La dette d'Énergie NB a dépassé de 1 G$ son propre plan de 2015, les prévisions optimistes se heurtant à la réalité

La stratégie d'Énergie NB en matière de dette consistait à demander une série de petites hausses tarifaires de deux pour cent, année après année, afin de constituer progressivement des capitaux propres pour rembourser ce qu'elle doit. Lors de son audience tarifaire de 2015, les dirigeants prévoyaient que ces hausses ramèneraient la dette à 3,95 milliards de dollars d'ici mars 2021 — une amélioration de 889 millions de dollars sur six ans.

Au lieu de cela, lors de l'audience tarifaire de février 2020, le service public a projeté une dette de 4,9 milliards de dollars en mars 2021 — près de 1 milliard de dollars de plus que prévu. Robert Knecht, un expert américain des services publics engagé par l'intervenante publique Heather Black, a déclaré à l'audience que la stratégie avait échoué parce que les planificateurs d'Énergie NB utilisaient systématiquement des projections trop optimistes des coûts et des dépenses.

Les écarts avaient des causes nommées : la centrale nucléaire de Point Lepreau a produit 10 % moins d'électricité que prévu durant ses sept premières années après sa remise en service, les dommages causés par les tempêtes se sont accumulés, et les barrages hydroélectriques ont fonctionné en deçà des débits d'eau habituels. La tempête de verglas de janvier 2017 dans le nord-est du Nouveau-Brunswick a coûté 30 millions de dollars — dix fois le budget annuel consacré aux dommages causés par les tempêtes.

En novembre 2019, la lettre de mandat du gouvernement Higgs a enjoint à Énergie NB de faire de la réduction de la dette sa priorité « première et absolue » et de réduire la dette d'au moins 500 millions de dollars d'ici 2027. Knecht a averti que le service public manquait de temps pour produire un scénario crédible, notant que ses modèles décennaux actuels supposent encore qu'il n'y aura pas d'autres problèmes importants à Point Lepreau et des taxes sur le carbone plus légères que ce que permettent les règles fédérales.

Une dette projetée à près de 1 G$ au-dessus du plan — 4,9 G$ contre les 3,95 G$ promis pour mars 2021 ; une seule tempête de verglas en 2017 a coûté 30 M$, dix fois le budget de cette année-là pour les tempêtes.

Le plan de remboursement reposait sur des prévisions qui retenaient systématiquement le meilleur scénario : production nucléaire maximale, dommages modérés dus aux tempêtes, hypothèses favorables sur le coût du carbone.

Six années de cette stratégie n'ont produit presque aucun progrès — l'écart de dette par rapport au plan a atteint environ 1 milliard de dollars au lieu de diminuer de 889 millions de dollars.

Une modélisation fondée sur le meilleur scénario ne laissait aucune marge pour les chocs récurrents connus du service public, des tempêtes de verglas à la sous-performance du réacteur remis en service.

La province a ensuite imposé une cible ferme de 500 millions de dollars d'ici 2027, que le service public n'avait aucun moyen crédible d'atteindre.

Un plan bâti sur des hypothèses du meilleur scénario n'est pas un plan : de modestes hausses tarifaires régulières ne fonctionnent que si les prévisions qui les sous-tendent résistent au contact des tempêtes, des réacteurs sous-performants et de la politique carbone.

La Commission de l'énergie et des services publics examinait la demande d'Énergie NB d'une nouvelle hausse tarifaire de deux pour cent à compter du 1er avril 2020, Knecht exhortant le service public à conserver son mécanisme existant mais à rendre ses projections « un peu moins optimistes » avant l'échéance de 2027.