Journal des débats de la Commission de l'économie et du travail

(Quinze heures trente et une minutes)

Le Président (M. Bélanger): La commission de l'économie et du travail se réunit afin de procéder à l'étude de la proposition tarifaire d'Hydro-Québec pour l'année financière 1990-1991 et d'entendre, à cette fin, les membres du conseil de direction d'Hydro-Québec. Il est proposé que la ministre de l'Énergie et des Ressources soit membre aussi de la commission de l'économie et du travail pour ce mandat. C'est un ordre de l'Assemblée nationale, alors cela va de soi.

M. le secrétaire, est-ce qu'il y a des remplacements?

Le Secrétaire: Oui, M. le Président. Il y a un seul remplacement: Mme Dupuis (Verchères) est remplacée par M. Lazure (La Prairie).

Le Président (M. Bélanger): Bien. Du côté ministériel, il n'y a pas de remplacement? Bien. Alors, il y a un ordre du jour qui a été prévu avec le temps dévolu à chacun des éléments. Alors, je vais juste dire, comme remarques préliminaires, que nous nous en tiendrons rigoureusement au respect de cet horaire-là et que le temps imparti sera divisé moitié-moitié entre les ministériels et l'Opposition.

Sans plus de préambule, Mme la ministre, je vous inviterais à faire vos remarques préliminaires. On a quinze minutes pour les remarques préliminaires, de part et d'autre.

Remarques préliminaires Mme Lise Bacon

Mme Bacon: M. le Président, nous entamons, aujourd'hui, l'examen de la proposition tarifaire d'Hydro-Québec. C'est avec beaucoup d'intérêt que j'aborde l'examen public des demandes de la société d'État pour la première fois, à titre de ministre responsable d'Hydro-Québec.

D'entrée de jeu, il me faut souligner que c'est une responsabilité importante, puisque les activités d'Hydro-Québec ont des impacts sur les principales facettes de notre vie collective, et le devoir de la ministre de tutelle est de s'assurer qu'Hydro-Québec remplisse son mandat.

Le gouvernement s'attend que les consommateurs d'électricité obtiennent un service de qualité et s'attend aussi que l'entreprise joue pleinement le rôle de levier économique qui est le sien et permette aux Québécois de profiter de l'avantage comparatif que constitue l'hydroélectricité.

Je vais revenir, dans quelques instants, sur les objectifs que le gouvernement souhaite prendre en compte dans l'examen de la demande tarifaire d'Hydro-Québec. Cependant, je voudrais tout de suite insister sur deux de ces objectifs. En premier lieu, en tant que ministre responsable d'Hydro-Québec, je veux qu'on prenne en considération la situation des consommateurs, particulièrement lorsque ceux-ci forment un marché captif. En second lieu, je souhaite également tenir compte de la santé financière de l'entreprise. Hydro-Québec, je l'ai déjà dit, doit avoir une situation financière saine. Je veux réaffirmer cet objectif, cette volonté, puisqu'il est nécessaire que l'entreprise dispose de moyens suffisants pour satisfaire la demande actuelle et future des Québécois. J'aurai l'occasion, au cours de la commission, de discuter avec HydroQuébec des moyens d'atteindre et de maintenir cette santé financière.

Ces éléments de base étant posés, j'aimerais rappeler le contexte dans lequel nous allons procéder à l'examen des demandes d'Hydro-Québec. Cette année, nous aurons deux commissions parlementaires. Celle que nous amorçons aujourd'hui nous permettra d'analyser la proposition tarifaire d'Hydro-Québec à la lumière des résultats de l'entreprise et de l'ensemble des éléments de court terme qui conditionnent cette proposition. Nous tiendrons, au mois de mai, une seconde commission parlementaire où sera débattu, de la façon la plus complète possible, l'avenir de l'électricité au Québec.

En effet, à bien des égards, nous sommes à la croisée des chemins. Le développement de notre secteur électrique nous conduit à nous interroger sur l'évolution de nos besoins, sur la meilleure façon de les satisfaire, sur les choix technologiques que nous devons retenir et, bien entendu, sur la nécessaire intégration des préoccupations environnementales dans un concept de développement durable.

Si vous le voulez bien, examinons maintenant les éléments de conjoncture dans lesquels s'inscrit l'actuelle proposition tarifaire. Certains éléments conjoncturels sont plutôt difficiles à contrôler. C'est notamment le cas de l'hydaulicité dont les effets semblent se répercuter négativement sur la situation financière de l'entreprise.

Par contre, d'autres variables influençant les coûts sont directement reliées aux décisions de l'entreprise. Il en est ainsi des charges d'exploitation. Je dois souligner tout de suite que je suis très préoccupée par leur évolution à Hydro-Québec. Je rappelle que, lors de la dernière commission parlementaire, mon prédécesseur avait demandé à Hydro-Québec de réduire la

croissance des charges par une productivité plus grande de l'organisation, afin de soulager les consommateurs québécois. Je constate que la hausse des charges d'exploitation en 1989 a atteint près de 15 %, alors qu'Hydro-Québec prévoyait une augmentation de 4 % l'an dernier.

Il va de soi que le climat de travail, dans toute organisation, influence directement sa performance. Les négociations pour le renouvellement des conventions collectives de 90 % des employés syndiqués ont été entreprises il y a plus d'un an et je demeure confiante qu'un règlement survienne prochainement. Par la suite, je m'attends que la productivité connaisse une nette amélioration, car, enfin, la productivité c'est d'abord et essentiellement l'affaire de tous les employés d'Hydro-Québec, syndiqués comme non syndiqués, et je voudrais qu'Hydro-Québec nous assure que les intérêts des consommateurs ont la place qui leur revient, c'est-à-dire la première, dans la recherche d'une solution à ce problème.

Ces éléments conjoncturels étant précisés, j'aimerais rappeler les différents objectifs qui, pour le gouvernement, doivent être gardés en mémoire lorsque l'on aborde la question des tarifs d'Hydro-Québec. À maintes reprises et, notamment, dans sa politique énergétique, le gouvernement a identifié clairement les objectifs qui, à notre sens, peuvent être pris en compte dans la fixation des tarifs d'électricité. Il me semble essentiel de les évoquer de nouveau maintenant, puisque ce sont eux qui devraient nous guider dans l'analyse de la demande à la société d'État.

Ces objectifs tournent autour de cinq idées essentielles dont l'application n'est pas forcément facile, puisqu'elle peut nous forcer à des arbitrages délicats. Pour le gouvernement, les tarifs doivent être définis en tenant compte de la protection de l'intérêt des consommateurs, de la position concurrentielle de l'électricité, de la nécessité d'imputer un juste prix aux consommateurs, d'une utilisation plus efficace de l'électricité et de la santé financière d'Hydro-Québec.

Le premier objectif concerne la protection de l'intérêt des consommateurs d'électricité. Le Québec a la chance de disposer de ressources hydroélectriques considérables dont une partie a déjà pu être aménagée dans des conditions économiques très satisfaisantes. Grâce à ce potentiel, grâce aux investissements consentis, les Québécois possèdent une richesse collective qui contribue directement à leur qualité de vie. Pour le gouvernement, il est clair que cet avantage doit être maintenu. Il serait d'ailleurs tout à fait injuste qu'il n'en soit pas ainsi.

Les consommateurs québécois d'électricité ont adapté leurs choix énergétiques aux disponibilités et aux prix qui leur étaient offerts. Plus particulièrement, les abonnés domestiques ont en grande partie remplacé par l'hydroélectri- cité les formes d'énergie qu'ils utilisaient auparavant et qui étaient achetées à l'extérieur. Il est clair que les consommateurs qui ont effectué ce choix doivent être protégés, et ce, d'autant plus lorsqu'ils sont placés dans une situation de consommateurs captifs. En conséquence, nous devons porter une attention spéciale à leur situation et à la protection de leurs intérêts.

Le deuxième objectif retenu vise la position concurrentielle de notre électricité. La croissance économique du Québec et son renforcement industriel se sont appuyés fortement et continuent de s'appuyer sur la disponibilité d'énergie à faible coût. Dans un monde où la compétition est de plus en plus exigeante, il apparaît essentiel que nous conservions, sur le plan des tarifs de l'électricité, les avantages comparatifs qui nous ont permis d'établir ici certaines activités industrielles performantes. Pour le gouvernement, les propositions tarifaires d'Hydro-Québec doivent ainsi être analysées en fonction de leur impact sur la position concurrentielle québécoise. C'est effectivement ce qui a été fait au cours des dernières années.

J'aimerais rappeler que, depuis 1986, la hausse des tarifs d'Hydro-Québec a été au moins équivalente à l'inflation. En termes réels, depuis quatre ans, la facture d'électricité des Québécois n'a donc pas augmenté. Par ailleurs, HydroQuébec a offert à l'industrie des formules, comme la stabilisation tarifaire et le partage de bénéfices et de risques, auxquelles l'accueil a été très encourageant. Il me semble ainsi essentiel que la société d'État explique clairement les impacts qu'aurait la demande qu'elle présente sur la situation des consommateurs et sur la position concurrentielle de nos entreprises. Pour ma part, c'est dans ce sens que j'adresserai aux représentants d'Hydro-Québec plusieurs de mes interrogations.

L'objectif d'un juste prix au consommateur, dans l'examen de la demande tarifaire d'Hydro-Québec, semble aller de soi. En termes concrets, cela signifie que chaque abonné doit acquitter les frais qui découlent du service dont il bénéficie. Cet objectif amène à s'interroger sur l'inter-financement, c'est-à-dire sur le paiement, par une catégorie d'abonnés, de frais qui devraient normalement être imputés à une autre catégorie d'abonnés. Je compte interroger les représentants d'Hydro-Québec sur cette question de l'inter-financement et sur leurs intentions à ce sujet. Il me semble que nous nous entendons déjà sur l'idée selon laquelle chaque consommateur d'électricité doit acquitter les coûts liés à sa consommation. L'application de ce principe doit, cependant, être discutée avec soin. Par exemple, je ne suis pas sûre que l'on doive demander aux consommateurs résidentiels d'acquitter les mêmes rendements que ceux qui sont réclamés aux autres catégories tarifaires.

Dans l'analyse de la proposition tarifaire d'Hydro-Québec, un quatrième objectif doit être

présent à notre esprit. Cet objectif, c'est celui d'une utilisation plus efficace de notre électricité. Sur le plan énergétique, nous disposons, avec l'hydroélectricité, d'une richesse que beaucoup de monde nous envie. Il s'agit d'une forme d'énergie renouvelable dont les effets sur l'environnement font que l'hydroélectricité se compare fort avantageusement aux autres filières énergétiques conventionnelles. Cependant, ce n'est pas parce que nous disposons d'une énergie en abondance que nous devons la gaspiller. Hydro-Québec met un accent particulier, dans ses nouvelles orientations, sur les économies d'énergie et sur l'utilisation plus efficace de l'électricité. La discussion qui commence aujourd'hui devrait nous permettre de relier cette politique de l'entreprise à la proposition tarifaire qui nous est présentée.

Promouvoir une meilleure utilisation de l'électricité, c'est également faire en sorte que la grille tarifaire donne aux consommateurs le moyen de réagir, d'adapter leur consommation pour le meilleur intérêt de la collectivité. Je fais référence ici aux options tarifaires, c'est-à-dire aux choix qui sont offerts aux consommateurs en termes de tarification, de telle sorte qu'ils puissent bénéficier d'une facturation plus favorable s'ils décident d'apporter des modifications à leur mode de consommation.

Ces choix tarifaires existent déjà pour l'industrie et on ne peut que féliciter HydroQuébec d'avoir ainsi mis en place tout un éventail de produits diversifiés. Les programmes de puissance interruptible, de biénergie, de stabilisation tarifaire ou d'aide à l'implantation des électrotechnologies sont autant de moyens, pour les consommateurs industriels, de réduire leur facture d'électricité en modifiant de façon appropriée les caractéristiques de leur consommation.

Dans sa politique énergétique, le gouvernement a clairement souhaité que des choix tarifaires soient offerts à l'ensemble des consommateurs. À l'exemple de ce qui existe dans plusieurs pays industrialisés, l'idée est de permettre aux petits consommateurs d'électricité de réduire leur facture globale en modulant ou en déplaçant leur consommation.

Il ne semble pas qu'Hydro-Québec ait été en mesure, dans la proposition tarifaire que nous commençons à discuter aujourd'hui, d'inclure de tels choix, si l'on excepte le tarif biénergie résidentiel qui ne s'adresse qu'à un nombre très limité d'abonnés. Je demanderai donc aux dirigeants d'Hydro-Québec leurs intentions à cet égard et les moyens qu'ils entendent prendre afin de mieux diversifier le produit qu'ils offrent aux petits consommateurs. Il serait regrettable que la société d'État ne soit pas capable, sur ce dossier, de prendre des engagements fermes et précis.

