation et ledéménagement ont coûté environ 351 millionsde dollars, mais le déménagement a aussi permisd’économiser environ 76 millions de dollars, cequi laisse un coût pour le public de 275 millions dedollars. Sur ce total, 190 millions de dollars serontpayés par les contribuables et le reste sera payé parles consommateurs d’électricité.Les 275 millions de dollars se répartissentcomme suit :•Des paiements totalisant 72,4 millions dedollars ont été versés à Eastern Power, sociétémère de l’entreprise engagée à contrat pourconstruire la centrale, Greenfield South PowerCorporation (Greenfield). Les paiements comprenaient:•les coûts irrécupérables de Greenfield nonpayés directement par l’OEO à ses fournisseurs— 43,8 millions de dollars;•le coût d’un prêt sans intérêt accordé à EasternPower pour la construction de la centraledéménagée — 16 millions de dollars;• le coût lié au règlement d’un différendentre Eastern Power et la Société financièrede l’industrie de l’électricité de l’Ontario(SFIEO) (Eastern Power a exigé que cedifférend soit réglé avant d’engager desnégociations avec l’OEO pour arrêter enpermanence les travaux de construction àMississauga et déménager la centrale) —8,4 millions de dollars;•le remboursement par l’OEO à EasternPower du prix d’achat du terrain de la centraleannulée et d’un entrepôt adjacent —4,2 millions de dollars.• L’OEO a payé 149,6 millions de dollars, dont90 millions en pénalités et frais d’annulation,au prêteur qui finançait la construction de lacentrale de Mississauga par Greenfield.•L’OEO a payé 64,6 millions de dollars auxfournisseurs de Greenfield pour l’équipementet d’autres coûts irrécupérables.•Un total de 4,4 millions de dollars en frais dejustice et autres honoraires professionnels aété engagé par suite de la décision d’annuleret de déménager la centrale.•Nous avons estimé à environ 60 millions dedollars les futurs coûts additionnels liés autransport de l’électricité depuis le comté deLambton, site de la centrale déménagée, plutôtque depuis Mississauga.•Le total des paiements, coûts et frais précités,qui s’élève à 351 millions de dollars, seraprobablement réduit d’environ 76 millions dedollars en économies. Ces économies ont deuxsources :•Le prix de l’électricité à produire qui estspécifié dans le contrat visant la centraledéménagée est plus faible que celui stipulédans l’ancien contrat pour l’électricitéqui aurait été produite par la centrale deMississauga. Cette baisse de prix représenteenviron 20 millions de dollars (en dollarsactuels) sur les 20 ans du contrat et ellea été négociée pour tenir compte du faitqu’une partie de l’équipement, des fournitureset d’autres articles liés à la centralede Mississauga pourra être utilisée dans laconstruction de la centrale déménagée. Laréduction de prix compense partiellementle coût des articles payés par l’OEO.•L’OEO soutient que l’électricité que la centralede Mississauga aurait produite (sansdoute à compter de juillet 2014) n’auraitpas été requise avant au moins 2018. Àson avis, le fait de ne pas avoir à payer uneélectricité non requise est une économiepure et simple parce qu’il n’y a pas decoûts compensatoires pour remplacer

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga9l’électricité que la centrale de Mississaugaaurait produite. Bien que la raison d’êtreoriginale de la centrale ait été de pallier à lapénurie d’électricité dans le Sud-Ouest dela RGT, l’OEO nous a avisés que le contextede l’approvisionnement en électricité avaitconsidérablement changé depuis 2009,année où la construction de la centrale deMississauga a été approuvée. Or, on ne saitpas exactement s’il y aura des coûts compensatoirespour remplacer l’électricité quela centrale de Mississauga aurait produite,ni la date à laquelle la construction de lacentrale de Mississauga aurait été achevée.Nous reconnaissons néanmoins qu’il yaura des économies liées au fait qu’aucunpaiement pour l’électricité produite parune centrale de Greenfield ne sera probablementversé avant au moins 2017 et nousavons inclus des économies estimatives de56 millions de dollars, soit à peu près lestrois quarts de l’estimation de l’OEO.Nous avons également constaté que les circonstancesentourant la décision d’annuler lacentrale — particulièrement la nécessité de stopperrapidement les travaux de construction — avaientaffaibli la position de négociation de l’OEO, cequi explique probablement pourquoi certains descoûts précités sont plus élevés qu’ils l’auraient étéautrement. Après l’annonce, par le ministre del’Énergie à l’automne 2011, qu’il serait mis fin à laconstruction et que la centrale serait déménagée,chaque jour de construction additionnel mettait legouvernement dans une position de plus en plusintenable. La poursuite des travaux de constructionpar Greenfield aurait également fait augmenter lesmontants qu’il aurait fallu lui payer en dommagesintérêts.Nous croyons que Greenfield a reconnuqu’en poursuivant la construction après l’annoncede la décision du gouvernement, elle renforçait saposition de négociation et qu’elle serait mieux placéepour obtenir des concessions en échange de sonconsentement à stopper les travaux de constructionet à négocier une nouvelle entente. L’OEO, quantà lui, a reconnu qu’obliger Greenfield à stopper laconstruction par voie législative ou par d’autresmécanismes juridiques, plutôt que par négociation,aurait d’autres conséquences indésirables — dontdes poursuites en justice.En conséquence, depuis le début des négociationsen novembre 2011 jusqu’à la finalisation d’unnouveau règlement en juillet 2012, Greenfield étaiten position de force. Elle a pu amener l’OEO à fairedes concessions en échange de son consentement àsuspendre temporairement puis à arrêter complètementla construction et à déménager la centrale. Enparticulier :•Comme il est noté plus haut, la société mère deGreenfield, Eastern Power, refusait d’engagerdes négociations avant que son différend delongue date avec la SFIEO soit réglé. EasternPower avait signé un contrat pour la fournitured’électricité produite par sa centrale au gazdans la décharge de Keele Valley. En 2009,Eastern Power a interjeté appel d’une décisionrendue en 2008 par un tribunal qui avait refuséde lui octroyer les 121 millions de dollars quilui auraient été dus, selon elle. Le tribunal aplutôt donné ordre à Eastern Power de payerles frais de justice de la SFIEO. La décision de2008 mentionnait toutefois qu’Eastern Powerpouvait être admissible à des dommagesintérêtssymboliques maximaux de 5 millionsde dollars relativement à un des pointssoulevés et, dans son appel de 2009, EasternPower réclamait des dommages-intérêts de8,5 millions de dollars ou un nouveau procès.Au moment de la décision d’annulation, unnouveau procès avait été accordé mais n’avaitpas encore commencé. Eastern Power exigeait15,4 millions de dollars pour régler l’affaireet venir à la table de négociation. La SFIEOa payé 10 millions de dollars de ce montantet fait grâce des 700 000 $ en frais de justicequ’Eastern Power avait reçu l’ordre de luipayer. L’OEO a payé la différence de 5,4 millionsde dollars.

