C-9-7 - Régie de l`énergie

RÉGIE DE L’ÉNERGIE
DOSSIER : R-3677-2008
RÉPONSES D’ÉNERGIE BROOKFIELD MARKETING INC.
(« EBMI ») À LA DEMANDE DE RENSEIGNEMENTS No 1
DE LA RÉGIE DE L’ÉNERGIE
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20 novembre 2008
N de dossier : R-3677-2008
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Réponses à la demande de renseignements n 1 de la Régie à EBMI
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APPROVISIONNEMENTS
1.
Référence :
Pièce C-9-5-EBMI, mémoire, pages 8 et 9.
Préambule :
Vous mentionnez à la page 8 de votre mémoire :
« En plus des opportunités de revente, le Distributeur pourrait aussi bénéficier
d’opportunités d’achats en ce qui concerne l’achat d’électricité sur les réseaux voisins à
des prix inférieurs à l’électricité patrimoniale. (…) on constate qu’il existe un réel
potentiel de profits pour le Distributeur en autant qu’il ait les ressources pour bénéficier
des faibles prix en période hors pointe sur le marché en temps réel. Une telle pratique
réduirait grandement le risque d’utilisation de l’entente cadre qui a un prix d’exercice de
plus de 80 $/MWh pour les heures hors pointe. »
Demandes :
1.1
Veuillez préciser ce que vous entendez par ressources et chiffrer et détailler
les coûts annuels additionnels associés.
R1.1 : Par ressources nous entendons ici les ressources humaines et matérielles
nécessaires pour assurer une activité d’approvisionnement continue. Pour ce qui est
des ressources humaines, afin d’assurer une présence continue en temps réel, il est
raisonnable de prévoir une équipe de 6 personnes pour une activité de type « pupitre
0-24 heures » autonome. Bien entendu, il est peut-être possible de réduire ce nombre
en combinant certaines fonctions avec les activités déjà existantes du Distributeur
mais, sinon, un regroupement de 6 personnes peut-être considéré comme le cas de
base. Les coûts associés devraient êtres évalués selon les politiques salariales du
Distributeur. Nous ne pouvons nous prononcer plus en détails à ce sujet.
Pour ce qui est des ressources matérielles, à notre connaissance le Distributeur
dispose déjà des outils nécessaires pour la gestion de ses approvisionnements car il
fait déjà une gestion en « day-ahead ». Hormis le matériel informatique et bureautique
additionnel potentiellement requis, les ressources matérielles additionnelles requises
sont présumées limitées.
Des coûts de courtage plus élevés seraient cependant à prévoir, principalement en
raison de l’augmentation potentielle du volume de transactions de très court terme
effectuées. En effet, le fait que le Distributeur ne soit pas un participant direct auprès
des réseaux voisins pourrait engendrer une plus grande sollicitation du ou des courtiers
utilisés par HQD pour effectuer des transactions de très court terme. Les coûts de
courtage devraient cependant être pris en considération dans l’économique des
transactions à effectuer.
Outre la possibilité d’effectuer des transactions économiques à des prix inférieurs au
prix de l’électricité patrimoniale, un des bénéfices additionnels de pouvoir agir en temps
réel est la possibilité de suivre l’évolution de la charge en temps réel et de pouvoir
réagir d’une façon plus pointue au changement face à la prévision de la demande. On
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devrait aussi rappeler que le Distributeur pourrait profiter d’un « pupitre 0-24 heures »
pour optimiser davantage son contrat d’énergie cyclable d’une capacité de 250 MW
pouvant être modifié dans un délai de 2 heures. Cela résulterait possiblement en une
meilleure utilisation de l’électricité patrimoniale et une minimisation du recours à
l’entente cadre. Nous ne disposons cependant pas des données nous permettant
d’effectuer des analyses plus poussées en ce sens. De façon certaine, l’achat
d’électricité en dessous du prix de l’électricité patrimoniale (voir la réponse 1.2) est
nettement avantageux pour le Distributeur et sa clientèle puisque même avec une
performance de 50% le Distributeur aurait fait des revenus de plus de 2 millions en
2007. De telles activités d’approvisionnement de type « pupitre 0-24 heures » existent
dans d’autres juridictions ayant des caractéristiques similaires à celles d’Hydro-Québec
Distribution, à savoir une juridiction qui n’est pas elle-même gérée par des bourses
d’énergie de type ISO mais qui est voisine de telles juridictions. Par exemple, Progress
Energy's un Distributeur de la Caroline du Nord est très actif dans ces activités
d’approvisionnement et ce, à toute heure de la journée. (voir une description des
activités d’approvisionnement de ce Distributeur à l’Annexe 1)
1.2
Veuillez reproduire votre tableau de la page 9 de la référence pour l’année
historique 2007 seulement en précisant les sources et les hypothèses utilisées.