Il me reste à aborder le cinquième objectif que nous devons avoir en tête en examinant la proposition d'Hydro-Québec. Ce dernier objectif n'est pas le moindre, puisqu'il s'agit de la santé financière de la société d'État. Pour le gouvernement - et tous s'accorderont sans peine sur cette préoccupation - il est primordial que la première de nos sociétés d'État bénéficie d'une bonne santé financière. Étant donné la place que détient Hydro-Québec dans notre économie, il y va de l'intérêt de l'ensemble de la collectivité québécoise.

Cette bonne santé est d'autant plus prioritaire que, par ses activités, Hydro-Québec est confrontée à des défis considérables. Pour remplir le mandat qui lui a été confié, la société d'État doit engager des investissements majeurs dont une partie est financée par des emprunts. L'entreprise doit se présenter sur les marchés financiers en bonne position. De plus, la bonne santé financière d'Hydro-Québec bénéficie directement aux consommateurs. Elle permet, en effet, à la société d'État de mieux absorber l'impact d'événements conjoncturels défavorables. Elle devrait conduire, à terme, à plus de stabilité tarifaire. (15 h 45)

Si la santé financière d'Hydro-Québec est ainsi un enjeu de taille, la définition des tarifs en est bien évidemment l'une des clés. C'est d'ailleurs essentiellement pour sauvegarder et améliorer cette santé financière, malgré plusieurs difficultés survenues ou anticipées, qu'Hydro-Québec nous soumet aujourd'hui une proposition tarifaire dont j'ai déjà souligné l'ampleur. Ce que nous devons discuter avec les représentants d'Hydro-Québec, c'est l'évaluation qui est faite de ces moyens nécessaires. Nous devons également nous demander si l'accroissement des tarifs constitue effectivement la seule option envisageable.

L'ordre du jour qui a été retenu va nous permettre d'aborder successivement les différents dossiers qui représentent, selon le point de vue d'Hydro-Québec, autant de dépenses supplémentaires ou de manque à gagner justifiant la hausse tarifaire qui nous est proposée. Personnellement, j'attends des représentants de la société d'État qu'ils identifient clairement devant nous les éléments nouveaux, non prévus il y a un an, qui ont amené Hydro-Québec à modifier sensiblement la politique tarifaire telle qu'elle était alors anticipée. La hausse de ses revenus constitue probablement la principale réponse de la société d'État aux différents coûts qu'elle doit assumer. Il ne devrait cependant pas s'agir de la seule.

Depuis plusieurs années, des questions sont posées à la société d'État sur sa productivité et sur les coûts de son fonctionnement. Comme on l'a déjà souligné ici, les consommateurs québécois ne doivent pas être les seuls à supporter l'effort demandé par Hydro-Québec afin de surmonter un certain nombre de problèmes et de difficultés. Hydro-Québec elle-même doit trouver, dans sa gestion interne, une partie des réponses aux questions qu'elle pose.

II est donc normal que la société d'État soit interrogée sur le niveau de ses charges d'exploitation et sur leur évolution prévue. Dans un contexte difficile, tel que celui que nous vivons, ces interrogations sont essentielles. J'ai, pour ma part, l'intention de questionner spécifiquement Hydro-Québec sur ses coûts d'exploitation, sur leur montant et sur les politiques de l'entreprise les concernant.

Voilà donc, M. le Président, rapidement esquissé, le cadre d'analyse que je vous propose de suivre au cours de ces deux journées. Comme je l'ai souligné au début de mon intervention, les objectifs qui viennent d'être rappelés peuvent nous conduire à des arbitrages délicats, particulièrement cette année. Le gouvernement n'a pas l'intention de confier un chèque en blanc à son entreprise, pas plus qu'il ne tient à lui confier une mission impossible. Avec la collaboration des représentants d'Hydro-Québec qui, bien sûr, nous est acquise, nous devrons être en mesure de dégager des informations pertinentes qui permettront, au gouvernement, j'en suis certaine, de prendre les décisions les plus conformes à l'intérêt public.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie, Mme la ministre. J'inviterai maintenant M. le député d'Ungava, qui est le porte-parole officiel de l'Opposition.

M. Christian Claveau

M. Claveau: M. le Président, en premier lieu je voudrais souhaiter la bienvenue à MM. Drouin et Boivin ainsi qu'à tout le personnel qui les accompagne.

Une voix: M. Delisle. M. Claveau: Comment?

Une voix: II y en a un troisième, M. Delisle.

M. Claveau: M. Delisle aussi, évidemment. On m'a coupé l'inspiration. J'en profite pour saluer aussi la ministre de l'Énergie et des Ressources qui en est à son premier exercice du genre et aussi le personnel de son ministère qui est présent ici aujourd'hui. Enfin, je nous souhaite, à nous tous, que les deux prochaines journées se déroulent dans un climat serein et constructif.

Au cours des deux prochaines journées, notre mandat consiste à étudier la proposition tarifaire d'Hydro-Québec. Au mois de mai, nous aurons également l'occasion de revenir sur le plan de développement d'Hydro-Québec, puisque ce dernier fera l'objet d'une consultation publique. Je voudrais rappeler, à cet égard, que l'Opposition officielle a collaboré avec la ministre de l'Énergie et des Ressources, afin de pouvoir tenir cette consultation le plus rapidement possible. Je rappellerai que, l'année dernière, nous avions demandé la tenue de consultations publiques sur la politique énergétique du gouvernement du Québec et sur sa composante principale, Hydro-Québec. Nous nous réjouissons donc de la décision de la ministre de l'Énergie et des Ressources d'avoir accédé à notre demande.

À cet égard, je voudrais également souligner l'approche positive qu'a adoptée HydroQuébec. J'ai remarqué, cette année, que les documents d'Hydro-Québec portent le titre de "Proposition de plan de développement". L'introduction du mot "proposition" témoigne du respect de l'entreprise pour la démocratie et donne plus de portée à l'exercice du mois de mai prochain.

Pour revenir à l'objet même de nos travaux, je rappellerai que la proposition tarifaire d'Hydro-Québec a surpris un peu tout le monde, cette année, sur le niveau de ses demandes. Ce dont on parle aujourd'hui, c'est d'une hausse moyenne des tarifs de 7,5 % applicable le 1er mai prochain, à laquelle s'additionnerait une nouvelle hausse de 7,5 % à compter du 1er mai 1991. Dans le secteur domestique, la hausse proposée atteint 8,5 % pour chacune des deux prochaines années. Compte tenu de l'introduction de la taxe fédérale, dite TPS, donc sur les produits et services, le 1er janvier prochain, qui est de 7 %, le gouvernement du Québec ferait porter à sa population une hausse de la facture d'électricité de 26 % en l'espace d'à peine 12 mois s'il devait donner suite aux demandes de sa société d'État.

D'une façon plus concrète, une telle hausse représente une facture annuelle de 277 $ pour un ménage occupant un logement moyen chauffé à l'électricité, par rapport à ce qu'a payé ce même ménage au cours de la dernière année Nous parions donc d'une hausse de tarifs considérable. En l'espace d'à peine une année, sort du 1er mai 1990 au 1er mai 1991, les Québécois verraient augmenter leur facture d'électricité de 26 % Ni l'augmentation générale des prix ni l'augmentation des revenus des particuliers ne s'approchera, même de loin, de cette hausse.

Certaines personnes seront peut-être tentées de comparer la demande actuelle d'Hydro-Québec aux augmentations de tarifs que nous avons connues à la fin des années soixante-dix et au début des années quatre-vingt À ces personnes je rappellerai qu'à cette époque les besoins de financement des grands travaux de la Baie James dépassaient la capacité d'emprunt à court terme d'Hydro-Québec. De 1973 à 1983, la dette à long terme d'Hydro-Québec est passée de 3 400 000 000 $à 17 800 000 000 $.

Par ailleurs, je rappellerai aussi qu'à cette époque le prix du pétrole montait tellement que le glissement de la demande vers l'électricité bon marché menaçait de tourner à l'avalanche. De 1978 à 1982, le prix du pétrole brut est passé d'environ 22 $ le baril à près de 50 $ le baril, en dollars de 1985. Malgré la hausse des tarifs

d'électricité, les Québécois ont fait de plus en plus confiance à l'électricité, de telle sorte qu'aujourd'hui environ 70 % dos habitations sont chauffées à l'électricité et que le taux de pénétration du chauffage électrique est de 94 % dans la nouvelle construction. Lorsqu'on regarde les demandes tarifaires d'Hydro-Québec, il faut constater qu'aucune de ces deux conditions n'existe à l'heure actuelle.

Dans son mémoire sur la tarification, Hydro-Québec nous explique que ses charges d'exploitation sont à la hausse en raison, principalement, de mesures adoptées pour contrer l'effet de la faible hydraulicité des dernières années et l'introduction de nouveaux programmes d'amélioration de la qualité du service et d'économie d'énergie. La ministre de l'Énergie et des Ressources a d'ailleurs repris à son compte ces éléments pour répondre à certaines de mes questions.

Soit dit en passant, au sujet du programme d'économies d'énergie, je me demande si aucune des mesures de ce programme atteindra une fraction seulement de l'efficacité des hausses tarifaires demandées par Hydro-Québec qui provoqueraient une restriction obligée de la consommation d'électricité. Mais je ne veux pas nier l'impact de ces éléments sur les charges d'exploitation de l'entreprise. Toutefois, je m'interroge sérieusement sur la croissance de ces charges d'exploitation depuis 1987 et nous entendons questionner à fond Hydro-Québec sur les raisons qui justifient cette croissance.

Par ailleurs, je constate que les demandes d'Hydro-Québec résultent, pour l'essentiel, d'un jugement apporté sur la santé financière de l'entreprise. Ainsi, à l'égard de deux ratios financiers, soit le taux de capitalisation et la couverture d'intérêt, Hydro-Québec indique sa volonté de maintenir le premier à 25 % et le second, supérieur à 1 %. Ces objectifs apparaissent à la loi constituante d'Hydro-Québec non pas comme une obligation, mais comme une condition à respecter pour que le gouvernement soit à même d'exiger des dividendes. Mais aujourd'hui, avec les nouvelles règles comptables du gouvernement, qui permettent d'inscrire dans les revenus du gouvernement la totalité des profits d'Hydro-Québec, le respect de ces objectifs n'est pas son souci premier. Par ailleurs, les prévisions d'Hydro-Québec indiquent clairement qu'elle ne versera aucun dividende au ministre des Finances au cours des trois prochaines années, même avec des augmentations de 7,5 % en moyenne.

Toutefois, une comparaison avec Hydro Ontario pourrait nous éclairer également. Il faut savoir que le taux de capitalisation d'Hydro Ontario n'est que de 17 % environ, très loin de ce que maintient Hydro-Québec depuis quinze ans. Quant à la couverture d'intérêt, là aussi Hydro Ontario apparaît beaucoup plus souple. En 1988, la couverture des intérêts d'Hydro Ontario n'était que de 0,86 comparativement à 1,26 pour Hydro-Québec.

Il nous reste alors le taux de rendement de l'entreprise à examiner. De 7 % en 1989, celui-ci tombera à 3,6 % en 1990, si la hausse tarifaire correspond à l'inflation, pour monter à 7,1 % en 1992, dans les mêmes conditions tarifaires. Si, par railleurs, la proposition tarifaire d'Hydro-Québec est acceptée, le taux de rendement sera de 4,8 % en 1990, 9,7 % en 1991 et 10,9 % en 1992. On peut certes comprendre la direction d'Hydro-Québec de vouloir présenter à son actionnaire un meilleur taux de rendement. Il appartient toutefois à ce dernier de fixer le rendement qu'il exige. Par ailleurs, il est bon de rappeler qu'en 1986 et 1987 Hydro Ontario affichait un taux de rendement de l'ordre de 5,5 %.

En somme, à l'égard du taux de rendement, la situation de l'entreprise n'est vraiment difficile qu'en 1990, puisque après son taux de rendement revient à son niveau de 1989, et ce, même si la hausse des tarifs n'est que de 4,5 %, soit le niveau de l'inflation.

En somme, l'examen de ces trois ratios financiers nous indique qu'Hydro-Québec est en bonne santé financière, du moins lorsqu'on compare sa situation avec celle d'Hydro Ontario. Dans de telles conditions, il apparaît difficile à l'Opposition officielle d'accepter une augmentation des tarifs aussi forte que celle demandée.

Enfin, Hydro-Québec revient cette année avec une proposition de réduire l'interfinance-ment entre les clientèles. Je ne conteste pas, à ce stade-ci, les calculs d'Hydro-Québec pour me démontrer que les clients du secteur domestique et ceux de la grosse industrie sont avantagés par rapport aux deux autres. Je voudrais cependant indiquer que cette demande d'Hydro-Québec revient chaque année, et ce, depuis 1985, à ma connaissance.