10Rapport spécial• L’OEO et le ministère de l’Énergie ont convenud’octroyer un prêt initial de 45 millions dedollars pour la construction de la centraledéménagée. Le prêt est libre d’intérêt, le remboursementcommencera seulement après lafin des travaux de construction (prévue pour2017) et la période de remboursement s’étendsur les 13 années suivantes. En fait, la seulegarantie que l’OEO a reçue – et à laquelleil aura droit après la mise en service de lacentrale de Lambton si Greenfield manque àl’une ou l’autre de ses obligations – est unelettre de crédit de 1,4 million de dollars. Parcomparaison, aux termes du contrat originalpour la construction de la centrale de Mississauga,Greenfield n’avait pas reçu de prêtinitial et avait dû fournir 14 millions de dollarsen garantie d’exécution de ses obligationscontractuelles.•L’OEO a payé à Eastern Power environ 41 millionsde dollars en coûts de main-d’œuvreque Greenfield disait avoir engagés entre2004 et 2012 (nous avons avisé l’OEO quela TVH représentait 5 millions de dollars dece montant et qu’il pouvait probablement larécupérer auprès du gouvernement fédéral).Eastern Power a d’abord réclamé 79 millionsde dollars pour une moyenne de 17 employésà temps plein et pour des consultants quiauraient travaillé durant cette période dehuit ans. À l’appui de ces coûts, Greenfield afourni seulement une liste du personnel, lesheures travaillées par les employés et les tauxde facturation moyens de l’industrie pour letravail effectué. Pressée de justifier les coûtsréclamés, Greenfield a fourni des déclarationssous serment des heures travaillées par desemployés choisis ainsi que des factures deconsultants sur lesquelles les tarifs effectivementpayés avaient été masqués. Ni leBureau du vérificateur général ni l’ingénieurindépendant engagé pour certifier les coûts deGreenfield n’a pu obtenir de copies de la listede paye, des feuillets T4 ou d’autres renseignementsà l’appui de ces coûts.•L’OEO a remboursé à Greenfield les 4,2 millionsde dollars que la société avait payés pourle terrain de la centrale de Mississauga et unentrepôt adjacent (2,6 millions de dollarspour le terrain et 1,6 million de dollars pourl’entrepôt), mais il lui a permis d’en conserverla propriété. L’OEO nous a dit qu’il n’avait pasdemandé que les droits de propriété lui soienttransférés pour éviter d’avoir à restaurer cespropriétés et à engager les dépenses nécessairesà cette fin; il n’a toutefois pas fait d’effortspour estimer ces dépenses. InfrastructureOntario a comparé les ventes de terrains nonaménagés à Mississauga en 2010 et 2011 etestimé que la juste valeur marchande du sitede Mississauga au moment du règlement sesituait dans une fourchette de 4,8 à 5,3 millionsde dollars.•Dans le cadre d’un règlement juridique, l’OEOa accepté de payer à la société basée aux États-Unis qui a financé la plupart des travaux deconstruction à Mississauga tous les coûts dontGreenfield pouvait être tenue responsable encas d’annulation de la construction. Ce règlementa mis fin au litige de la société contreGreenfield, la province et l’OEO, qui portaitsur des réclamations en dommages-intérêts de310 millions de dollars. Greenfield avait prisdes dispositions pour que cette société, EIGManagement, lui ouvre une ligne de crédit de263 millions de dollars sur huit ans, avec prélèvementde fonds à un taux d’intérêt de 14 %composé trimestriellement. La convention deprêt prévoyait également de lourdes pénalitésau cas où Greenfield se retirerait de l’entente.En plus de rembourser à EIG les 59 millionsde dollars que Greenfield avait prélevés surla ligne de crédit sur une période de six mois,l’OEO et le ministère de l’Énergie ont payéà EIG des frais d’intérêt et de pénalité de 90millions de dollars, pour un total de 149 millionsde dollars à EIG. Lorsque l’OEO a accepté

12Rapport spécialensemble au lieu d’essayer de quantifier chacunedes concessions consenties sur des pointstels que les besoins en produits nets (BPN)(montant mensuel que Greenfield recevra pourl’électricité produite par la centrale et qui luipermettra de récupérer ses coûts et de toucherun taux de rendement raisonnable), le dépôtd’une garantie et les coûts de livraison du gaz.Comme dans toute négociation complexe, toutesles parties ont fait des concessions et ni l’unni l’autre camp n’a pu réaliser tous ses objectifs.Tout compte fait, l’OEO estime qu’uneentente raisonnable sur le plan commercial aété négociée. L’OEO note que presque tous lespaiements initiaux à Greenfield (environ 100millions de dollars) ont été pris en compte dansla réduction des BPN (20 millions de dollars) etdans les économies non réduites liées au reportdes paiements au titre des BPN (75 millions dedollars). Si la valeur des paiements initiaux étaitprise en compte dans le calcul des BPN, ceux-cimonteraient à environ 17 200 $/MW/mois, cequi reflète les conditions du marché en vigueuren 2012. La dernière centrale à cycle combinéacquise en régime de concurrence par l’OEOavait des BPN de 17 277 $/MW/mois. Comptetenu des économies d’échelle, l’acquisitionconcurrentielle d’une centrale de taille semblableà celle de Greenfield coûtera probablementplus cher. De plus, si la centrale est construite aucoût que l’OEO juge typique pour une centralede ce genre, le taux de rendement de Greenfieldne sera pas sensiblement différent de celuiqu’elle s’attendait à toucher à Mississauga. Lesdépenses en capital sont le principal facteur quidétermine le coût d’un projet et donc le taux derendement.L’OEO est respectueusement en désaccordavec les conclusions de la vérification, quireconnaît seulement 75 % des économies liéesaux paiements reportés au titre des BPN (c’està-direles économies réalisées parce que lespaiements commenceront plus tard étant donnéque la centrale déménagée sera mise en serviceplus tard que la centrale originale l’aurait été).L’OEO croit que rien ne porte à conclure que laconstruction de la centrale de Mississauga, quiavait déjà commencé, aurait pu être retardée pardes problèmes de financement ou qu’une énergiede remplacement sera nécessaire entre 2014 et2017.L’OEO note que les coûts déjà déclarés de190 millions de dollars, qui ne peuvent pas êtreréutilisés au nouvel emplacement, mettaientl’accent sur les coûts contractuels connus à cemoment-là. Les coûts liés au réseau de transporten masse et les pertes en ligne expliquent engrande partie la différence entre les coûts dedéménagement signalée dans la vérification.En fin de compte, les négociations en vue dudéménagement de la centrale de Mississaugadans le comté de Lambton ont permis d’éviterdes poursuites potentiellement coûteuses etd’acquérir une centrale qui aidera à répondreaux besoins en électricité de l’Ontario pour desdécennies à venir à un prix raisonnable sur leplan commercial.COMMENTAIRE DU VÉRIFICATEURGÉNÉRALL’OEO donne l’usine annulée d’Oakville enexemple de sa dernière acquisition d’une centraleau gaz comparable dont les BPN s’élèventà 17 277 $/MW/mois. Ces BPN auraient inclusd’importants coûts pour le transport du gaz et laconstruction dans la RGT que Greenfield n’aurapas à engager pour la centrale de Lambton parceque celle-ci sera beaucoup plus proche du centrede distribution du gaz naturel. C’est pourquoinous doutons que cette acquisition soit directementcomparable.Nous ne sommes pas d’accord avec la conclusionde l’OEO selon laquelle le taux de rendementde Greenfield ne sera pas sensiblementdifférent de ce qu’il aurait été à Mississauga.Nous croyons que Greenfield pourrait toucher