R1.2 : Tableau page 9, refait pour l’année de référence 2007 seulement
Moyenne historique des heures sous l'équivalent de l'électricité patrimoniale (27.90 $/MWh)
Incluant les estimés de frais de sortie
(Données converties en CAD au taux de change quotidien historique lorsque nécessaire)
Période de 2007
Marchés
Ontario
NY DAM
NY R/T
Prix
moyen
%
d'heures <
27.90
Prix
moyen
< 27.90
51.72
66.66
5.98
9.5%
0.3%
7.8%
18.98
23.78
5.98
Prix
Profits annuels
moyen si
potentiels par tranche
pas de Écart avec de 50 MW @ 50% de
Pour
prix < 0
27.90
250 MW
performance
185,916
18.98
-8.92
929,582
2,472
23.78
-4.12
12,362
268,358
12.23
-15.67
1,341,789
Les sources et hypothèses utilisées :
-
Sources pour les prix : IESO & NYISO, colligés directement ou via Platts
(HOEP pour l’IESO et NY-M pour NYISO)
-
Source pour les taux de changes : PACIFIC Exchange Rate Service
Frais de sorties Ontario : Estimés à 4% du prix HOEP plus 2 $/MWh
Frais de sorties NY : Estimés à 5$US/MWh convertis en $Can au taux
quotidien historique
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1.3
Êtes-vous en mesure d’estimer l’impact monétaire, pour l’année historique
2007, de la réduction de l’utilisation de l’entente cadre qui résulterait de la
pratique à laquelle vous faite référence ?
Si oui, veuillez fournir le détail de votre calcul, les sources et les hypothèses
utilisées. Veuillez notamment préciser la façon dont vous traitez la possibilité
pour le Distributeur de reclasser les bâtonnets (électricité patrimoniale) à la fin
d’une année.
R1.3 : Afin d’estimer l’impact monétaire d’une telle pratique pour l’année 2007, il
faudrait tout d’abord déterminer à quelle(s) heure(s) les achats effectués à des prix
sous le prix de l’électricité patrimoniale aurait eu lieu et en déterminer une quantité
d’achat théorique. Ensuite, il faudrait ajouter ces achats théoriques aux
approvisionnements post patrimoniaux et ensuite procéder au reclassement des
bâtonnets patrimoniaux pour déterminer les quantités utilisées en vertu de l’entente
cadre ainsi que l’électricité patrimoniale inutilisée et le coût total des
approvisionnements. En comparant ces quantités avec le cas de base, il serait possible
d’évaluer l’impact des achats additionnels effectués à des prix inférieurs au prix de
l’électricité patrimoniale sur l’utilisation/coûts de l’entente cadre, la quantité d’électricité
patrimoniale inutilisée et les coûts totaux.
Malheureusement, il serait très difficile pour EBMI d’effectuer ce genre d’analyse et
cela lui demanderait un effort important pour les raisons qui suivent. En effet, bien que
la plupart – voire même la totalité – des données requises pour ce genre d’analyse
aient peut-être été diffusées par le Distributeur sous plusieurs formats et dans divers
dossiers, EBMI ne dispose pas de l’ensemble des données requises à l’analyse
demandée ni ne possède les outils qu’a pu développer le Distributeur au fil des années
pour la gestion de son électricité patrimoniale qui lui permettrait d’effectuer l’analyse
demandée.
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Annexe 1
Power traders go for lowest cost: State auditing bid for 16% rate hike for 16%
increase
Sunday, July 20, 2008; Posted: 09:41 AM
7 Stocks You Need To Know For Tomorrow -- Free Newsletter
RALEIGH, Jul 20, 2008 (The News & Observer - McClatchy-Tribune Information
Services via COMTEX) --PGN | Quote | Chart | News | PowerRating -- It's 6:45 a.m.,
and outside Progress Energy's office tower in downtown Raleigh the day is already
promising to be a scorcher, signaling heavy electricity demand ahead.
Up on the 10th floor, energy traders have been on the job through the night preparing
to meet that demand at the lowest possible cost. Round-the-clock traders use instant
messaging to buy and sell electricity from and to other utilities. Others work the phones
by day to nail down coal contracts that will dispatch mile-long trainloads to fuel
Progress Energy's power plants.
All summer, state auditors will be taking a close look at how well the 10th floor
performs. Progress Energy, citing rising fuel costs, has asked for a 16.2 percent rate
increase, one of the largest in a half century. Utilities are allowed to pass on fuel costs
to customers, but Progress Energy must prove to the N.C. Utilities Commission that its
electricity purchases are prudent and that it's not overpaying for coal.
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The Public Staff, the state agency that represents utility customers, says the company
has a reputation for squeezing maximum efficiency out of fuel contracts, power plant
operations and electricity deals. One key measure: Progress Energy runs its nuclear
plants 93 percent of the time, beating the national average.
"They're very experienced at this," said James McLawhorn, director of the Public Staff's
electric division. "They are among the most efficiently performing coal plants in the
country. They are top performers in terms of nuclear -- there's no question."
Is bias built in?