Exception faite de l'année dernière où la hausse de tarifs n'a pas été la même pour toutes les clientèles, le gouvernement ne s'est jamais véritablement attaqué à ce problème. Pourtant, le contexte économique y était plus favorable et il n'y avait pas la taxe fédérale sur les produits et les services en vue. Il faut donc conclure que, jusqu'à présent, il s'est relativement bien accommodé de cet interfinancement.

Je rappellerai aussi que les clients du secteur domestique sont les seuls touchés par la TPS, puisque les entreprises bénéficieront de crédits d'impôt pour la TPS payée sur les intrants. Compte tenu de ce fait, il m'apparaît donc totalement injustifié de hausser les tarifs d'Hydro-Québec davantage pour les petits consommateurs qui, de toute façon, à cause de la TPS, verront leur facture d'électricité grimper davantage.

Finalement, il faut aussi noter qu'aucune clientèle n'occasionne de perte pour HydroQuébec. Toutes les clientèles sont rentables;

certaines plus que d'autres, peut-être, mais toutes rentables quand même. Jusqu'à cette année, Hydro-Québec nous indiquait que sa politique à l'égard des tarifs consistait à éviter les chocs brutaux et qu'à cette fin elle calquait sa politique tarifaire sur l'évolution générale des prix. À cet égard, la proposition tarifaire qui nous est présentée cette année marque un tournant. Les demandes d'Hydro-Québec sont nettement supérieures au taux d'inflation prévu.

Dans le cas des petits consommateurs, ceux du secteur domestique, compte tenu de l'application de la TPS à partir du 1er janvier 1991, la proposition d'Hydro-Québec représente une augmentation de 26 % de la facture d'électricité. L'Opposition officielle comprend très bien que l'application de la TPS n'est pas la responsabilité d'Hydro-Québec. Un fait demeure toutefois les consommateurs devront payer cette taxe.

Dans ces circonstances, il apparaît d'ores et déjà acquis que nous nous opposons à une volonté de réduire l'interfinancement entre les clientèles. Quant au niveau général de la hausse des prix de l'électricité, le niveau moyen de 7,5 % nous apparaît trop élevé. Ce niveau ne nous apparaît pas non plus correspondre à la véritable santé financière d'Hydro-Québec. En effet, celle-ci semble jouir d'une bonne santé financière lorsqu'on la compare à Hydro Ontario.

Nous reconnaissons toutefois que l'entreprise fait face à certaines difficultés, notamment à l'égard de l'hydraulicité. Dans ces circonstances, nous comprenons la nécessité, hélas, de hausser éventuellement les tarifs. Une hausse correspondante à l'évolution générale des prix nous apparaîtrait, à la limite, davantage conforme à la réalité financière d'Hydro-Québec et aux objectifs énoncés antérieurement par l'entreprise.

Enfin, une telle hausse serait davantage respectueuse de la capacité de payer des Québécois dans cette conjoncture de plus en plus difficile. Merci, M. le Président.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie, M. le député d'Ungava. Maintenant, j'inviterais les représentants d'Hydro-Québec à faire leur présentation. Vous avez une heure pour ce faire. Si vous vouliez, dans un premier temps, vous identifier et identifier vos collègues, aussi. (16 heures)

Présentation d'Hydro-Québec M. Richard Drouin

M. Drouin (Richard): Merci, M. le Président. Mme la ministre, MM. et Mmes les membres de la commission, mon nom est Richard Drouin, président du conseil et chef de la direction d'Hydro-Québec; à ma droite, Claude Boivin, président et chef de l'exploitation et, à ma gauche, André Delisle, vice-président de la planification générale à Hydro-Québec.

Chaque année, a peu près à la même période, Hydro-Québec se présente devant une commission parlementaire à l'Assemblée nationale pour présenter les orientations de son plan de développement et expliquer ses demandes tarifaires. Cette procédure fait partie d'un processus public qui permet à Hydro-Québec d'expliquer sa situation et ses orientations à court et à long terme, qui permet aux députés de l'Assemblée nationale d'interroger Hydro-Québec et de formuler leurs recommandations à la ministre de l'Énergie et des Ressources et qui permet au gouvernement du Québec de prendre des décisions éclairées quant à l'approbation des orientations d'Hydro-Québec, notamment en matière de tarifs et de développement de l'entreprise.

La ministre a annoncé, le 14 février, que ce processus serait modifié en 1990 par la tenue d'audiences publiques de la commission parlementaire de l'économie et du travail à compter du 8 mai prochain. Ces auditions porteront sur le développement à long terme de l'électricité au Québec. Hydro-Québec a accueilli cette décision avec enthousiasme et entend collaborer activement aux travaux de cette commission. Nous nous sommes de plus engagés à intégrer les orientations qui seraient retenues par le gouvernement dans notre prochain plan de développement.

Afin de bien traduire notre volonté, il me fait plaisir de vous annoncer qu'Hydro-Québec a entrepris la préparation d'un mémoire en vue de la commission parlementaire du 8 mai prochain. Notre mémoire abordera chacun des cinq thèmes qui constituent le mandat dévoilé par la ministre de l'Énergie et des Ressources, à savoir la place de l'électricité dans les besoins énergétiques du Québec, la situation et l'évolution de la demande d'électricité au Québec, les orientations et le choix possible de développement, les moyens proposés par Hydro-Québec et, enfin, le développement durable. Notre mémoire précisera les choix possibles et les contraintes qui nous ont amenés à retenir les solutions centrées, équilibrées qui apparaissent dans notre proposition de plan de développement.

Les décisions que nous devrons prendre, suite à la commission parlementaire du 8 mai prochain, afin d'être en mesure de répondre aux besoins de notre clientèle à long terme, n'auront que très peu d'impact sur notre situation actuelle et nos coûts de fourniture pour les trois prochaines années. En effet, sur les 13 000 000 000 $ d'investissements qui sont prévus de 1990 à 1992, il n'y a environ que 1 000 000 000 $ qui seront consacrés à des équipements destinés à répondre à la demande à long terme. Si nous sommes invités à comparaître, au cours des deux prochains jours, devant cette commmission de l'Assemblée nationale, c'est donc pour nous permettre de vous expliquer la

situation actuelle d'Hydro-Québec et de répondre à toutes vos questions relatives à notre demande tarifaire pour les deux prochaines années.

Si nous examinons sur un horizon de trois ans les orientations contenues dans notre plan de développement de l'an dernier et dans la proposition de plan de développement qui vous est soumise cette année, nous remarquons que les facteurs d'augmentation de coûts se rattachent principalement à trois objets: un, la qualité du service, deux, le démarrage d'un grand projet d'efficacité énergétique et, trois, la faible hydraulicité.

Nos engagements de 1989 en matière d'amélioration de notre réseau ont commencé à se réaliser et à produire des résultats concrets quant à la continuité du service. Nos programmes d'amélioration du réseau et du service à la clientèle ont été précisés et les budgets qui y sont rattachés ont été révisés à la hausse de 1 900 000 000 $ pour atteindre une somme totale de 4 200 000 000 $. Ces décisions augmenteront nos coûts de fourniture mais nous permettront d'offrir à notre clientèle, d'ici à 1995, une alimentation aussi fiable que celle des meilleurs entreprises canadiennes d'électricité, ainsi qu'un service à la clientèle d'excellente qualité. Nous allons de plus augmenter la formation de nos employés et renforcer nos critères de fiabilité.

Les prochaines années seront aussi caractérisées par le lancement et la mise en oeuvre d'un très vaste programme d'efficacité énergétique. Ce projet constitue notre réponse aux attentes exprimées par un nombre croissant de consommateurs qui souhaitent réduire leur consommation d'électricité tout en maintenant leur qualité de vie et le rendement de leurs appareils électriques.

Toutes nos catégories de clients seront invitées à souscrire à plusieurs programmes qui leur permettront d'économiser l'énergie et de réduire ainsi leur facture d'électricité. Ces programmes, qui nécessiteront des investissements importants au cours des trois prochaines années, permettront de ralentir la croissance de la demande et de faire une meilleure utilisation de nos précieuses ressources hydroélectriques actuelles et disponibles pour de futurs aménagements.

La faiblesse de l'hydrauiicité, c'est-à-dire des précipitations de pluie et de neige, que nous avons connue pour une sixième année consécutive en 1989 constitue le troisième élément qui a eu un impact majeur sur notre proposition de plan à court terme. Nous avons en effet enregistré, en 1989 seulement, un déficit d'accumulation d'eau équivalant à plus de 25 milliards de kilowattheures. Ce manque d'eau nous a d'abord contraints à réduire et même à interrompre nos ventes dans tous les marchés où c'était possible en vertu de nos contrats. Nous avons interrompu nos ventes d'énergie excédentaire sur les marchés externes et au Québec.

Puis, l'automne dernier, nous avons dû racheter pour un an nos contrats de biénergie industriels, institutionnels et commerciaux. Nous avons dû redémarrer l'exploitation continue de la centrale thermique de Tracy et importer de l'électricité de nos partenaires canadiens et américains à plusieurs reprises.

Cette situation nous oblige à prolonger l'utilisation des moyens exceptionnels en 1990, même si nous retrouvons une hydraulicité moyenne. Hydro-Québec devra par conséquent assumer, en 1990, des charges supplémentaires de l'ordre de 212 000 000 $. De fait, même si, au cours des trois prochaines années, nous bénéficions de précipitations correspondant à la moyenne historique, l'impact financier des trois facteurs que je viens de décrire, à savoir la qualité du service, les économies d'énergie et la faible hydraulicité, sera responsable de la majeure partie de l'augmentation de nos coûts de plus de 1 000 000 000 $ de 1990 à 1992, par rapport au plan de développement de l'an dernier.

L'augmentation de ces coûts ne peut être absorbée par Hydro-Québec parce que le redressement de notre marge de manoeuvre, entrepris au cours des dernières années, a été considérablement ralenti par la conjoncture que je viens de vous décrire et les moyens mis en oeuvre pour y faire face. Il est donc essentiel de continuer à appliquer notre politique tarifaire visant à refléter les coûts de fourniture.

Nos objectifs financiers demeurent les mêmes que ceux que nous avons formulés au cours des trois dernières années. Leur atteinte nous apparaît essentielle pour nous permettre de maintenir la santé financière de l'entreprise et d'offrir un produit de qualité tout en continuant d'exercer notre responsabilité d'agent de développement économique du Québec. Les hausses tarifaires que propose Hydro-Québec sont établies, comme toutes les entreprises de services publics, sur la base des coûts moyens de fourniture, c'est-à-dire toutes les dépenses requises pour produire, transporter et distribuer l'électricité à notre clientèle québécoise, incluant les charges, les intérêts sur la dette et un rendement normal sur l'avoir propre.

Nos ventes sur les marchés externes n'ont pas d'incidence sur les coûts de fourniture à nos clients du Québec. Nos clients externes paient, pour l'électricité qu'ils achètent d'Hydro-Québec, des prix qui dépassent largement les coûts d'alimentation de ces contrats. Je vous rappelle qu'au cours de la décennie quatre-vingt les ventes d'énergie excédentaire sur les marchés externes nous ont procuré des revenus de plus de 5 000 000 000 $. À long terme, l'impact de nos ventes sur les marchés externes sera très positif et nous permettra de générer des revenus importants qui seront versés au gouvernement ou réinvestis dans nos projets, réduisant ainsi leur coût pour notre clientèle québécoise.

Dans la conjoncture actuelle, l'application intégrale du principe des coûts de fourniture et le respect de nos autres critères financiers auraient entraîné des hausses de l'ordre de 20 % en 1990. Nous avons donc proposé de réduire cet impact en recommandant des hausses tarifaires moyennes de 7,5 % au cours des deux prochaines années. Notre proposition s'inscrit dans l'orientation approuvée par le gouvernement du Québec et mise en oeuvre en 1989, qui vise à ce que chaque catégorie de clients assume la totalité des coûts de fourniture et contribue, en proportion égale à son importance, aux revenus et aux bénéfices de l'entreprise. Cette orientation, qui relève tant de l'équité que du bon sens commercial, incitera toutes nos catégories de clients à faire un usage plus rationnel de l'électricité et à souscrire au programme d'économies d'énergie que nous leur proposons.

En bref, nous sollicitons la collaboration de toute notre clientèle du Québec pour mieux répondre à ses besoins en énergie tout en maintenant la rentabilité financière de l'entreprise. Dans ce monde où la compétition grandit et où les ressources énergétiques constituent un bien de plus en plus précieux, nous devons tous apprendre à mieux consommer et être plus productifs.