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga13un taux de rendement substantiellement plusélevé à Lambton pour les raisons suivantes :•Greenfield économisera environ 65 millionsde dollars parce que les coûts de transportdu gaz naturel seront plus faibles.•L’OEO verse un financement initial de80 millions de dollars au titre des coûts deconstruction (soit 100 millions de dollarsen paiements qui bénéficieront à la centralede Lambton moins la réduction de 20 millionsde dollars des BPN pour la centralede Lambton). Si la différence entre le coûtde construction de la centrale de Lambtonet celui de la centrale de Mississauga estinférieure à ce montant, toute somme économiséebénéficiera à Greenfield.•Greenfield payait un taux d’intérêt de 14 %sur sa facilité de crédit de 263 millions dedollars pour la centrale de Mississauga.Dans le cadre du règlement négocié pourle déménagement, le ministère de l’Énergies’est engagé à aider Greenfield à obtenirun financement pour la construction de lacentrale de Lambton. Nous croyons que celaaidera Greenfield à obtenir un financement àun taux d’intérêt beaucoup plus faible, particulièrementdans l’actuel contexte de faiblestaux d’intérêt.Constatations détaillées dela vérificationVUE D’ENSEMBLE DU PROJET DEMISSISSAUGA AVANT L’ANNULATION DELA CENTRALEÉvolution du contrat et du projet,2005–2008Le contrat de 2005 prévoyait la mise en serviced’une centrale au gaz de 280 MW avantfévrier 2008. Greenfield était chargée de concevoiret de construire la centrale, en plus d’obtenir sonpropre financement. Une fois la centrale construiteet mise en production, l’OEO aurait payé un montantmensuel à Greenfield sur la période de 20 anscouverte par le contrat. Ce montant, désigné sousle terme de « besoins en produits nets » (BPN), estun élément standard des contrats de l’OEO pour laproduction d’énergie à partir de gaz naturel. Il viseà permettre au promoteur, Greenfield, de récupérerles coûts engagés pour construire et exploiter lacentrale et de toucher un taux de rendement oubénéfice raisonnable. Les BPN s’expriment sousla forme d’un montant par MW par mois — auxtermes du contrat, ce montant était de 8 350 $/MW/mois (c’était aussi le montant cité dans lasoumission présentée par Greenfield en réponse àla DP de 2004). Pour une centrale de 280 MW, celaéquivaut à environ 28 millions de dollars par an, ou350 millions de dollars (en dollars actuels) sur les20 ans du contrat.Le contrat comportait des dispositions de « forcemajeure » en cas d’événements extraordinaireséchappant au contrôle des parties. Ces événementsobligeraient l’OEO à repousser la date de miseen service de la centrale. S’ils duraient plus de36 mois, l’OEO pourrait mettre fin au contrat sanscoûts ni paiements quelconques. Comme d’autrescontrats de l’OEO pour la production d’énergie àpartir de gaz, ce contrat ne contenait pas de dispositionde « résiliation pour raisons de commodité »qui aurait permis à l’OEO de mettre fin au contratn’importe quand sans raison (en échange d’unrèglement négocié avec Greenfield).Des événements échappant au contrôle deGreenfield et de l’OEO se sont effectivement produitsà compter de septembre 2005, comme le montrela Figure 1. Ils ont duré 34 mois, jusqu’en juillet2008, de sorte qu’il a été impossible d’entamerles travaux de construction. L’OEO a donc reportéla date d’achèvement au 1 er septembre 2012.Les délais ont empêché Greenfield d’obtenir descontrats de construction et d’approvisionnement enéquipements majeurs dans les limites de son budget

14Rapport spécialoriginal, et Greenfield a avisé l’OEO qu’elle ne pouvaitpas aller de l’avant au taux de BPN original de8 350 $/MW/mois. Greenfield a donc demandé àl’OEO d’envisager de modifier les modalités économiquesdu contrat.Évolution du contrat et du projet modifiés,2009–2011En 2009, l’OEO a modifié le contrat pour tenircompte du report de la date d’achèvement de lacentrale à septembre 2012 (d’autres délais ontrepoussé cette date à juillet 2014). Par ailleurs,même s’il n’était pas tenu de le faire, l’OEO aaccepté de hausser les BPN. Le nouveau paiementmensuel qui serait versé après la mise en servicede la centrale a été établi à 12 900 $/MW/mois,en hausse de 54 % par rapport au prix initialementsoumissionné de 8 350 $/MW/mois. Cela faisaitpasser le montant total à verser sur 20 ans d’environ350 à environ 540 millions de dollars (en dollarsactuels). Pour justifier l’augmentation, l’OEO nousa dit qu’il croyait que Greenfield n’aurait pas étéen mesure de construire la centrale de Mississaugaau taux de BPN original proposé en 2005 et queles BPN pour un projet de remplacement auraientsans doute été supérieurs à 12 900 $/MW/mois.L’OEO a également déclaré dans une présentationà son conseil d’administration que la centrale deGreenfield à Mississauga était requise pour aiderà répondre aux préoccupations locales touchantl’approvisionnement en électricité.Greenfield a obtenu un financement pour leprojet en mai 2011 et reçu toutes les approbationset tous les permis municipaux et provinciaux nécessaires.La construction de la centrale a commencéen juin 2011.NÉGOCIATIONS POUR L’ANNULATION ETLE DÉMÉNAGEMENT DE LA CENTRALEDans un communiqué en date du 24 septembre2011, le Parti libéral de l’Ontario annonçait sapromesse électorale que la centrale de Greenfieldà Mississauga n’irait pas de l’avant à son emplacementactuel et qu’il s’emploierait avec le promoteurà trouver un nouvel emplacement pour la centrale.Le Parti libéral a été réélu le 6 octobre 2011.Le 12 octobre 2011, le conseil municipal deMississauga a adopté une résolution demandantau gouvernement de prendre immédiatement desmesures pour tenir sa promesse électorale, annulerle contrat avec Greenfield, stopper la constructionde la centrale