Some say the high praise for Progress Energy reflects a bias in the state's system of
utility regulation: It rewards utilities for satisfying the public's hunger for cheap
electricity. Indeed, major power companies are planning new nuclear plants and coal
plants to meet customers' growing demand. Only last year did the state legislature
create a mechanism to reward utilities for lowering electricity consumption by
encouraging customers to adopt energy efficiency measures at home and at the office.
Environmentalists contend that if regulators and lawmakers exerted greater pressure
on utilities to reduce energy demand, the utilities could could avoid the expense of
building some plants. In holding down the cost of electricity, they say, conservation is
more effective than the 10th floor.
"The system is biased toward running power plants and building more power plants,"
said Stephen A. Smith, executive director of the Southern Alliance for Clean Energy. "If
the utilities invested in energy efficiency they would hedge and moderate their
customers' exposure to these fuel prices. The system needs to be designed so it's not
skewed toward more power plants."
The soaring price of fuels and power plant construction is beginning to force the state to
require conservation alongside efficient energy acquisition. But as the state weighs
Progress Energy's rate-increase request, it will scrutinize the hive of activity that hums
of the 10th floor.
Progress Energy recently opened the usually closed operation for a tour by a News &
Observer reporter. Sasha Weintraub, who directs the 10th-floor operation, said for
years, as long as fuel prices were stable, the traders had grown accustomed to working
in obscurity.
"When fuel prices go crazy as they have in the past few months, everything we do is in
the spotlight," he said.
An early start
The 10th-floor routine starts at 5:30 a.m., when power-demand forecasters assess that
day's energy needs, weighing plant availability, temperature forecasts and other
factors. A congested interstate transmission line, for example, means that Progress
can't count on buying or selling power with Southern Co. in Georgia.
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Power trading happens because power demand is never uniform: When it's 100
degrees in Raleigh, it might be cloudy and raining in Atlanta, a cold front could be
sweeping through Baltimore, and power plants might be down for maintenance in
Virginia. The cost of generating power, based on the mix of available fuels that were
bought at different prices, fluctuates daily. When there is surplus power and prices are
out of balance, electric utilities look for bargains.
By 7 a.m., the thermometer outside is pushing 72 degrees and is forecast to reach 96
degrees. A computermonitor the size of a giant plasma TV depicts a bulging graphic
that resembles a humpback whale: The arcing line is a computer forecast of the day's
energy demand. The midafternoon bulge represents power use peaking with a
crescendo of whirring air conditioners.
The traders are guided by a software program that calculates the utility's cost of
generating power. They then shop around for power cheaper than their own. "We're
trying to scour the market for the best price," senior power trader Rachael Shirk said.
Shirk has been trading for a decade and works as a next-day trader. She is in contact
with about 50 power marketers at a time and closes about three to four deals on a
typical a day. The hourly traders work at a more hectic pace, closing about 50 deals a
day for electricity in increments as small as 15 minutes.
Instant messages have largely replaced the constantly ringing telephones that defined
power trading floors of years past. "It is a silent chaos," Shirk said.
A bank of computer screens ranks more than two dozen Progress Energy power plants
by the cost of their fuel sources. The cheapest are nuclear plants, because nuclear fuel
(uranium) costs only about half a cent per kilowatt hour -- well below Progress Energy's
standard North Carolina residential rate of 9.7 cents a kilowatt hour.
After N-plants, coal
When nuclear plants max out, the utility turns to its coal-burning power plants. Coal
costs Progress Energy about 4 cents a kilowatt hour, under current contracts. Coal
costs have soared more than 200 percent in the past year -- an alarming trend,
because the company will be entitled to recover those rising costs in the future.
Next in line is natural gas, which is subject to rapid price increases this year caused by
global energy demand. For Progress, natural gas costs can range from about 7 cents to
15 cents a kilowatt hour. Natural gas is used mostly to meet peak power demand, only
about 4 percent of total electricity Progress Energy customers used in 2007.
By 9 a.m., it's 82 degrees outside and a haze settles over downtown Raleigh.
Shirk announces she just made a deal for the following day: She bought electricity for
4.5 cents a kilowatt hour. Generating the same amount of power from its own from
natural gas plants would have cost Progress 7.2 cents a kilowatt hour. The savings for
the eight hours of purchased power: $21,600.
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The 10th floor operates round-the-clock, with hourly traders divided into 12-hour shifts.
The 65 team members are overseen by Weintraub, who has a doctorate in industrial
engineering from N.C. State University with a specialty in "scheduling theory."
Becoming a Progress Energy power trader requires a three-year apprenticeship. Some
have been doing it more than a decade. Hourly traders typically eat lunch at their
desks, work four-day weeks, and they need a three-day weekend to decompress.
"Each hour, every day, we're just chipping away," said Gary Freeman, director of power
trading. "Through the click of a button or a phone call, the traders are committing the
company to obligations of millions of dollars."
[email protected] or (919) 829-8932
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Copyright (c) 2008, The News & Observer, Raleigh, N.C. Distributed by McClatchy-Tribune Information Services.
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