La productivité constitue d'ailleurs, depuis plusieurs années, un objectif majeur d'Hydro-Québec. À la fin de 1989, avec un effectif permanent de 19 252 employés, soit environ 700 employés de moins qu'au 1er janvier 1983, nous desservions 3 086 000 clients, soit 521 000 clients de plus qu'en 1983, et exploitions tous les équipements additionnels implantés et mis en service pour assurer leur alimentation. À cette productivité globale, nous souhaitons maintenant ajouter la productivité individuelle de tous nos employés et c'est cet objectif qui est au coeur des négociations que nous poursuivons avec nos trois principaux syndicats, métiers, bureaux et techniciens, depuis plus de quinze mois.

Nos ressources humaines sont indispensables à l'atteinte de nos objectifs. C'est pourquoi nous accorderons beaucoup d'importance, au cours des prochaines années, à l'amélioration de leur formation, à l'enrichissement de leurs tâches, au développement des habiletés de nos gestionnaires et à l'implantation d'outils technologiques qui augmenteront la performance de tous nos employés.

Toutes ces mesures prévues dans notre proposition de plan de développement entraînent des prévisions d'augmentation de charges qui sont supérieures à l'inflation et à celles qui apparaissent au plan de développement déposé en 1989. Cependant, si l'on soustrait de ces prévisions les coûts reliés aux nouveaux éléments de notre proposition, dont les trois facteurs que j'ai expliqués précédemment, on constate que nos charges, calculées sur une base identique à celle de 1989, n'augmentent que d'environ 7 % par an en moyenne pour les trois prochaines années. Ramenées à une base unitaire, les charges d'exploitation par kilowattheure vendu, qui s'élèvent à environ 0,01 $, augmenteront en trois ans à un rythme qui est inférieur à la croissance prévue du taux d'inflation.

Nous croyons donc que notre proposition tarifaire est juste et équilibrée et qu'elle nous permettra d'honorer les engagements que nous avons pris à l'endroit de notre clientèle québécoise, en vue de lui assurer un service fiable et de qualité, de répondre aux besoins de toute nos catégories de clients à des prix très compétitifs, d'inciter toute notre clientèle québécoise à augmenter son efficacité énergétique en souscrivant aux différents programmes d'économie d'énergie qui seront mis en oeuvre au cours des prochaines années et de diminuer ainsi l'impact des hausses tarifaires qui sont proposées et, enfin, d'atteindre les objectifs de notre politique tarifaire.

M. le Président, je voudrais maintenant inviter M. André Delisle, notre vice-président à la planification générale, à vous présenter plus en détail l'ensemble de notre proposition de plan de développement. (16 h 15)

M. André Delisle

M. Delisle (André): D'abord, le contexte du plan de développement de cette année. Le plan présume un règlement favorable du conflit de travail. D'abord, règlement favorable quant au temps, puisque c'est important, en fait, que le fonctionnement normal de l'entreprise reprenne le plus rapidement possible pour la réalisation de nos objectifs; aussi, règlement favorable quant aux conditions de travail elles-mêmes puisque le plan de développement, en fait, présume une efficacité renouvelée, si on peut dire.

L'année dernière, la direction supérieure de l'entreprise avait donné une impulsion en matière de qualité de service, de façon à atteindre de nouveaux objectifs, des objectifs plus importants à cet égard-là. En fait, l'année 1989 aura été une année où on aura eu simplement des premiers résultats à cet égard-là. Ce sera l'année 1990, vous le comprendrez bien, à la suite du règlement des conventions collectives, qui sera l'année véritable de lancement. En ce qui concerne l'offre et la demande, il y a un resserrement de la situation; on y reviendra abondamment par la suite dans la présentation.

En ce qui concerne la restauration de la marge de manoeuvre financière, elle s'avère plus difficile que prévu, on vous en a parlé antérieurement avec la présentation de M. Drouin. En fait, la faible hydraulicité, les nouveaux standards de qualité de service et nos programmes en matière d'économies d'énergie expliquent cette difficulté qu'on a au niveau de la restauration de notre marge de manoeuvre financière.

Autre élément de contexte: une commission parlementaire élargie sur nos projets de développement. À cet égard-là, on va présenter un mémoire, comme il a été mentionné antérieurement, lors de la prochaine commission parlementaire. En matière de qualité de service, d'abord, notons un certain nombre d'éléments. Ici, sur la diapositive, vous avez un indice de continuité, en fait, qui est constitué du nombre d'heures d'interruption en moyenne par client. Ce qu'on remarque, c'est qu'au cours des années 1987 et 1988, au niveau du réseau de distribution, on a constaté une détérioration de notre situation. Cette détérioration-là, on s'en rappellera, a été causée d'abord par un certain nombre de surcharges sur notre réseau de distribution, causées, vous le savez, par la forte croissance de la demande qui, en fait, a été de 50 %, entre 1982 et 1989. Aussi, la température n'avait pas été tellement clémente pendant cette période.

L'année 1989, la situation se restaure sensiblement tant au niveau du réseau de distribution qu'au niveau du réseau de transport, en excluant les pannes générales. En fait, quand on additionne les heures d'interruption en 1989 à ces deux niveaux-là, ça fait un total de 6,5 heures. C'est la meilleure performance d'Hydro-Québec, au cours des dix dernières années, en termes de continuité de service. Il faut dire qu'une partie de cette performance-là est due aux grèves qui ont entraîné moins d'interruptions programmées sur le réseau et également à la température qui a été plus clémente cette année que normalement. Cette bonne performance au niveau du réseau de distribution et de transport a été masquée, jusqu'à un certain point, par la panne générale du 13 mars 1989 qui, comme vous vous le rappellerez, a été causée par un orage magnétique. Si bien qu'au total notre performance globale, en termes de continuité de service, s'est terminée à 14,6 heures d'interruption, en amélioration légère par rapport à 1988.

Face à cette situation - et c'est en bas, à droite que vous allez trouver l'information - dans un premier temps, l'entreprise a décidé de se donner des nouveaux standards de qualité et de service. La population appelle cette amélioration de standards. Ainsi, nous voulons viser, pour l'année 1995, à un indice d'interruption, un indice de continuité de service de 4 heures comparativement aux 5,5 heures dont je viens de parler. C'est le niveau d'interruption constaté chez la moyenne des entreprises canadiennes, excluant Hydro-Québec.

D'autres engagements précis sont également pris dans le plan de développement. Au niveau des taux de réponses aux appels téléphoniques, Hydro-Québec vise à un niveau de réponses de 92 % pour l'année 1992; 96 % au niveau des relevés réels de compteurs, en 1992 également. Comme vous le savez, des relevés peuvent également être faits de façon automatique. En fait, les factures peuvent réellement être faites de façon automatique sans relevés réels, ce qui, au moment où on fait les relevés réels, indispose nos clients.

En ce qui concerne les taux de diffusion des versements égaux, un objectif de 35 % pour l'année 1992 encore. Ici, c'est dans le but de permettre aux personnes qui se chauffent à l'électricité d'avoir une facture d'électricité un peu plus constante dans le temps.

Autre engagement en matière de qualité de service: raccourcissement des délais de raccordement de nos clients. En l'année 1989, HydroQuébec s'est donné de nouvelles normes à cet égard-là. Ainsi, à l'horizon 1991, on vise à appliquer la majeure partie de cette norme-là au niveau du réseau aérien alors qu'en 1992 on voudrait l'appliquer globalement, y compris pour le réseau souterrain. Également, dès cette année, on vise à aviser nos clients au moins 24 heures à l'avance dans tous les cas d'interruption programmée de plus d'une heure.

De façon à atteindre ces objectifs ou ces résultats, Hydro-Québec a un plan d'action en quatre volets. Le premier volet concerne la priorisation des activités de base. D'abord, l'entreprise s'affaire à la correction d'un certain nombre d'anomalies constatées au niveau de ses postes. En ce qui concerne les travaux hors tension, on tâche de mieux coordonner ces travaux-là de façon à interrompre moins nos clients à cet égard-là. En matière d'émondage, on augmente nos budgets et on adopte des méthodes qui permettent d'avoir un meilleur rendement par dollar investi.

Au niveau du rattrapage, en fait, action à laquelle je faisais allusion tout à l'heure, l'entreprise, l'année dernière, a lancé trois programmes: un premier programme d'amélioration de la qualité du service, PAQS 2, qui concerne surtout une amélioration de la qualité du service au niveau de la distribution; un autre, PAQS-Clien-tèle, qui concerne la qualité du service au niveau de nos relations avec la clientèle et un dernier, le PAM, programme d'amélioration de la maintenance, qui concerne le réseau de transport. Comme je le mentionnais tantôt, le plan de développement, l'année passée, évoquait ces programmes-là. Par contre, dans le cas de PAQS-Clientèle et de PAM, les sommes n'avaient pas été fixées au moment de la confection du plan de développement et, d'ailleurs, on en avait fait état, ici, lors de la commission parlementaire.

Troisième volet, l'entreprise veut se donner un nouveau standard de qualité de service, comme je le mentionnais tantôt. Il y a quatre facteurs qui nous permettent d'atteindre ces nouveaux standards. D'abord, des nouveaux critères de conception en transport. L'année dernière, on en avait parlé, d'ailleurs. Les sommes étaient incluses dans le plan de développement. C'est essentiellement la compensation série qu'on veut installer sur notre réseau et, d'ici à 1993-1994, on va investir 1 300 000 000 $

à cet égard-là.

Deuxième facteur, un nouveau critère de conception également, mais pour la distribution en souterrain. L'entreprise veut que son réseau souterrain soit constitué de façon à être plus robuste et, à cet égard-là, va implanter des nouveaux critères de conception tant au niveau des nouveaux aménagements en souterrain qu'au niveau de la réfection des aménagements actuels.

Troisième facteur, la fiabilité en énergie. Compte tenu, d'une réévaluation des probabilités de délestage à la suite, notamment, de ce qui est arrivé dans les dernières années avec la faible hydraulicité, l'entreprise est plus à même, à cet égard-là, de, maintenant, définir de nouveaux critères, si bien qu'on présente des nouveaux critères de fiabilité en énergie qui vont mieux tenir compte des probabilités de délestage qui existent au cours des prochaines années.

Quatrième facteur, la fiabilité en puissance. On révise nos critères de réserve en puissance pour mieux tenir compte de l'expérience des dernières années en ce qui concerne les taux de panne.

Enfin, quatrième volet et non le moindre, qui va surtout donner lieu à des travaux au cours de la prochaine année mais qui devrait habiter, qui devrait influencer énormément le plan de développement de l'année prochaine, ça concerne la productivité et une amélioration supplémentaire de la qualité de service. S'ap-puyant sur les actions prises au cours des deux dernières années au niveau de ses cadres et aussi des résultats, espérons-le, des négociations collectives actuelles, l'entreprise veut se donner de nouveaux objectifs à cet égard-là. La ligne de force de l'action de l'entreprise va concerner une plus grande responsabilisation de notre personnel, une amélioration de la productivité individuelle de nos employés, de même que la recherche de résultats précis dans le cadre d'une plus grande responsabilisation, comme je le mentionnais tout à l'heure.

L'ensemble de ces actions ont des effets financiers estimés au tableau que vous avez devant vous à 4 200 000 000 $ d'ici à 1996; ce sont essentiellement les sommes qui sont concernées par les volets 2 et 3 énumérés antérieurement. Ces sommes se comparent à 2 300 000 000 $ pour les mêmes volets l'année passée. C'est 1 900 000 000 $ de plus que ce qu'on avait anticipé l'année dernière. Essentiellement, ça s'explique par les critères en souterrain et ça s'explique aussi par le programme PAM. Comme je vous le mentionnais tantôt, ces programmes étaient évoqués l'année passée dans notre plan de développement mais ils n'avaient pas été quantifiés.

Ces éléments également, il faut le remarquer, n'ont pas d'impact sur notre capacité de production comme telle, donc sur nos ventes, mais ont un impact majeur sur notre standard de qualité de service. Remarquons que c'est un programme très ambitieux que de vouloir réaliser l'ensemble de ces travaux au cours des prochaines années.

Au niveau de l'offre et de la demande, une première orientation de court terme. L'entreprise vise à reconstituer sa réserve énergétique pour être en mesure de pallier à la poursuite éventuelle d'un cycle de faible hydraulicité. On se rappellera que la situation de faible hydraulicité actuelle, où on fait face à 91 térawattheures d'apport inférieur à une situation normale, est une situation qui n'est pas nouvelle, jusqu'à un certain point, puisque, pendant la période 1960-1963, l'entreprise aurait eu des apports de 98 térawattheures inférieurs à la moyenne, si on avait eu le même parc de production qu'actuellement. À l'inverse, on a eu aussi des périodes de forte hydraulicité. Ainsi, au cours de la période de 1979-1982, c'est 82 térawattheures au-dessus de la moyenne, ce qu'on a connu, en termes d'apport.