et remettre les lieux dans l’état oùils étaient avant la construction. Le 24 octobre, leministre de l’Énergie a demandé à l’OEO d’entamerimmédiatement des discussions avec Greenfield.Comme il est noté plus haut, le contrat de l’OEOavec Greenfield ne contenait pas de disposition derésiliation pour raisons de commodité que l’OEOaurait pu invoquer pour résilier légalement lecontrat (en payant les frais stipulés par une telledisposition). En l’absence de clause de retrait dansle contrat, l’OEO et le ministère de l’Énergie ontenvisagé un certain nombre d’approches, dont chacuneprésentait ses propres inconvénients :•Mettre unilatéralement fin au contrat de toutefaçon — cette option a été rejetée parce qu’elleétait susceptible d’entraîner des poursuitesde la part de Greenfield et de l’entreprised’investissement auprès de laquelle Greenfieldavait obtenu un financement de 263 millionsde dollars pour construire et exploiter lacentrale (comme il est expliqué plus loin, cetteentreprise a quand même intenté une actionen dommages-intérêts contre la Couronne etl’OEO).•Adopter une loi pour mettre fin au contratet fixer le montant de l’indemnité à payer àGreenfield — cette option a été rejetée parceque les participants du marché de l’électricitéconsidéreraient cette façon de faire affairecomme inéquitable et qu’elle pouvait avoir uneffet négatif sur les futurs processus d’appeld’offres de l’OEO et de la province auprès dusecteur privé.•Permettre à Greenfield de compléter la constructionde la centrale mais ne pas lui permettre de

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga15l’exploiter — l’OEO considérait cette optioncomme peut-être la plus économique maisil l’a rejetée parce qu’il aurait été difficile deconvaincre la collectivité que la centrale neserait pas mise en service et que le publicaurait l’impression que le gouvernement avaitpayé pour rien.•Essayer de négocier un règlement avec Greenfield— malgré le risque que Greenfield refusede collaborer et/ou exige de coûteux incitatifspour stopper la construction durant les négociations,l’OEO a décidé qu’il s’agissait là de lameilleure option.L’OEO avait raison de s’attendre à des négociationsdifficiles, et les travaux de constructionont continué. Le 10 novembre 2011, le présidentdu conseil d’administration de l’OEO a informé leministre de l’Énergie que [traduction] « jusqu’ici,l’approche privilégiée par l’OEO était de conclureun accord avec Greenfield South pour qu’elle cesseles travaux de construction et de négocier uneentente pour déménager la centrale ou mettre finau contrat. Il est depuis apparu plus clairementque Greenfield South pourrait s’opposer à une telleapproche. Étant donné cette opposition, la prochaineétape logique semblerait d’aviser GreenfieldSouth que l’OEO n’ira pas de l’avant avec le contrat.Je tiens à vous assurer que même après avoir priscette mesure, l’OEO poursuivra les discussions avecGreenfield South pour arriver à une entente sur uneindemnisation appropriée. »Le 14 novembre, le ministre a répondu en réitérantl’engagement du gouvernement à déménagerla centrale de Greenfield. Cependant, comme lestravaux de construction se poursuivaient plusieurssemaines après l’annonce par le gouvernement quela centrale ne serait pas construite à cet endroit, lesmédias ont prêté une plus grande attention à l’affaire,exacerbant les pressions gouvernementalesexercées sur l’OEO pour faire stopper la constructionpar Greenfield.Le 18 novembre, l’OEO a conclu la premièred’une série d’ententes provisoires avec Greenfield.Aux termes de ces ententes, l’OEO a versé différentspaiements à la société mère de Greenfield, EasternPower (pour l’encourager à suspendre les travauxen attendant la négociation d’une entente finale), etaux fournisseurs de Greenfield. Le 21 novembre, leministre de l’Énergie a annoncé que Greenfield avaitaccepté de stopper immédiatement la construction.À ce moment-là, selon l’OEO, la construction de lacentrale était complète à environ 30 %.Les négociations sur le déménagement de lacentrale et les coûts que l’OEO devrait payer ontcontinué après cette date et, en mai 2012, le ministèrede l’Énergie a engagé un négociateur de l’extérieurpour le représenter et aider l’OEO à arriver àune entente finale avec Greenfield. L’entente finalesur le déménagement de la centrale et le règlement[entente FRSA (Facility Relocation and SettlementAgreement)] est entrée en vigueur le 9 juillet 2012.Ses principales dispositions comprenaient ce quisuit :• Greenfield cesserait en permanence lestravaux de construction à la centrale deGreenfield et l’OEO déménageraient la cen-Mississauga.•trale selon des modalités spécifiées.•L’OEO rembourserait à Greenfield tous lescoûts de conception, de développement, d’obtentiondes permis et de construction engagésau 9 juillet 2012.•Greenfield remettrait à l’OEO et à un ingénieurindépendant une liste détaillée de cescoûts ainsi que la documentation dont l’ingénieura besoin pour les justifier.•L’OEO serait tenu directement responsable descoûts associés au raccordement de la centraledéménagée à une source de gaz et au réseaud’électricité de la province.•Une fois que la centrale déménagée aura étémise en service, l’OEO paiera à Greenfield desBPN de 12 400 $/MW/mois. [Ce montant estinférieur aux 12 900 $/MW/mois prévus dansl’ancien contrat. Sur les 20 ans de l’entente,les paiements totaliseront environ 520 millionsde dollars (en dollars actuels), contre540 millions de dollars (en dollars actuels)

16Rapport spécialdans l’ancien contrat. La réduction des BPNétait censée permettre à l’OEO de récupérer,au moins en partie, son remboursement initialde certains coûts de la centrale de Mississaugaqui réduiront les coûts de construction deGreenfield pour la nouvelle centrale.]Le 10 juillet 2012, le ministre de l’Énergie aannoncé que la centrale électrique de GreenfieldSouth serait déménagée sur le site de la centraled’Ontario Power Generation dans le comté deLambton, à une dizaine de kilomètres de Sarnia. Ila ajouté que le coût total du déménagement s’élèveraità environ 180 millions de dollars. Le ministredes Finances a ensuite déclaré que le coût s’élèveraità 190 millions de dollars, y compris 10 millionsde dollars pour le règlement du litige qu’EasternPower avait déposé contre la Société financière del’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIEO). Ladate cible de mise en service de la nouvelle centralede Lambton est septembre 2017.COÛTS D’ANNULATION ET DEDÉMÉNAGEMENTComme le montre la Figure 2, nous estimons àenviron 275 millions de dollars le total des coûts netsd’annulation et de déménagement. Les détails de cescoûts