Le lockout chez ABI a privé Hydro-Québec de 165 millions

En plus d’un impact sur ses profits, l’arrêt quasi complet de la production chez ABI constitue la principale raison de la diminution de 1,2 térawattheure (TWh) enregistrée au chapitre de la demande de base en 2018 au Québec.
Photo: Jacques Nadeau Le Devoir En plus d’un impact sur ses profits, l’arrêt quasi complet de la production chez ABI constitue la principale raison de la diminution de 1,2 térawattheure (TWh) enregistrée au chapitre de la demande de base en 2018 au Québec.

La progression des profits et revenus d’Hydro-Québec l’an dernier aurait été encore plus marquée n’eût été le lockout qui perdure à l’Aluminerie de Bécancour (ABI), qui l’a privée d’une somme d’environ 165 millions.

En dévoilant ses résultats pour l’exercice 2018 mercredi, la société d’État a précisément quantifié l’impact du conflit de travail en vigueur depuis plus d’un an et qui prive 1030 travailleurs de leur gagne-pain. Certains analystes avaient déjà estimé les coûts de ce lockout pour Hydro-Québec, mais cette dernière n’avait jamais confirmé ou infirmé les chiffres qui avaient été avancés.

En plus d’un impact sur ses profits, l’arrêt quasi complet de la production chez ABI constitue la principale raison de la diminution de 1,2 térawattheure (TWh) enregistrée au chapitre de la demande de base — qui ne tient pas compte de l’effet des températures — en 2018 au Québec. « Du côté des grands clients industriels, le recul est de 3,4 TWh, a dit en conférence de presse le président-directeur général d’Hydro-Québec, Éric Martel. ABI représente [un volume négatif de] 4,2 TWh. Il y a une hausse [de la demande] chez les autres. »

Si la direction de la société d’État a quantifié l’impact du conflit de travail, elle ne s’est toutefois pas risquée à commenter le fossé qui sépare le syndicat des Métallos et l’employeur — le géant américain Alcoa. ABI n’est pas forcée d’acheter la totalité du volume d’électricité figurant dans son contrat avec Hydro-Québec en cas de force majeure. En vertu de l’entente qui remonte à 2014, un lockout est considéré comme un cas de force majeure.

Grâce à un gain comptable de 277 millions attribuable à la cession d’une participation majoritaire dans TM4, la société d’État a vu son bénéfice net croître de 12 %, à 3,19 milliards. Sur le marché québécois, l’augmentation des approvisionnements a également contribué à hauteur de 153 millions. Cela permettra à Hydro-Québec de verser un dividende de 2,4 milliards dans les coffres de l’État, soit le plus important de son histoire.

Toutefois, en excluant la transaction pour TM4, la hausse des profits aurait été plus modeste, soit de 2,4 %, à 2,9 milliards. La filiale spécialisée dans la construction de moteurs électriques est désormais contrôlée à hauteur de 55 % par l’équipementier automobile américain Dana. Dans les faits, Hydro-Québec, qui détient toujours 45 % de TM4, a reçu un paiement en espèces de 165 millions. « Ce partenaire nous permet d’amener de l’expertise en matière de capacité de production, a dit M. Martel pour justifier la transaction. On construit de 6000 à 8000 moteurs par année, mais le matin où il faudra en construire un million, c’est une compétence que l’on n’a pas. »

Le profit de 3,19 milliards tient compte d’un montant de 120 millions qui sera retourné à la clientèle d’Hydro-Québec puisque l’écart de rendement — souvent appelé trop-perçu — du dernier exercice a été d’environ 182 millions. Ce montant de 120 millions viendra appliquer une pression à la baisse de 1,1 point de pourcentage sur la prochaine demande tarifaire qui sera déposée en août auprès de la Régie de l’énergie.

En ce qui a trait aux revenus, ils sont passés de 13,5 milliards à 14,3 milliards au cours du dernier exercice. Dans le marché québécois, les recettes ont été de 12,1 milliards, en hausse de 371 millions, principalement grâce à un effet favorable de 246 millions attribuable aux températures inférieures à la moyenne pendant les mois de janvier et d’octobre.

Par contre, au chapitre des exportations, des prix moins élevés obtenus sur les marchés ont neutralisé la progression du volume, qui a atteint un « sommet historique » de 36,1 TWh. « Dans le nord-est des États-Unis, il y a beaucoup de gaz naturel disponible, a dit M. Martel. Cela met une pression énorme sur les prix. C’est clair que c’est un défi. Aussi, notre voisin ontarien est en situation de surplus. Il achète très peu. »

En moyenne, la société d’État a obtenu un prix de 4,4 ¢ par kilowattheure sur les marchés d’exportation l’an dernier, par rapport à 4,6 ¢ en 2017.

Varia

Sur le projet de ligne de transport aux États-Unis : « Nous sommes très confiants. C’est une question de mois. Est-ce qu’il y a des opposants ? Oui, il y en a. Il y a des groupes environnementaux qui se sont prononcés dans les derniers jours. Il y a même la nouvelle gouverneure du Maine [Janet Mills] qui commence à dire que le projet est intéressant. » Et les acquisitions : « Cela fait toujours partie de notre plan stratégique. Nous allons demeurer patients. Les marchés sont dispendieux présentement. Je dois vous avouer une chose : nous avons mis nos efforts sur les exportations. C’est ce qui était le plus rentable et le plus prioritaire. Je n’ai jamais donné de calendrier à mon équipe. »

Quant aux centres de données : « Ça bouge beaucoup. Nous avons des ententes de confidentialité. Déjà, il y a environ une cinquantaine de centres, qui sont peut-être plus petits. Mais on travaille sur des choses plus significatives. On veut attirer de grands joueurs. On est en train de réaliser cela. »