Il est important de bien comprendre la planche qui vous est actuellement présentée, si vous voulez vraiment bien comprendre la problématique d'Hydro-Québec. Ici, c'est le niveau des réservoirs qui est indiqué sur ce graphique. À 100, bien entendu, nos réservoirs sont remplis entièrement. Ce qu'on peut voir aussi, c'est qu'à l'intérieur d'une année donnée le niveau des réservoirs varie de façon importante. Ainsi, à l'automne, nos réservoirs sont à leur maximum; par contre, vers le mois de mai, ils sont à leur plus bas, après l'hiver, période au cours de laquelle les apports sont moins importants puisque l'eau est en neige ou en glace.

Ce qu'on peut voir, c'est que, pendant la période 1985-1986, même si on a connu une période de faible hydraulicité, le niveau de nos réservoirs s'est maintenu à un niveau assez acceptable puisque, à cette période, on avait encore les surplus de la phase 1 de la Baie James qui nous permettaient de combler ces manques à gagner en termes d'hydraulicité. Par contre, dans la période de trois ans qui suit, malgré le fait que l'entreprise ait commencé à prendre des mesures exceptionnelles comme racheter des contrats de vente d'énergie excédentaire sur les marchés québécois et interrompre ses ventes d'énergie excédentaire à l'étranger, importer, à partir de 1988, faire fonctionner Tracy en base partir de 1989, racheter la biénergie pour cette année, on voit que, malgré cette situation, le niveau de nos réservoirs a diminué graduellement au cours de ces trois années.

Dans le futur, à partir de 1990, on a trois courbes qui correspondent à différents scénarios d'hydraulicité: hydraulicité forte, en vert; hydraulicité moyenne, en jaune; hydraulicité faible, en rouge. L'ensemble de ces courbes inclut les moyens exceptionnels dont il a été fait mention antérieurement. Dans un scénario d'hydraulicité moyenne ou dans un scénario d'hydraulicité forte, l'entreprise devrait inter-

rompre ces mesures exceptionnelles, en fait, l'automne prochain, une fois qu'on aura bien connu la crue du printemps et les apports d'eau de l'été. Par contre, dans un scénario d'hydrau-licité faible, même si on va continuer les mesures exceptionnelles pendant tout l'horizon de prévision, et ces mesures-là vont impliquer 850 000 000 $ à l'horizon 1992, le niveau de nos réservoirs, on le voit, diminue un petit peu graduellement malgré, bien entendu, qu'on soit en position pour faire face à la demande québécoise. (16 h 30)

Une chose qu'on doit noter, c'est vraiment la situation un peu difficile, jusqu'à un certain point, en ce qui concerne la planification dans ce domaine-là puisque, advenant un scénario fort d'apport d'eau, à l'horizon 1992, on parle, en fait, de réservoirs qui vont être remplis à plus de 90 %. On peut même penser que, pendant certaines périodes de l'année, on va vendre l'excédentaire. Également, on peut penser qu'à certains moments donnés, on pourrait même déverser, au cours de certains mois, si l'eau arrivait concentrée dans certaines périodes plus restreintes alors qu'advenant un scénario d'hy-draulicité faible, malgré les sommes engagées, on voit que notre niveau de réservoir est de moins de 10 % à l'horizon 1992.

En ce qui concerne la puissance, comme on l'a mentionné, l'entreprise a révisé ses critères de fiabilité en puissance et notre réserve augmente un peu au cours des années, compte tenu de ce facteur-là. Par rapport à ce niveau de réserve qui est requis pour faire face aux différents aléas qu'on a sur nos équipements, etc., on voit qu'il y a un léger déficit de réserve en puissance qui est prévu. Par contre, l'entreprise a déjà commencé à envisager un certain nombre de mesures exceptionnelles en ce qui concerne tant l'achat de puissance auprès de réseaux voisins que d'ententes particulières avec certaines industries, ou encore le fonctionnement de certains groupes, au-delà des puissances nominales, pour certaines périodes temporaires, et ce, sans même utiliser l'abaissement de tension qui, comme vous le savez, est un moyen qui est largement utilisé en Amérique du Nord. Donc, un léger déficit qui ne nous préoccupe pas beaucoup.

Au niveau du long terme, il y a une orientation fondamentale qui a trois volets qui se réfèrent à trois choix fondamentaux que la société québécoise a à faire. D'abord, HydroQuébec propose d'intégrer dans son plan de développement les économies d'énergie qu'il est possible de réaliser à des coûts inférieurs à l'alternative hydraulique. Donc, on propose d'investir 1 800 000 000 $ pendant les dix prochaines années, de façon à inciter les Québécois à réaliser ces économies d'énergie.

Le deuxième choix qu'Hydro-Québec propose, c'est concernant le choix du moyen de production. En fait, nous réitérons que la ressource hydraulique est le meilleur choix pour les Québécois en ce qui concerne les 18 800 mégawatts économiquement aménageables. Pourquoi? Pour des raisons économiques. Par exemple, dans le cas de Grande Baleine, ce sont des équipements qui peuvent être mis en place à des coûts inférieurs de 30 % du nucléaire. Aussi, pour des raisons environnementales, on aura juste à penser aux déchets nucléaires, dans le cas de l'option nucléaire, ou encore au Co , au So ou au Nox dans le cas des moyens de production thermique

Troisième orientation, Hydro-Québec réitère que c'est bon pour elle et pour le Québec de continuer de développer des marchés d'exportation rentables. C'est donc bon de devancer les équipements qui seraient autrement nécessaires pour le Québec parce que, d'abord, ça rapporte au moins 22 % de rendement sur notre avoir propre; parce que, deuxièmement, ça crée des retombées économiques très importantes et, troisièmement, parce que ça permet le retour de ces équipements-là, à la fin des contrats, au bénéfice des Québécois, à des coûts inférieurs à ce qu'ils auraient été autrement.

Avant d'entrer un peu plus profondément dans ces choix-là, regardons un peu ce qui s'est passé du côté de notre bilan d'offre et de demande. D'abord, en 1989, la demande s'est avérée 2,2 térawattheures plus élevée que ce qu'on avait prévu au dernier plan, à 127,6 térawattheures plutôt que 125,4. Essentiellement, de ces 2,2 térawattheures, c'est-à-dire 1,9 térawattheure, c'est la température très froide des mois de novembre et décembre qui en est la cause. Donc, à toutes fins pratiques, en 1989, on est pile dessus.

Pour ce qui est de 1999, il y a plusieurs changements. D'abord, à l'horizon 1999, un plus grand nombre de ménages, de 60 000 à 70 000, qui résulte principalement d'une révision de notre solde migratoire au cours de la période, d'ici à cette année-là, ce qui induit 1,9 térawattheure de plus de demande à l'horizon 1999. Également, vous n'êtes pas sans savoir que, d'ici à 1999, il va y avoir plusieurs alumineries qui vont s'établir sur le territoire et qui vont induire une demande de 13,3 térawattheures de plus, à l'horizon 1999, qu'en 1990. Ça implique 6,2 térawattheures de plus de consommation pour ce secteur-là, à l'horizon 1999, que ce qu'on avait prévu dans le plan de l'année passée.

Compte tenu que les alumineries utilisent, en partie, la marge de manoeuvre industrielle qu'on avait, il nous faut aussi restaurer, en partie, notre marge de manoeuvre industrielle et c'est ce qui explique la majeure partie des 4,5 térawattheures que vous voyez au tableau. Ça nous amène donc à une demande totale de 174,1 térawattheures à l'horizon 1999. Il s'agit d'une demande brute, puisqu'il y a d'autres corrections qu'on va voir sur les autres planches. La demande brute est en hausse de 12,6 térawattheures

par rapport à ce qu'on prévoyait l'année dernière.

Le plan, comme on l'a vu tantôt, propose des interventions nouvelles en matière d'économies d'énergie. Ces interventions-là vont réduire la demande de 9 térawattheures. Si on ajoute à ces 9 térawattheures les 3,9 térawattheures qui étaient déjà inclus dans notre plan, parce qu'on avait déjà inclus un certain nombre d'économies d'énergie tendancielles, qui sont des économies d'énergie qui se font dans l'économie au fur et à mesure des décisions des gens, parce que les gens achètent des équipements qui sont plus efficaces, ce sont 12,9 térawattheures, 12 900 000 000 de kilowattheures, qui vont être par l'action des gens et d'Hydro-Québec en matière d'économies d'énergie dans cette période de dix ans.

Ça nous amène donc à une demande de 165,1 térawattheures, ce qui est 4,9 térawattheures de plus que la demande qu'on avait l'année passée et qu'on a vue à la planche antérieure. Si on continue, donc, au net, sur les marchés québécois, pour l'année 1999, on parle de 4,9 térawattheures de plus de demande. Vous vous rappellerez que le contrat avec le Maine a été annulé. Ça vient compenser un peu cette demande supplémentaire, ce qui fait un net de 2 térawattheures de plus au niveau de nos marchés à satisfaire.

L'année 1989, par contre, comme on l'avait d'ailleurs prévu dans le plan de développement de l'année passée, a été une année où on a réexaminé fondamentalement notre situation au niveau de notre offre. De cet examen résulte un certain nombre de conclusions. D'abord, la "produc-tibilité" du parc existant a été révisée à la baisse, ce qui fait 2,9 térawattheures de plus de besoins à satisfaire. En fait, elle est révisée à la baisse pour tenir compte, bien entendu, de l'expérience de la faible hydraulicité des six dernières années, mais aussi pour tenir compte d'un historique plus grand et de méthodes plus sophistiquées d'analyse.

Également, rehaussement de la fiabilité énergétique, on l'a vu antérieurement, pour mieux tenir compte des probabilités de délestage. Encore là, ça suscite 3,5 térawattheures de besoins supplémentaires à satisfaire puisque l'entreprise a choisi de produire un excédent de 3,5 térawattheures qui, dans les périodes de moyenne hydraulicité ou de forte hydraulicité, seraient vendus comme excédentaires mais qui, dans les périodes de faible hydraulicité, serviraient à compenser les problèmes de faible hydraulicité.

Par ailleurs, le plan anticipe un recours plus grand à la cogénération, pour 2 térawattt-heures, et certains autres ajustements divers. Donc, 7,8 térawattheures de plus de besoins à satisfaire, au total, pour l'année 1999, c'est énorme. Par contre, l'année 1989, comme on l'avait prévu, a été une année où on a essayé, jusqu'à un certain point, de revirer toutes les pierres et de refaire un petit peu notre examen complet en vue de faire face aux années quatre-vingt-dix.

Le premier choix, qu'on mentionnait tantôt, concernait l'efficacité électrique. C'est une des principales innovations qu'il y a dans le plan de développement de cette année. En fait, le plan fait état de 29 actions en matière d'économies de l'énergie, actions qui vont susciter, chez les consommateurs, un éclairage de plus haute efficacité, une meilleure isolation thermique, un plus grand recours à des technologies industrielles efficaces, etc. Donc, c'est très important.

On continue, par ailleurs, notre action en ce qui concerne la gestion de la pointe. Vous le savez, la gestion de la pointe, ça consiste à déplacer la consommation dans le temps et on a un certain nombre de programmes à cet égard-là: la puissance interruptible, la biénergie etc. Alors, on continue notre action à cet égard-là.

Au niveau des économies d'énergie, on l'a vu tantôt, il y a 12,9 térawattheures qui sont anticipés à cet égard-là. Il y a 1 800 000 000 $ d'investis. Notons, à partir de cette planche-ci, que - on le voit dans le secteur domestique - il y a une contribution plus grande. On parle de 4,7 térawattheures en 1999 sur un total de 9, bien que les montants investis soient moins importants. Cette situation est notamment causée par le fait qu'il y a un potentiel plus grand et moins coûteux d'économies d'énergie au secteur résidentiel.

Les mesures que propose Hydro-Québec en matière d'économies et de gestion de la pointe sont très importantes. Une façon de s'en rendre compte, c'est de regarder, au niveau de la puissance, leur impact. On parle, à l'horizon 1999, de besoins de pointe de 2500 mégawats de moins, compte tenu de ces mesures là, alors que la gestion de la pointe induit 3200 mégawatts d'économie de moyens. Donc, au total, c'est plus de 5500 mégawatts. C'est important puisque c'est la puissance actuelle utilisée sur l'île de Montréal.

Une façon de qualifier l'effort proposé, c'est de se comparer. En Ontario, la croissance de leur demande brute, en fait, est prévue être de 44,9 térawattheures. Donc, on prévoit que la demande brute va passer de 139,2 à 184,1 térawattheures pour 44,9 térawattheures. Ils vont satisfaire 10 térawattheures de cette croissance-là avec leur programme d'économies d'énergie à l'horizon 2000. C'est 22,3 % de contribution des programmes d'économies d'énergie à la réduction de la croissance de la demande. Au Québec, le chiffre équivalent est, en fait, 19,4 %, si on exclut, dans la croissance de la demande, les alumineries. On les exclut parce que le potentiel d'économies d'énergie auprès de ces entreprises-là est quand même réduit, puisqu'elles arrivent à la fine pointe de la technologie notre pourcentage est de 35,3 % de contribution dans notre

programme d'économies d'énergie. C'est 25, 5 % au comblement des besoins pendant cette période-là.