sont fournis dans les sections qui suivent.Coût des paiements initiaux — 291 millionsde dollarsPaiements à Eastern Power — 72,4 millions dedollarsNous avons calculé que les paiements initiaux àGreenfield et à Eastern Power coûteraient au public72,4 millions de dollars, ventilés comme suit :•le règlement du différend d’Eastern Poweravec la Société financière de l’industrie del’électricité de l’Ontario (SFIEO) — 8,4 millionsde dollars;•les coûts irrécupérables de Greenfield nonpayés directement par l’OEO à ses fournisseurs— 43,8 millions de dollars;• le remboursement du prix d’achat du terrainet de l’entrepôt — 4,2 millions de dollars;•les coûts du prêt, qui correspondent principalementaux intérêts non perçus et à la perte devaleur temporelle de l’argent — 16 millions dedollars.Règlement du différend d’Eastern Power avec laSFIEO — 8,4 millions de dollarsUn contrat d’approvisionnement en électricité pourla centrale au gaz d’Eastern Power dans la déchargede Keele Valley, contrat détenu et administré par laSFIEO, était en place depuis 1994. Eastern Powercontestait l’interprétation des dispositions contractuellesde paiement depuis environ 13 ans. Ellea commencé par déposer six réclamations contrela SFIEO pour un total de 121 millions de dollars.Dans une décision rendue en 2008, le juge a rejetécinq des six réclamations. Le juge n’a pas pu déterminerle montant exact des dommages-intérêtspour la sixième, une réclamation de 18,5 millionsde dollars, mais il a indiqué qu’Eastern Power pouvaitêtre admissible à des dommages-intérêts symboliquespouvant aller jusqu’à 5 millions de dollars.Non seulement Eastern Power n’a-t-elle pas reçu dedommages-intérêts, mais le juge lui a donné ordrede payer 1,1 million de dollars en frais de justice àla SFIEO (ce montant a ensuite été réduit en appelà 700 000 $). Dans un appel interjeté en 2009,Eastern Power a réclamé des dommages-intérêts de8,5 millions de dollars ou un nouveau procès pourla réclamation en instance. En 2010, le juge d’appel,bien que d’accord avec les conclusions du juge original,a estimé le montant des dommages-intérêtssymboliques à environ 7 millions de dollars maisordonné un nouveau procès pour régler l’affaire.Avant de s’asseoir à la table de négociation pourla centrale de Greenfield South, Eastern Power aexigé que le procès de 15,4 millions de dollars pourla centrale de Keele Valley soit réglé. La SFIEO aaccepté de payer 10 millions de dollars, montantqui, à son avis, était le maximum absolu qu’un tribunalpouvait accorder, y compris les intérêts (ellea aussi renoncé aux 700 000 $ en frais de justice

20Rapport spécialEn cas de défaut de remboursement par Greenfield,l’OEO pourra déduire le montant du prêt àrembourser des paiements au titre des BPN. S’il estmis fin à l’entente FRSA parce que Greenfield est endéfaut, Greenfield et Eastern Power devront rembourserle montant en souffrance du prêt dans lessept jours suivant la résiliation de l’entente (maisles actionnaires de la société n’ont pas fourni degaranties personnelles additionnelles en ce sens).S’il est mis fin à l’entente FRSA pour toute raisonautre que le défaut par Greenfield, la société pourragarder les 45 millions de dollars.La correspondance interne montre que le personnelde l’OEO était préoccupé par le fait que lavaleur du prêt (45 millions de dollars) se rapprochedu montant des fonds propres que Greenfieldaurait à injecter dans la construction de la centraledéménagée. Comme le disent les banquiers d’investissement,avec un financement initial fourni parl’OEO, Greenfield ne mettait pas « sa peau en jeu ».En temps normal, l’entrepreneur doit engager uneproportion raisonnable de ses fonds propres afind’être suffisamment motivé pour mener le projet àterme.Nous considérons les 16 millions de dollars enpertes d’intérêts et autres comme un coût d’annulationparce qu’il n’aurait pas été nécessaire d’engagerces fonds si la centrale n’avait pas été déménagée.Paiements à EIG Management Ltd. —149,6 millions de dollarsEn 2004, lorsque Greenfield a soumissionné ceprojet de centrale au gaz, elle a soumis des lettresd’engagement de financement de prêteurs canadiens.En fin de compte, Greenfield a obtenu unfinancement auprès d’une société de placementbasée aux États-Unis, EIG Management Ltd., dansle cadre d’une entente en date du 26 mai 2011. Auxtermes de l’entente, EIG accordait à une sociétéde portefeuille de Greenfield une facilité de crédit(une ligne de crédit disponible à titre de fonds detransition) de 263 millions de dollars sur huit anspour la conception technique, la construction,l’exploitation et l’entretien de la centrale au gaz.Greenfield devait payer un taux d’intérêt de 14 %,composé trimestriellement, sur les fonds prélevés.Les actifs remis en nantissement par Greenfieldpour la facilité de crédit comprenaient des bonsde souscription d’actions (qu’EIG pouvait exercerjusqu’à concurrence de 24 % des fonds propres dela société de portefeuille de Greenfield), des équipements,des actions de Greenfield et un intérêtdans le contrat avec l’OEO.Greenfield s’exposait à de lourdes pénalités encas de manquement à l’entente : elle devrait rembourserimmédiatement tous les montants prélevésavec intérêt, ainsi que l’intérêt sur le plein montantnon prélevé pour la période de huit ans couvertepar l’entente. Le taux d’intérêt serait de 14 %, actualisépar le taux du Trésor des États-Unis.Dans une lettre en date du 18 novembre 2011,EIG a informé Greenfield que si l’OEO allait del’avant avec l’annulation de la centrale, EIG considéreraitGreenfield comme étant en défaut del’entente et demanderait une indemnisation d’environ225 millions de dollars parce que Greenfield seserait retirée du contrat.L’OEO n’était pas conscient de ces pénalités onéreusesau 25 novembre 2011, date où il a signé uneentente provisoire de paiement des coûts afin delibérer Greenfield de son prêteur. L’OEO nous a ditqu’il avait demandé à Greenfield de lui fournir unecopie de sa convention de prêt mais que Greenfieldavait refusé. L’OEO a quand même signé l’ententeprovisoire, sans doute parce qu’il était urgent queGreenfield arrête la construction. À ce moment-là,Greenfield avait prélevé environ 59 millions de dollarssur la facilité de crédit d’EIG sur une périodede six mois. En décembre 2011, comme elle l’avaitindiqué dans sa lettre à Greenfield, EIG a formellementdemandé un règlement de 228 millions dedollars. En mars 2012, EIG a déposé la réclamationcontre Greenfield devant un tribunal de l’État deNew York de même qu’une réclamation en dommages-intérêtsbeaucoup plus élevée de 310 millionsde dollars contre la Couronne et l’OEO en Ontario.