Encore là, une façon de juger notre action, c'est de comparer notre prévision de la demande. Après le programme d'économies d'énergie et en excluant les alumineries, on parle d'un taux de croissance de la demande de 2 % au Québec. Ça se compare à 2, 1 % en Ontario, à 2, 1 % en Nouvelle-Angleterre, à 1, 7 % à New York, à 1, 9 % en Pennsylvanie, New Jersey, Maryland. Donc, c'est comparable.

Au niveau du programme d'équipement maintenant. Le plan de cette année identifie 18 800 mégawatts de potentiel économique, c'est-à-dire de potentiel plus rentable, économiquement et environnementalement parlant, que le nucléaire. C'est 800 mégawatts de plus que ce qui avait été identifié l'année dernière, vous vous en rappellerez, la raison en étant que le Haut-Saint-Maurice fait maintenant partie du potentiel économique, ce qui n'était pas le cas l'année passée. On remarque également que Grande Baleine et NBR, en fait, représentent plus de 60 % de ce potentiel-là, ce qui est très important.

Au niveau des débuts de mises en service prévus, voyons d'abord les projets engagés. On va se concentrer principalement sur les devancements. C'est LA 1 qui est devancé de 1995 en 1994 et Brisay de 1995 à 1993. Vous vous rappellerez que ces décisions-là avaient été annoncées au printemps passé après le dévoilement du plan de développement.

Au niveau de l'équipement de pointe, le plan fait état de 750 mégawatts d'équipement de pointe, à partir de 1992, pour La Citière. Je dois vous dire que, depuis le temps, il y a eu un changement puisque Hydro-Québec en est arrivé à une entente avec le Nouveau-Brunswick pour importer de la puissance, ce qui va certainement, pour 1992, en fait, remettre en cause nos projets à La Citière. Par contre, l'établissement de 300 mégawatts à Bécancour est toujours prévu. (16 h 45)

Quant aux projets futurs, voyons d'abord les devancements. Les roues de Manic 5 sont devancées de 1994 à 1991; sur l'équipement de Manic 3, de 1997 à 1996; Laforge 2, de 1996 à 1995; Eastmain 1, de 2004 à 1996, et NBR, de 2004 à 2001, dans un scénario cible. Par contre, le projet Sainte-Marguerite, qui était prévu, l'année passée, pour 1998, est maintenant prévu pour l'année 2000, alors que le complexe Ashuapmushuan n'est maintenant retenu que dans un scénario fort.

La planche suivante permet de voir un des choix qui se présentent à la population québécoise à l'égard des exportations. La courbe en jaune, sur la planche, ou en pointillé, sur la copie de papier, c'est la demande globale à laquelle Hydro-Québec aurait à faire face dans un scénario cible si on arrêtait toute signature de contrat d'exportation, c'est-à-dire si on se limitait à 2350 mégawatts d'exportation. L'autre ligne, en bleu ou en foncé, sur votre copie de papier, ce sont les besoins à satisfaire par Hydro-Québec, si on continue de poursuivre l'objectif d'exportation de 3500 mégawatts. C'est un des choix majeurs. On voit que si on va à 3500 mégawatts, NBR et Sainte-Marguerite sont des équipements qui servent de façon importante à réaliser cet objectif. Par contre, même si on ne fait pas ça, Grande Baleine est la clef, dans le fond, pour le moyen terme, puisqu'on en a besoin à partir de l'année 1998 et, même en 1997 et en 1996, on fait un peu de soutirage dans nos réservoirs, de façon à combler les besoins de la demande.

Dans un scénario fort, il y a, bien entendu, le complexe Ashuapmushuan et le Haut-Saint-Maurice, qui sont ajoutés aux équipements qui seraient mis en production, également NBR, qui est devancé de 2001 à 2000 et Sainte-Marguerite, qui est en 1999, pour faire face aux besoins prévus. Aussi, les économies d'énergie sont plus importantes, dans un scénario fort, puisque les coûts marginaux sont plus élevés. Donc, on a un espace plus grand pour faire des subventions: la demande étant plus grande, le potentiel d'économies d'énergie est plus grand. Malgré ça, on voit que, de 1995 à 1998, dans un scénario fort, on fait du soutirage dans nos réservoirs pour satisfaire les besoins prévus et je pense que ça, ça met encore plus en lumière l'importance de Grande Baleine dans nos scénarios de prévisions, d'autant plus que, si Grande Baleine n'est pas là, il faut voir que cet équipement-là devra être remplacé par des équipements plus coûteux.

Au niveau des décisions ou des dates importantes de début de travaux dans les prochaines années, il y en a plusieurs. Je vous mentionne simplement qu'en décembre 1990 il nous faut débuter nos travaux sur le complexe Grande Baleine, pour être en mesure de l'avoir dans le scénario cible, tel qu'on le prévoit, en 1998, alors qu'au niveau de Sainte-Marguerite, de la rivière Sainte-Marguerite il nous faut aussi commencer les travaux à la fin de 1990, pour pouvoir compter sur ce complexe-là, dans un scénario fort, en 1999.

Il est certain que la mise en valeur de 18 800 mégawatts d'équipement a des impacts importants sur l'environnement et l'un des défis d'Hydro-Québec, c'est justement d'intégrer cette mise en valeur à...

Une voix:...

M. Delisle: Excusez-moi. L'un des défis d'Hydro-Québec, c'est donc d'intégrer ces équipements-là à l'environnement. D'abord, rappelons-nous que le territoire occupé non exclusivement par les équipements dont il vient d'être question passerait de 1 % à 2 % du territoire québécois, si l'on mettait l'ensemble de ces 18 800 mégawatts en place.

Les études environnementales menées à Hydro-Québec permettent de conclure qu'au point de vue climat, eaux souterraines, habitat, ressources fauniques la mise en place de ces équipements-là ne devrait pas avoir de conséquences importantes, compte tenu qu'on fait des études d'impact, projet par projet, et compte tenu qu'on prend les mesures d'atténuation requises. Par contre, au niveau de l'organisation et de la structuration du territoire, au niveau des économies régionales, au niveau du mode de vie des autochtones, il y a des effets significatifs et un des enjeux, c'est une concertation avec les populations visées de façon à régler ces problèmes-là.

Au niveau de notre leadership technologique et des retombées économiques, seulement deux acétates pour vous rappeler que le plan propose, en fait, l'engagement de 467 000 000 $ de dépenses au cours des trois prochaines années aux fins technologiques. De ce montant-là, il y a 342 000 000 $, soit 73 %, qui sont directement axés sur les besoins d'Hydro-Québec en cette matière, dont 156 000 000 $ sont directement reliés à la qualité du service. Notons aussi qu'au niveau des filières à long terme et de la prospective on parle de 61 000 000 $ d'engagements. Par contre, dans ces secteurs, il faut que vous voyiez que la stratégie d'Hydro-Québec, c'est de partager les risques à cet égard avec des partenaires externes.

Au niveau des emplois soutenus, le plan de cette année prévoit une augmentation importante des emplois par rapport à ce qui était prévu l'année passée. On parle de 13 300 en 1990 et de 19 000 en 1991. Aussi, une autre façon de le voir, c'est que les emplois soutenus par HydroQuébec, en 1990, à 80 000 emplois, représentent 18 000 emplois de plus qu'en 1989.

En ce qui concerne la finance et la tarification, voyons d'abord les investissements. 62 000 000 000 $ d'investissements au cours des 10 prochaines années. Ici, on est en dollars courants. Des investissements en croissance importante puisqu'on parlait d'un peu plus de 2 000 000 000 $ d'investissements, en 1989, et qu'on va parler de plus de 8 000 000 000 $ d'investissements, en 1999. En dollars constants, la perspective change un peu, mais, quand même, ça demeure très important. À partir de 1991, on parle de 4 000 000 000 $ d'investissements en termes réels pendant toutes ces années-là. Ce que vous voyez en rouge sur les bâtonnets, c'est la croissance des investissements cette année. Ça va représenter un défi technologique et opérationnel important pour Hydro-Québec et ses partenaires et aussi un défi financier, puisqu'il faut financer une grande partie de ces investissements-là. Par contre, on voit, au bas des graphiques, que les investissements de 1978 représentaient 160 % do nos produits totaux, c'est-à-dire de nos ventes totales, alors qu'à l'horizon 1999, ça ne devrait représenter que 40 % de nos produits totaux, si bien que défi financier, oui, mais défi réalisable.

Au cours des trois prochaines années, on parle de 13 165 000 000 $ d'investissements Ici, il y a beaucoup de chiffres. J'aimerais simplement attirer votre attention sur un chiffre. Pendant cette période-là, il va y avoir 1 000 000 000 $ d'investissements qui vont être reliés à des équipements de base qui vont venir en production après 1995. Donc, donner son aval à l'ensemble des investissements prévus par Hydro-Québec, ce n'est pas compromettre les choix qu'on a à faire comme société pour le futur, c'est plutôt donner son aval à un nouveau standard de qualité de services et, bien entendu, à la satisfaction des contrats qu'Hydro-Québec a signés, à venir jusqu'à maintenant, principalement avec des sociétés québécoises.

Ce chiffre-là, de 13 000 000 000 $ d'investissements pour les trois prochaines années, est en croissance importante par rapport à ce qui était prévu pour la même période l'année passée. On parle de 2 576 000 000 $ de croissance de nos investissements pour les trois prochaines années. Il y a un chiffre, encore, sur lequel j'aimerais attirer votre attention. 2 045 000 000 $ de cette croissance-là sont dus à nos activités en matière de transport et de production. Sur ce montant là, les seuls investissements qui vont venir influencer nos coûts de fourniture pour les années 1990 et 1991 sont ceux reliés au suréquipement de Manie 5 parce que la TAG dont il est question sera en service en 1992 et les autres équipements, la turbine à gaz dont il est question - le mot TAG veut dire turbine à gaz - entre en production en 1992, alors que LA 1 et Brisay, c'est par la suite.

Pour l'ensemble de la période de 10 ans, 1990-1999, on parle de 12 500 000 000 $ d'investissements de plus que...

Le Président (M. Bélanger): Excusez. Avant d'aborder cette phase, il vous reste cinq minutes.

M. Delisle: Oui. Il n'y a pas de problème. Le Président (M. Bélanger): D'accord.

M. Delisle: ...12 500 000 000 $... En fait, il m'en reste sept ou huit parce qu'on a commencé à 16 h 3.

Des voix: Ha, ha, ha!

Le Président (M. Bélanger): On ne négociera pas, on va y aller pour sept ou huit.

Des voix: Ha, ha, ha!

M. Delisle: Donc, on parle de 12 500 000 000 $ dïnvoslissomonls de plus quo l'année dernière: 745 000 000 $ sont reliés au programme PAM, 998 000 000 $ sont reliés au

programme d'économies d'énergie sur les 1 800 000 000 $ qu'on engage à cet égard; 1 748 000 000 $ sont reliés à la réfection de centrales, soit principalement Beauharnois, et, au niveau de la distribution, on parle de 1 285 000 000 $, mais c'est 957 000 000 $, pour l'essentiel, en fart, qui sont reliés au souterrain.

Face à l'ensemble de ces chiffres, dans le fond, qu'est-ce qui fait que nos coûts de fourniture augmentent? Il y a beaucoup d'investissements, il y a beaucoup d'activités, mais nos coûts de fourniture, comme vous le savez, sont reliés aux actifs et aux activités qui sont nécessaires pour produire l'énergie qui est consommée maintenant. En fait, le tableau qui est ici nous permet de voir cet aspect de la question. La faible hydraulicité explique 212 000 000 $ de l'augmentation de nos coûts de fourniture pendant ces trois années. On voit qu'il y a des impacts structurels, qui comportent nos mesures relatives à la qualité de service, à la fiabilité en puissance, à la révision de la produc-tibilité, aux mesures relatives aussi au programme d'économies d'énergie, etc., qui font qu'au total on parle de 1 075 000 000 $ de plus pendant ces trois années. Ce sont donc ces sommes qui expliquent l'augmentation de nos coûts de fourniture pendant la période.

Remarquons que le montant de 430 000 000 $ qui figure pour l'année 1992 est l'équivalent de 7 % de croissance de nos coûts de fourniture pour l'année 1992. Ces coûts de fourniture se divisent, comme vous le savez, en charges d'exploitation et en autres charges. Les autres charges concernent les importations, les amortissements et les taxes. L'entreprise a beaucoup plus de prise, comme vous le savez, sur les charges d'exploitation. Nos charges d'exploitation sont prévues augmenter de 12 % à l'horizon 1990. Par contre, une fois normalisées, c'est de 6,4 % dont il s'agit. On peut voir, à la diapositive suivante, qu'en termes de charges d'exploitation par kilowattheure vendu - ici, on est en dollars constants tout au long de la période - si on se réfère aux charges d'exploitation totales, on voit que notre ratio va passer de 0,018 $ par kilowattheure, sur nos ventes totales, à 0,0115 $ en 1992. Par contre, si on normalise ces chiffres pour enlever un certain nombre d'éléments spéciaux que sont les économies d'énergie, l'intensification de la formation et les mesures reliées à la qualité du service, on voit que nos charges d'exploitation par kilowattheure vendu vont passer de 0,017 $, en 1989, à 0,01 $, en 1992. C'est un défi très important de réaliser cette performance.

Si on se compare à d'autres, il est certain que l'effort qui a été fait dans le passé par l'entreprise a été très important. On peut le voir. Nos coûts moyens totaux, en fait, ont crû de 0,0313 $, en 1984, à 0,0322 $, en 1988. C'est 0,7 % de croissance moyenne pendant cette période. Ça se compare à 2,4 % pour la moyenne canadienne, excluant Hydro-Québec.

Hydro-Québec demande des augmentations de tarifs de 7,5 % et 7,5 % sur deux ans. Pourquoi dans le contexte actuel? Ici, ce graphique vous permet de voir ces raisons. C'est qu'avec une augmentation de tarifs de 7,5 et 7,5 - ici, c'est la partie de droite des différentes sections du graphique - on voit que nos ratios financiers, en 1992, se rapprochent des minimums que l'entreprise poursuit à l'exception du taux de couverture des intérêts qui, lui, à 1,19, dépasse nos ratios minimums. Par contre, on voit, à la colonne de gauche de l'année 1992, que, s'il n'y avait pas ces augmentations de tarifs, mais que plutôt les augmentations de tarifs étaient celles qu'on a prévues dans le plan de l'année passée, on serait bien en dessous de ces critères minimums, notamment 22 % de taux de capitalisation et 22 % de taux d'autofinancement, ce qui est nettement insuffisant dans le contexte présent, compte tenu des risques auxquels on a à faire face en ce qui concerne la faible hydraulicité.

Aussi, à la planche suivante, on peut voir que les objectifs poursuivis cette année en termes financiers, pour l'année 1991, se comparent avec les objectifs qu'on poursuivait l'année passée, si bien que les hausses de tarifs supplémentaires qu'on demande sont là pour faire face aux éléments exceptionnels qu'on a mentionnés antérieurement. (17 heures)

Nos hausses de tarifs sont proposées comme devant être différenciées, suivant les catégories tarifaires. Encore là, pourquoi, dans le contexte actuel, faire une telle proposition? On peut voir ça à la planche suivante. C'est qu'on fait 42 % de nos ventes au secteur domestique et on en tire seulement 14,5 % de nos bénéfices. Aux secteurs G et M, petite et moyenne puissance, on parle de 28 % de nos ventes au total, pour 73,9 % de nos bénéfices. Pour des raisons d'équité, aussi en vue d'inciter une plus grande efficacité énergétique, puisque des prix justes incitent les gens à consommer l'énergie de façon rationnelle, et suivant notre bon sens commercial, nous proposons une telle stratégie.

Les hausses proposées devraient amener des augmentations d'environ 8 % à 8,5 % pour la majorité de nos clients. Ces hausses devraient représenter, pour quelqu'un qui se chauffe à l'électricité - et c'est la dernière ligne du tableau - une hausse de 6,96 $ par mois, en moyenne. Quant à l'aspect compétitivité de nos tarifs, on voit qu'au 1er mai 1989 on était très compétitifs et il est de notre intention de continuer à l'être après, puisque les autres aussi vont augmenter leurs tarifs. Par exemple, Hydro Toronto augmente ses tarifs de 8,8 % au secteur domestique, pour l'année 1990.

La politique proposée par Hydro-Québec, au niveau de l'interfinancement, en est une qui ferait en sorte qu'Hydro-Québec se comporterait un peu comme la très grande majorité des

entreprises nord-américaines à cet égard, puisque le tableau, ici, indique le rapport du prix relatif aux secteurs résidentiel et petite puissance. On voit que seules les villes de Montréal et d'Ed-monton s'éloignent de l'unité, comme rapport, alors que les autres sont près de l'unité. Ici, un ratio qui est égal à l'unité est un ratio qui ne comporte pas d'interfinancement.

Hydro-Québec doit faire face à des risques importants. Le principal concerne la faible hydraulicité. On a vu que l'entreprise engage des dépenses importantes, cette année, même en présumant l'hydraulicité moyenne au cours des prochaines années. On parlait de 212 000 000 $ de dépenses influençant nos charges. Au total, c'est 314 000 000 $, comme on voit ici, dans le tableau, puisqu'on a aussi un certain manque à gagner relié au rachat de la biénergie. Par contre, dans un scénario de faible hydraulicité, c'est 853 000 000 $ qu'il faudrait engager, à l'horizon 1992. C'est très important comme risque. Si on avait la forte hydraulicité, par contre, on parlerait de 553 000 000 $ pour améliorer notre situation financière. Comme le plan de développement le mentionne, il est clair qu'il nous faut, dans la prochaine année, analyser les mécanismes qui permettraient de réduire ce risque-là, tant pour l'entreprise que pour les contribuables.

Enfin, au niveau de la mobilisation des ressources humaines - et c'est la dernière diapositive - c'est donc une stratégie très très importante pour Hydro-Québec de tenter de mobiliser son personnel, au cours des prochaines années, de façon probablement plus importante que ça n'a été fait dans le passé. À cet égard, une des stratégies les plus importantes du plan de développement consiste en l'élaboration d'un plan de mobilisation des ressources humaines pour les années quatre-vingt-dix.

Je vous remercie.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie. Nous passons maintenant à une période de questions. Je vous demanderais, chaque fois que vous avez à répondre à une question, de bien vouloir vous identifier, et ceci, pour les fins de transcription du Journal des débats. Mme la ministre?

Éléments de court terme relatifs à l'offre et à la demande

Mme Bacon: Merci, M. le Président. En effectuant un rapide relevé des plans de développement, depuis 1984, on s'aperçoit que, pour chaque plan, Hydro-Québec avait sous-estimé la demande québécoise de l'année en cours. Si on donne un exemple, en 1984, les ventes régulières qui étaient prévues étaient de 88,2 térawatt-heures; elles furent de 91 térawattheures, soit une erreur de 3 %. Les sous-estimations ont varié entre 0,5 térawattheures et 3,9 térawatt- heures, pour une moyenne de 2,7 térawattheures chaque année.

J'aurais trois questions. Je vais vous les poser tout de suite et vous donnerez vos réponses. Dans cette optique-là, quelle fiabilité pouvons-nous accorder à vos prévisions de 126,2 térawattheures pour 1990? Qu'avez-vous fart, au cours des dernières années, pour améliorer vos prévisions? Et, troisième question: Quels seraient les impacts financiers nets pour l'entreprise de ventes supérieures ou de ventes inférieures aux prévisions?

M. Drouin: M. Delisle va répondre à cette question-là, Mme la ministre.

M. Delisle: En fait, il faut voir que le scénario de prévisions moyen de l'entreprise, c'est une série de points sur un graphique. C'est simplement une série de points. Quand on regarde le futur, oui, on fait ce scénario de prévisions, mais on en fait d'autres aussi. On fait un scénario faible et on fait un scénario fort de prévisions. Par exemple, à l'horizon 2006, entre le scénario faible et le scénario fort, il y a 1 000 000 de population d'écart II y a 500 000 ménages d'écart. Il y a 40 térawattheures d'écart. Donc, le futur prévisible pour nous, ce n'est pas une ligne, c'est, en fait, un entonnoir. D'accord.

La probabilité que la prévision de la demande soit dans cette plage-là, elle est probablement de plus de 90 %, mais elle n'est pas absolue encore là. Donc, Hydro-Québec, par rapport au futur, ce qu'elle doit faire, compte tenu du fart que la croissance économique et la croissance de la demande, c'est le résultat de milliards et de milliards de décisions d'individus et que personne ne peut prétendre être capable de prévoir ça avec une certitude absolue, c'est faire en sorte d'avoir la flexibilité de faire face à ces différents scénarios. On doit être capables, en fait, de faire face à un scénario faible et à un scénario fort.

Et c'est comme ça qu'on répond à votre question. C'est qu'on ne peut pas, nous, garantir non plus la réalisation d'un scénario moyen, d'autant plus qu'on sait que ce n'est pas ça qui va arriver. Ça va se produire à 90 % dans l'intervalle que je mentionnais. Et, deuxièmement, compte tenu de cette circonstance-là, on essaie d'être en mesure de faire face à tous les scénarios qui se présentent. C'est ce qu'on fait, d'ailleurs. Regardez, après sept ou huit ans de croissance économique, on vient de connaître une faible hydraulicité où on a perdu 91 térawattheures par rapport à la moyenne. On regarde les trois prochaines années. On dit: II va y avoir des alumineries qui vont venir au Québec, etc. On dit. Il faut faire face à la situation et même si on a un scénario de faible hydraulicité On l'a démontré tantôt sur les graphiques. On est capables de faire face à la situation. Donc, c'est,

je pense, la réponse à cet égard-là.

Mme Bacon: Je n'ai pas l'impression que j'ai une réponse complète, M. Delisle, si vous me permettez.

M. Delisle: C'est un autre volet, je crois, hein!

Mme Bacon: On parlait tantôt d'erreur de 3 %. Vous dites que vous êtes à 90 % fiables. On était à 97 % fiables, quand on parlait d'erreur de 3 %. Qu'est-ce qui a été fait - c'est ça ma question - au cours des dernières années, pour améliorer vos prévisions? Vous me parlez de méthodologie, mais est-ce qu'on a fait davantage pour ça?

M. Delisle: Je pense que c'est certain qu'Hydro-Québec, à cet égard-là, s'améliore comme n'importe qui, avec les ordinateurs maintenant, alors qu'il n'y a pas tellement longtemps, en fait, les prévisions ne se faisaient pas du tout avec ces mécanismes-là. Si vous regardez les supports qu'on a maintenant, même du secteur privé, pour mieux connaître l'économie, pour mieux connaître, en fait, toutes les composantes de la demande, etc., c'est clair qu'Hydro-Québec est à la fine pointe de la technologie et que, compte tenu de ça, on a des moyens qui sont sans doute beaucoup plus efficaces que ce qu'on avait avant.

M. Drouin: Si je peux ajouter, M. le Président, là-dessus, en 1989, les prévisions se sont avérées, effectivement, à peu près conformes à la réalité. N'eût été le facteur de froid pour la période de décembre, les prévisions tombaient à peu près pile.

Mme Bacon: II y a quand même des impacts financiers pour votre entreprise sur des ventes qui sont supérieures ou des ventes qui sont inférieures aux prévisions que vous faites. Vous parlez de nouveaux outils, de nouvelles possibilités pour que ce soit plus juste, plus précis, mais quels sont les impacts? Etes-vous capables de trouver quels sont les impacts financiers nets pour votre entreprise s'il y a des ventes supérieures ou inférieures aux prévisions? Je n'ai pas l'impression qu'on me répond.

M. Delisle: Oui, mais j'ai l'information, parce que j'avais répondu seulement au premier volet de votre question. En fait, si on avait le scénario fort, en 1990, plutôt que d'avoir le scénario moyen, on aurait 80 000 000 $ de revenus supplémentaires. Par contre, il faut que vous soyez conscients qu'on a notre risque hydraulique, qu'on a mentionné tantôt, qui, en fait, grandirait d'autant. Par contre, si on avait à faire face à un scénario faible plutôt qu'à un scénario moyen, en 1990, on parle de 60 000 000 $ de revenus inférieurs, mais, encore là, à ce moment-là, notre risque hydraulique serait réduit puisqu'on pourrait accumuler plus d'eau dans nos réservoirs. Donc, pour l'année 1990, on parie de 80 000 000 $ d'un côté, et de 60 000 000 $ de l'autre, mais pondérés par le risque hydraulique.

Mme Bacon: Quand on écoute vos explications, il apparaît, évidemment, qu'à partir d'un événement, qui est un événement conjoncturel, quand on parie de faible hydraulicité des dernières années, la société d'État met quand même en place, cette année, une série de mesures, qui sont des mesures structurelles, qui sont extrêmement coûteuses. Je fais, bien entendu, référence à la révision des critères de fiabilité, de même qu'à une réévaluation de la productivité du parc de production. Vous avez procédé à la révision de critères de fiabilité en énergie et en puissance. Est-ce que vous pouvez élaborer sur ces nouvelles mesures et nous indiquer les coûts qui sont associés à cette mise en place?