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga21L’OEO a demandé à deux cabinets d’avocats leuropinion sur la possibilité qu’un tribunal accueille laréclamation d’EIG, vu que le montant réclamé étaittellement plus élevé que les 59 millions de dollarsréellement avancés. Une importante questionjuridique était de savoir si l’équivalent d’un tauxd’intérêt de 14 % pendant huit ans sur toute la lignede crédit de 263 millions de dollars dépassait lemaximum légal (selon le Code criminel du Canada,tout taux d’intérêt annuel dépassant 60 % est un« taux criminel »). Les deux cabinets étaient d’avisqu’il y avait une bonne chance qu’un tribunaldécide d’accorder un taux d’intérêt de 60 % surle montant de 59 millions de dollars réellementprélevé sur la période de six mois. L’OEO a calculéque cela équivaudrait à environ 28 millions de dollarsen intérêts. Un des cabinets a estimé à 70 % laprobabilité qu’une indemnisation de 28 millions dedollars soit adjugée.Le Conseil du Trésor a autorisé le ministèrede l’Énergie à régler la réclamation d’EIG jusqu’àconcurrence de 98 millions de dollars (en plus des59 millions). Ce calcul se fondait sur l’hypothèsequ’il y avait 70 % de chances qu’un règlement de28 millions de dollars soit accordé, et 30 % de chancesqu’un règlement de 251 millions de dollars (àsavoir la différence entre le règlement de 310 millionsde dollars demandé par EIG et les 59 millionsde dollars prélevés) soit accordé. Le Ministère etl’OEO sont arrivés au total de 98 millions de dollarsen additionnant 70 % de 28 millions de dollars(19,6 millions de dollars), 30 % de 251 millionsde dollars (75,3 millions de dollars), et 3 millionsde dollars en frais de justice. En fin de compte, lenégociateur du Ministère a convenu de payer à EIG90 millions de dollars en intérêts de pénalisationen plus des 59 millions de dollars prélevés, pourun total de 149,6 millions de dollars. Dans le cadrede ce règlement, EIG a libéré l’OEO, la provinceet Greenfield de toutes réclamations existantes etfutures.Nous avons noté qu’en janvier 2012, EIG a alléguéque Greenfield avait enfreint 17 covenants dela convention de prêt. Greenfield avait notammentomis de fournir des informations financières dansles délais prescrits et permis le dépôt de privilègesde construction contre la centrale. Comme certainsde ces covenants avaient été enfreints avant l’annulationde la centrale, il est possible que Greenfieldait été en violation de l’entente et donc assujettieà des pénalités au moment de l’annulation de lacentrale. L’OEO nous a dit qu’il considérait commemineures les infractions qui, d’après EIG, auraientété commises avant l’annulation de la centrale.Nous avons également noté que Greenfieldn’avait pas fourni à l’OEO et à l’ingénieur indépendantdes documents justifiant de façon adéquateson utilisation des 59 millions de dollars reçusd’EIG. Nous avons pu déterminer qu’environ la moitiéde ce montant avait été utilisée pour acheter del’équipement (notre examen des factures montraitque l’OEO avait payé tout l’équipement directementaux fournisseurs, sauf pour environ 30 millions dedollars d’équipement acheté durant les six mois oùGreenfield était en possession des 59 millions dedollars). Pour les quelque 29 millions de dollarsrestants, l’OEO nous a remis, au moment où notrevérification était en voie de finalisation, une liste defactures que Greenfield disait avoir payées avec lesfonds d’EIG. Sur ce montant, environ 25 millionsde dollars étaient liés à des factures que Greenfielddisait avoir payées à des fournisseurs de l’extérieurpour des activités liées à la construction. Les4 millions de dollars restants comprenaient desmontants payés principalement à Eastern Power età une autre société liée à Greenfield appelée NorthGreen Limited.Une entente parallèle oblige également le ministèrede l’Énergie à aider Greenfield à obtenir unfinancement pour la construction de la centrale deLambton, si cela s’avérait nécessaire.Paiements aux fournisseurs de Greenfield —64,6 millions de dollarsL’OEO s’attend à ce que ses paiements aux fournisseursde Greenfield totalisent 58,7 millions de dollars: près de 47 millions de dollars doit être payé

22Rapport spécialpour l’équipement et environ 12 millions de dollarsont été payés à d’autres fournisseurs. Il s’attendaussi à payer 6 millions de dollars dans l’avenir àun fournisseur pour régler une réclamation. Cespaiements sont détaillés ci-après.Conformément à l’entente FRSA, l’OEO s’attendà payer environ 77 millions de dollars pour l’équipementqui sera déménagé à la centrale de Lambton.Comme il est mentionné plus haut, environ30 millions de dollars de ce montant provenaientdes 59 millions de dollars que Greenfield avaitempruntés à EIG et que l’OEO a remboursés à EIG.Au moment de notre vérification, l’OEO était entrain de payer les près de 47 millions de dollarsrestants directement aux fournisseurs de l’équipement,qui ont fourni tous les bons de commandeet factures nécessaires. Tout l’équipement qui serapayé par l’OEO est censé être utilisé à la nouvellecentrale, réduisant les futurs coûts de constructionde Greenfield.En cas de défaut de remboursement, par Greenfield,du prêt de fonds de roulement de 45 millionsde dollars ou de manquement à tout autre engagementde Greenfield aux termes de l’entente FRSA,le privilège que l’OEO a enregistré contre l’équipementpermettrait à l’OEO d’en assumer la propriétéjusqu’à la date de mise en service de la nouvellecentrale. Toutefois, Greenfield devra probablementmettre l’équipement en nantissement afin d’obtenirun financement pour la centrale de Lambton,auquel cas l’OEO devra réduire sa sûreté.Outre les près de 47 millions de dollars payésaux fournisseurs d’équipement, l’OEO a payé12 millions de dollars à d’autres fournisseurs debiens et services, dont environ 4 millions de dollarspour la location d’équipement. Ces coûts auraientpu être évités en grande partie si l’équipement avaitété retourné dès l’arrêt des travaux de constructionà la centrale de Mississauga en novembre 2011.En mars 2012 (moment où les frais de locationatteignaient 1 million de dollars), l’ingénieur indépendanta informé l’OEO que l’équipement étaità l’arrêt sur le site de la centrale annulée et queles frais de location continuaient de s’accumuler.Il a ajouté que l’équipement inactif risquait d’êtreendommagé, ce qui occasionnerait des coûts encoreplus élevés. Il a offert de prendre des dispositionspour que l’équipement soit retourné. Aucunemesure n’a toutefois été prise avant que 3 millionsde dollars additionnels en frais de location aient étéengagés. La plupart de l’équipement lourd a finalementété retourné en décembre 2012.Peu après la fin de nos travaux sur le terrain,l’OEO nous a informés qu’il était en train de négocierle règlement d’une réclamation déposée contreGreenfield par un de ses principaux fournisseurs.L’OEO s’attendait à devoir payer environ 6 millionsde dollars pour régler la réclamation. Nous avonsdonc ajouté ce montant aux coûts d’annulation.Frais de justice et autres honorairesprofessionnels — 4,4 millions de dollarsPlus de 4 millions de dollars en frais de justice etautres honoraires professionnels ont été engagés,principalement par l’OEO et le ministère de l’Énergie,par suite de la décision d’annuler la centraleet de la déménager. Ce montant comprend leshonoraires de l’ingénieur indépendant que l’OEO aembauché pour examiner les coûts que Greenfielddisait avoir engagés pour développer et construirela centrale de Mississauga et ceux du négociateurde l’extérieur engagé pour aider le Ministère etl’OEO à conclure une entente finale avec Greenfield.Futurs coûts supplémentaires de livraisonde l’électricité — 60 millions de dollarsCoût des pertes d’énergie lors du transportsur une plus longue distance — 40 millionsde dollarsQuel que soit son emplacement, la centrale deGreenfield devra répondre à la demande en électricitédu Sud-Ouest de la RGT. En conséquence dudéménagement dans le comté de Lambton, l’électricitédevra parcourir une distance considérable lelong des lignes de transport d’énergie pour arriverà sa destination. Une partie de l’électricité sera

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga23perdue en chemin, principalement sous forme dechaleur. L’OEO a estimé le coût de ces pertes à environ40 millions de dollars sur la période de 20 ansvisée par l’entente FRSA.Nous avons examiné cette estimation etnoté qu’elle se fondait sur plusieurs hypothèsesconcernant notamment la future croissance de lademande en électricité dans le Sud-Ouest de laRGT, l’évolution des réseaux de production et detransport d’électricité et le sort de toutes les installationsexistantes et futures de production d’électricitésur les 20 ans de l’entente FRSA. Le coût despertes pourrait donc être plus élevé ou plus faiblemais nous avons conclu qu’il était généralementraisonnable.Améliorations du réseau — 13 millionsde dollarsAu moment de notre vérification, la Société indépendanted’exploitation du réseau d’électricité(SIERE) venait d’évaluer l’impact du déménagementde la centrale de Mississauga dans le comtéde Lambton et elle avait transmis son évaluation àHydro One. Hydro One nous a confirmé que, selonl’évaluation, le déménagement ne nécessiterait pasd’améliorations importantes au réseau d’électricité.L’OEO et Hydro One nous ont dit que les améliorationsà apporter, dans les deux cas dans la RGT, selimitaient à ce qui suit :•Un parc de transformateurs près de Miltondevra être construit un an plus tôt que prévu.L’OEO estime à environ 10 millions de dollarsle coût d’avancer la date de construction de ceprojet de 270 millions de dollars.•Les lignes de transport d’énergie près du postede transformation de Manby à Etobicokedevront être modernisées. Au moment denotre vérification, Hydro One n’avait pasencore terminé son examen de l’évaluationde la SIERE mais elle s’attendait à ce que cesaméliorations coûtent environ 3 millions dedollars (Hydro One nous a dit qu’elle termineraitl’examen avant avril 2013 mais ellene l’avait pas encore terminé au moment oùnotre rapport a été finalisé).Comme Hydro One, l’OEO nous a dit qu’il nes’attendait pas à ce que le déménagement exiged’importantes améliorations du réseau d’électricitéà l’ouest de la région de London. Cette région estdéjà desservie par d’autres centrales au gaz à peuprès aussi efficaces que la centrale prévue de Greenfield.Une fois mise en service, la centrale de Greenfieldse trouvera essentiellement en concurrenceavec ces centrales pour répondre à la demandeen électricité. De plus, le plan énergétique à longterme élaboré par le gouvernement en 2011 avaitdéjà mis en marche un projet visant à améliorer lacapacité de transport de la région afin de faire dela place pour une plus grande quantité d’énergierenouvelable. Même si la centrale de Greenfielddevait ajouter à la charge de transport de la région,les lignes de transport améliorées devraient être enmesure d’absorber la différence. Les améliorationssont censées se terminer d’ici la fin de 2014, soità peu près trois ans avant la mise en service de lacentrale de Greenfield.Raccordements aux réseaux de gaz etd’électricité — 7 millions de dollarsAux termes du contrat visant la centrale de Mississauga,les coûts de raccordement aux réseaux degaz et d’électricité relevaient de la responsabilitéde Greenfield. Aux termes de l’entente FRSA, c’estl’OEO qui en est responsable.Les coûts de raccordement au réseau de gazdépendront du terrain que Greenfield choisira pourla centrale de Lambton. Si elle choisit le terraind’OPG, le distributeur de gaz estime que le raccordementde la centrale à la source de gaz coûteraentre 2 et 5 millions de dollars. Un deuxièmeterrain de propriété privée que Greenfield envisageaitd’acquérir au moment de notre vérificationoccasionnerait des coûts de raccordement minimes.Nous avons donc supposé un coût de 3 millionsde dollars.

24Rapport spécialEn ce qui concerne le coût du raccordement dela nouvelle électricité au réseau de transport, HydroOne pouvait nous fournir seulement une estimationpréliminaire de 3 à 5 millions de dollars (quel quesoit le site choisi dans le comté de Lambton). Uncoût plus exact sera disponible lorsque Hydro Oneaura terminé son examen de l’évaluation par laSIERE de l’impact du déménagement sur le réseau.Cet examen devait être achevé en avril 2013, maisil ne l’était toujours pas au moment où nous avonsfinalisé notre rapport. Nous avons donc supposé uncoût de raccordement de 4 millions de dollars.Économies associées aux nouveauxpaiements au titre des BPN — 76 millionsde dollars en économiesIl y a deux principales sources d’économies potentiellesdécoulant de l’annulation de la centrale deMississauga et de l’entente de construction d’unecentrale dans le comté de Lambton :•2017 à 2036 — 20 millions de dollars;•réduction des paiements au titre des BPN,report des paiements au titre des BPN à 2017— 56 millions de dollars.Réduction des paiements au titre des BPN, 2017à 2036 — 20 millions de dollarsL’OEO, le négociateur nommé par le Ministère etGreenfield ont reconnu que certains des articlescouverts par les paiements initiaux de l’OEO pourrontêtre utilisés dans la construction de la centralede Lambton. Comme ces articles ont déjà été payés,ils réduiront le coût de la centrale pour Greenfield.En conséquence, les « besoins en produits nets »(BPN) de Greenfield seront inférieurs à ce qu’ilsétaient pour la centrale de Mississauga (c’est-à-direque les coûts requis pour construire et exploiterla centrale de Lambton et toucher un taux de rendementsemblable seront plus faibles). Ensemble,l’OEO et le négociateur du Ministère ont réussi àramener les BPN pour la centrale de Lambton de12 900 $/MW/mois à 12 400 $/MW/mois. Nousavons calculé que cette réduction équivaut à environ20 millions de dollars (en dollars actuels) surles 20 ans de l’entente FRSA et qu’elle compense enpartie les coûts associés à l’annulation et au déménagementde la centrale de Mississauga.Cependant, si l’on additionne tous les articlescouverts par les paiements initiaux de l’OEO quipeuvent être réutilisés, on obtient un total d’environ100 millions de dollars : 77 millions de dollars enéquipement, plus 10 millions de dollars en travauxd’ingénierie, plus les 16 millions de dollars qu’acoûté le prêt de fonds de roulement sans intérêtoctroyé par l’OEO à Greenfield. Ainsi, la réductionde 20 millions de dollars des BPN ne permet certainementpas de récupérer la pleine valeur des articlescouverts par les paiements initiaux de l’OEO, etle manque à gagner s’élève à environ 80 millions dedollars.Comme il est noté plus haut, les BPN sont censéspermettre à Greenfield de recouvrer ses coûts deconstruction et d’exploitation de la centrale et detoucher un taux de rendement ou bénéfice raisonnable.En conséquence, les 80 millions de dollars encoûts de construction financés en fin de compte parl’OEO pourraient se traduire par un bénéfice considérablepour Greenfield selon les coûts qu’elle auraà engager pour construire la centrale de Lambton.Le taux de rendement que Greenfield touchera pourla centrale de Lambton pourrait donc être beaucoupplus élevé qu’il l’aurait été pour la centrale deMississauga. L’OEO nous a dit qu’à son avis, le coûtde construction de la centrale de Lambton pourraitdépasser d’environ 100 millions de dollars le coûtestimatif de 260 millions de dollars que Greenfieldavait déclaré à son prêteur pour la constructionde la centrale de Mississauga. Selon l’OEO, si cescénario se concrétisait, les 12 400 $/MW/mois,combinés aux paiements initiaux, procureraientà Greenfield un taux de rendement semblableà celui qu’elle aurait touché pour la centrale deMississauga.

Coûts d’annulation de la centrale de Mississauga25Report des paiements au titre des BPN —56 millions de dollarsGreenfield avait fixé à 2014 le délai d’achèvementde la centrale de Mississauga. Si Greenfield avaitrespecté ce délai, l’OEO aurait alors commencé àlui payer les BPN convenus de 12 900 $/MW/mois.L’OEO soutient qu’avec l’annulation et le fait quela centrale de Lambton ne sera pas terminée avant2017, trois ans de paiements au titre des BPN ontété reportés. L’OEO estime les économies résultantesà environ 75 millions de dollars (en dollarsactuels), déduction faite de la valeur actuelle despaiements au titre des BPN à verser sur la périodede trois ans entre la date de fin du contrat pour lacentrale de Mississauga (2033) et la date de fin ducontrat pour la centrale de Lambton (2036).Ce scénario comporte toutefois des incertitudes.Par exemple, si Greenfield n’avait pas été en mesured’achever la centrale de Mississauga dans les délais,ces paiements auraient commencé plus tard. Un desfacteurs qui pourraient avoir retardé l’achèvementest le non-respect par Greenfield de sa conventionde prêt (comme il est mentionné plus haut dans cerapport, en janvier 2012, EIG a constaté que Greenfieldavait enfreint 17 covenants de la convention deprêt; même si Greenfield n’avait pas été assujettie àdes pénalités au moment où la centrale a été annulée,elle aurait bien pu continuer de commettredes infractions et connaître des ennuis financiers).L’OEO croyait également que Greenfield n’auraitpas été capable d’achever la centrale sans dépasserson budget et le crédit disponible de 260 millionsde dollars; elle aurait donc été plus à risque demanquer d’argent et de ne pas pouvoir achever lacentrale à temps si elle n’avait pas été en mesured’obtenir rapidement un financement additionnel.Nous nous sommes également demandé pourquoiles économies potentielles liées au fait qu’ilne sera pas nécessaire de payer pour l’énergieproduite par la centrale de Mississauga ne seraientpas réduites, du moins en partie, par le coût de remplacementde cette énergie, d’autant plus qu’unedes raisons d’être originales de la centrale était derépondre aux besoins en électricité du Sud-Ouestde la RGT. L’OEO nous a dit que la province seraiten surplus d’électricité durant cette période etqu’elle n’aurait pas besoin de l’électricité qui auraitété produite par la centrale de Mississauga. Ainsi,selon l’OEO, il n’y a pas d’autres coûts d’électricitéassociés au remplacement de l’énergie qui aurait étéproduite par la centrale de Mississauga à défalquerdes économies au titre des BPN.L’OEO nous a dit que sa position concernant lesbesoins en électricité de la province avait changédepuis 2009, lorsqu’il avait volontairement augmentéles BPN de la centrale de Mississauga, enpartie parce qu’il considérait la centrale comme unesource d’approvisionnement nécessaire à compterde 2014. En attribuant un contrat pour la constructionde la centrale de Lambton, il soutient clairementqu’il faudra accroître la quantité d’électricitéproduite au gaz, mais pas avant 2018, et qu’aucunapprovisionnement supplémentaire ne sera nécessaireentre 2014 et 2017. Selon l’OEO, la capacitésupplémentaire de la province aura disparu en2018, surtout parce qu’il sera alors nécessaire deremettre à neuf certains éléments du parc nucléairede l’Ontario.À notre avis, toute estimation des économiesliées au report des paiements au titre des BPN doittenir compte des incertitudes entourant les besoinsen électricité et la date d’achèvement de la centralede Mississauga. Nous reconnaissons toutefois quecertaines économies seront réalisées parce quel’OEO ne versera probablement pas de paiements autitre des BPN à Greenfield avant 2017. Nous reconnaissonségalement que, tout comme la centralede Mississauga. la centrale de Lambton pourrait nepas être réalisée dans les délais, ce qui repousseraitencore plus loin la date de début des paiements autitre des BPN et occasionnerait d’autres économies.Étant donné ces incertitudes, nous avons inclus deséconomies estimatives équivalant à environ les troisquarts des 75 millions de dollars estimés par l’OEO,soit 56 millions de dollars. Ces économies potentiellescompensent partiellement les coûts associés àl’annulation et au déménagement de la centrale deMississauga.

26Rapport spécialRÉPARTITION DES COÛTSD’ANNULATIONAu début, tous les paiements associés à l’annulationétaient payés par le biais du compte de rajustementglobal financé par les consommateurs d’électricité.En général, les montants qui transitent par cecompte résultent surtout des différences entre leprix coté de l’électricité et le prix réellement payéaux producteurs. Les montants payés par le biais ducompte de rajustement global sont récupérés sousforme de frais sur les factures d’électricité mensuellesdes consommateurs.Une ordonnance du Conseil du Trésor en dated’août 2012 autorisait un paiement de 190 millionsde dollars pour couvrir les coûts irrécupérablesassociés à l’annulation de la centrale de Mississauga.Comme les paiements effectués jusqu’ici avaientdéjà été imputés au compte de rajustement global,l’ordonnance a eu pour effet de rembourser lecompte de ce montant. Ces 190 millions de dollarsreprésentent donc le montant total des coûts quiseront financés par les contribuables; le reste descoûts sera payé par les consommateurs d’électricitésous forme de frais de rajustement global.AUTRES AVANTAGES POUR GREENFIELDLa plupart du gaz naturel livré au Sud-Ouest del’Ontario, y compris la RGT, provient du centre dedistribution de Dawn à Sarnia. Le coût de transportde ce gaz jusqu’à une centrale dans le comté deLambton sera beaucoup plus faible qu’il l’aurait étés’il avait fallu transporter le gaz jusqu’à Mississauga.Si la centrale était restée à Mississauga, Greenfieldaurait dû payer pour l’utilisation des pipelines d’uncertain nombre de sociétés — particulièrementEnbridge Gas, Union Gas et TransCanada Pipelines.Avec le déménagement de la centrale dans le comtéde Lambton, Greenfield n’aura qu’une société(Union Gas) à payer pour le transport du gaz parpipeline sur une distance relativement courte.Nous estimons que Greenfield économiseraenviron 65 millions de dollars (en dollars actuels)en frais de pipeline sur les 20 ans du contrat deLambton. L’OEO nous a dit qu’il était conscientde ces économies durant ses négociations avecGreenfield mais qu’en se fondant sur les informationsdisponibles à ce moment-là, il avait estiméles économies à seulement environ 36 millions dedollars. Quoi qu’il en soit, aucune économie n’a puêtre négociée et prise en compte dans le prix quel’OEO devra payer pour l’électricité produite par lacentrale de Lambton aux termes de l’entente FRSA.Greenfield touchera donc un taux de rendementplus élevé que si la centrale était restée à Mississauga.Essentiellement, cela représente des économiesqui ne seront pas transmises aux contribuablesni aux consommateurs d’électricité pour compensercertains des coûts liés au déménagement.Les coûts d’intérêt sur le dépôt de garantieinitial sont une autre source d’économies pourGreenfield. Comme il est noté plus haut, Greenfielda fourni seulement 1,4 million de dollars en nantissementpour la centrale de Lambton, comparativementà 14 millions de dollars pour la centrale deMississauga. Elle paiera beaucoup moins d’intérêtssur le montant fortement réduit de cette garantie.Nous estimons ses économies à cet égard à environ4,8 millions de dollars sur la durée de l’entente —là encore, les économies ne seront pas répercutéessur les contribuables ni sur les consommateurs.