M. Neveu (Gilbert): Mon nom est Gilbert Neveu, je suis directeur de la planification de l'exploitation du parc d'équipement. Concernant la révision des critères de fiabilité en énergie, ce qui a été décidé au cours des dernières années, c'est qu'on a constaté qu'on avait eu la conjonction, finalement, de deux aléas extrêmement importants, à savoir les aléas sur l'hydrau-licité, dont on a parié tout à l'heure, et l'aléa sur la demande. Alors, antérieurement, HydroQuébec avait l'habitude de faire sa planification en fonction des aléas d'hydraulicité de façon à se prémunir contre les aléas d'hydraulicité de l'ordre de 100 térawattheures et, finalement, compte tenu de l'expérience des dernières années, l'année dernière, dans le plan de développement, on avait annoncé notre intention, déjà, de travailler pour voir s'ils étaient suffisants. Puis, finalement, la réponse, on l'a cette année dans le plan de développement, c'est qu'à l'avenir on planifiera en fonction d'un critère qui tient compte à la fois de l'hydraulicité et de l'aléa sur la demande.

Ça veut dire qu'au lieu d'être capables de faire face à des aléas de l'ordre d'une centaine de térawattheures sur quatre ans, désormais, on sera capables de faire face à des aléas de l'ordre de plutôt de 120 térawattheures sur quatre ans.

Mme Bacon: Je ne pense pas avoir eu de réponse à ma question sur les coûts qui sont associés à la mise en place de ces critères.

M. Delisle: Je peux donner ces coûts-là, moi.

Mme Bacon: Est-ce que vous pouvez les donner? Oui?

M. Delisle: Oui. André Delisle. En fart, vous avez, dans le tableau qu'on a vu tantôt, je ne me rappelle pas à quelle page il est dans le plan, mais dans le tableau où on montre qu'il y a 1 075 000 000 de charges - ce tableau auquel vous vous référez - supplémentaires pendant ces trois années à ce qu'on avait prévu l'année passée. Il y a un item dans ce tableau où on voit qu'il y a 208 000 000 $ qui concernent la fiabilité en puissance, la révision de la demande et puis la "productibilité" du parc.

Ce qu'il faut voir, c'est qu'il y a trois sous-items que vous n'avez pas, qui figurent à cet item-là. D'abord, au niveau des achats de puissance, la révision de notre critère de fiabilité en énergie n'a pas d'impact comme tel sur nos charges pendant les trois prochaines années. Il va y en avoir que plus tard, compte tenu que ce critère ne va être atteint qu'ultérieurement dans notre planification. C'est donc la révision du critère de fiabilité en puissance qui a d'abord des impacts sur nos charges. On parle de 0 $ pour 1990, 30 000 000 $ pour 1991 et 35 000 000 $ pour I992. Un autre élément qui est relié à cette révision du critère de fiabilité en puissance est un montant de 38 000 000 $ pour l'année 1992 et ce montant n'est que de 2 000 000 $ en 1991 et de 0 $ en 1990. (17 h 15)

Le dernier élément qui est inclus à cet égard-ià, ce sont les sommes qui ont trait aux achats provenant des producteurs indépendants où on parle de 26 000 000 $, en 1991, et de 77 000 000 $, en 1992. Donc, les montants qui sont prévus sont essentiellement reliés à l'amélioration du critère de fiabilité en puissance et sont reliés à l'évaluation de la "productibilité" du parc pour laquelle on figure des sommes plus importantes concernant les achats des producteurs indépendants. Est-ce que ça répond à votre question?

Mme Bacon: Pas tout à fait, mais enfin, je vais continuer, parce que j'ai beaucoup de questions à vous poser. Tout au long de l'hiver, et plus particulièrement au cours des dernières semaines, les estimations, évidemment, les plus diverses ont été avancées quant au coût de la faible hydraulicité des deux dernières années. J'aimerais, pour éclairer les membres de la commission et peut-être aussi donner l'heure juste, par le biais de la commission, à la population, que vous puissiez élaborer davantage sur les coûts directs et les coûts indirects qui sont reliés aux conditions d'hydraulicité qui ont été observées au cours des deux dernières années.

M. Drouin: À la page 116 de notre proposition de plan de développement, vous avez un tableau, c'est le tableau 6.2, qui permet, pour l'année 1988 et l'année 1969, de ventiler le manque à gagner, d'abord de 211 000 000 $, sur l'année 1988, le rachat des contrats de chau- dières, les achats de soutien, pour un total de 244 000 000 $. Pour l'année 1989, on y voit le chiffre de 267 000 000 $, dans lequel se trouve le fonctionnement de Tracy comme centrale de base à 34 000 000 $. Ces deux années-là, en soi, forment à peu près 500 000 000 $ et, si on regarde à la page suivante - c'est un tableau qui vous a été montré tout à l'heure dans la présentation - au tableau 6.3, on voit les coûts pour l'année 1990 reliés à la faible hydraulicité en termes de rachat de biénergie et le manque à gagner, c'est-à-dire les revenus en moins, les indemnités qu'on a à payer cette année, les achats de soutien de 122 000 000 $, et le fonctionnement de Tracy pour 81 000 000 $, formant un total de 314 000 000 $. Alors, pour ces trois années-là, ce sont les coûts ou les manques à gagner directement reliés à la faible hydraulicité.

Mme Bacon: Vous nous indiquez aussi que vous avez procédé à une révision de la baisse de "productibilité" de votre parc. J'imagine que ce n'est pas la première fois que l'entreprise procède à un exercice de la sorte. J'aimerais que vous nous indiquiez quand, pour la dernière fois, la "productibilité" a été réévaluée, et quelles sont, en termes de planification, les fréquences de cette révision.

M. Neveu: Disons que la dernière fois qu'il y a eu une révision majeure, c'était vers les années 1981 ou 1982, je crois, si je me rappelle. Mais, de toute façon, je pense que, périodiquement, il est désirable qu'Hydro-Québec fasse ce genre de révision parce que, comme on l'a vu tout à l'heure dans les présentations, les apports hydrauliques peuvent être très élevés certaines années, peuvent être très bas d'autres années. Donc, naturellement, il faut toujours réévaluer notre moyenne en fonction de ces différents aléas. Donc, je pense que, si ma mémoire est fidèle, c'est vers 1982 que c'a avait été réévalué.

Le Président (M. Bélanger): C'était M. Neveu.

Mme Bacon: Est-ce que vous pouvez nous dire quel est le coût détaillé, associé à cette perte de "productibilité" à court et à moyen terme? Est-ce que vous êtes capable de nous en informer, en termes de coûts?

M. Neveu: La question est de déterminer le coût d'avoir révisé à la baisse de 2,9 térawatt-heures la "productibilité".

Une voix: M. André Mercier va répondre à la question.

M. Mercier (André): Oui. André Mercier, je suis responsable de la planification du réseau. J'ai deux réponses à vous fournir. La réponse,

tout à l'heure, concernant les critères de fiabilité. Les critères de fiabilité vont être mis en place pour la fin des années quatre-vingt-dix, soit vers l'année 1999. Ça représente cinq téra-wattheures par année qu'on va ajouter sur le parc d'équipement pour être capables de faire face, de se donner une protection additionnelle, si vous voulez, à toutes les variations d'hydraulicité ou les variations de demande. Cinq térawattheures par année, ça représente 200 000 000 $ en termes de charges ou en termes d'intérêts, si vous voulez, par année. Le programme total représente une charge entre 3 000 000 000 $ et 4 000 0000 00 $ d'investissements. C'est ce qui donne un montant de l'ordre de 200 000 000 $ par année.

Maintenant, pour la partie de la réponse concernant le changement sur la faible... En fait, la plus faible "productibilité", vous avez une différence de 2,9 térawattheures. Alors, disons, 3 térawattheures. Ça représente environ 40 $ le mégawattheure. Ça fait une charge de 40 000 000 $ multipliés par 3, ce qui donne environ 120 000 000 $, approximativement.

Mme Bacon: Merci. Je reviendrais peut-être à l'hydraulicité. Si elle avait été, si on peut dire, normale, est-ce que l'entreprise aurait quand même décidé d'aller de l'avant maintenant avec ces nouveaux programmes?

M. Drouin: Vous vous référez aux programmes de critères de fiabilité et de "productibilité"?

Mme Bacon: Oui.

M. Drouin: M. Neveu pourrait répondre.

M. Neveu: Une remarque générale. Je pense qu'il serait important de voir que ce ne sont pas des programmes en réalité car, finalement, la "productibilité" du parc d'équipement, c'est une donnée qu'Hydro-Québec doit estimer au mieux de sa connaissance. Donc, si l'hydraulicité devient de plus en plus faible, on révise, mais il ne s'agit pas de programme. Je pense qu'il faut que ce soit bien clair. Donc, ce n'est pas un programme comme tel.

Donc, le deuxième volet de votre question, c'était...

Mme Bacon: Mais je voulais savoir si vous seriez quand même allés de l'avant même s'il n'y avait pas eu une faible hydraulicité comme on le constate maintenant.

M. Neveu: En réalité, ce qu'il faut bien voir, c'est que, comme on le mentionne dans le plan, vers la page 48 je crois, la révision à la baisse de la "productibilité" est causée, d'une part, par la faible hydraulicité des dernières années mais, également, par la révision de tous les apports sur toutes nos rivières. Ce qu'il faut comprendre, c'est qu'il y a un ensemble de rivières et on n'a pas des données depuis très longtemps sur toutes les rivières.

Il y a certaines rivières où on a des données depuis 1900, par exemple sur le Saint-Laurent. Il y en a d'autres où, par exemple à la Baie James, on en a depuis 1960 et dans ces cas-là, lorsqu'on n'a pas de données dans les historiques antérieurs, ce que l'on fait, c'est qu'on essaie de faire ce qu'on appelle des corrélations, en statistiques. Donc, on essaie de faire des liens, si l'on veut, entre les débits d'une rivière où on n'a pas de données et les débits d'une autre rivière. Donc, ce genre d'analyse doit être fait périodiquement et plus on ajoute des données à l'historique, plus il peut y avoir des changements dans les apports.

Alors, tout ça pour résumer que, finalement, la baisse de 2,9 térawattheures n'est pas seulement due à la faible hydraulicité. Elle est due à la révision de l'ensemble des relations, finalement, qu'il y a entre les débits d'une rivière à l'autre. Alors, même si on n'avait pas eu de faible hydraulicité au cours des dernières années, on aurait fait cette révision, sauf qu'elle aurait été un petit peu plus basse, c'est-à-dire qu'au lieu d'être 2,9 térawattheures, elle aurait pu être de l'ordre de 2,2 ou 2,3 térawattheures, mais elle aurait eu lieu pareil.

Le Président (M. Bélanger): Alors, c'est maintenant au tour de M. le député d'Ungava.

M. Claveau: Si vous me le permettez, M. le Président, je vais passer la parole au chef de l'Opposition.

Le Président (M. Bélanger): Alors, M. le député de l'Assomption. Je comprends qu'il y a un consentement pour que M. le député de l'Assomption puisse prendre la parole. M. le député.

M. Parizeau: M. le Président, je voudrais revenir sur un chiffre que le député d'Ungava a mentionné dans sa présentation tout à l'heure. De mai 1990, à mai 1991, le coût de l'électricité pour le propriétaire d'une maison ou d'un logement va augmenter au Québec de 26 %. J'aurais souhaité que ce chiffre-là apparaisse plus tôt dans nos débats. On n'en a pas grand trace dans les six pouces d'épais de documents que nous avons reçus. D'autre part, je constate, par ce que la période de questions a révélé la semaine dernière, que le gouvernement ne connaissait pas ce chiffre. Le gouvernement, semble-t-il, ne savait pas que la TPS s'appliquait, alors que manifestement tous les propriétaires de petites entreprises, eux, étaient au courant. Ils avaient un numéro de téléphone où ils pouvaient appeler au fédéral et le savoir. C'est ça que ça veut dire: 26 % d'augmentation du coût de la

facture d'électricité pour un propriétaire de maison entre mai 1990 et 1991.

C'est dû à quoi ça, les 26 %? Il y a d'abord deux augmentations successives de 7,5 % demandées par Hydro-Québec, plus 1 % d'augmentation chaque année en mai 1990 et en mai 1991 pour l'interfinancement, problème avec lequel HydroQuébec vit depuis longtemps, mais qu'elle demande de commencer à régler la même année où la TPS s'installe. Pourquoi cette année-là? Je ne comprends pas très bien. Mais, enfin, ça ajoute 1 % aux 7,5 % chaque année, plus les 7 % de TPS. Tout ça va se produire en l'espace d'un an, si tant est que le gouvernement autorise HydroQuébec à s'engager dans cette voie. C'est énorme.

Je sais bien qu'on me dira: II y a eu dans le passé des périodes où les taux augmentaient très rapidement. Mais c'étaient des curieuses périodes, M. le Président. Par exemple, en mettant ensemble les années 1981 et 1982, on arrive à 26 % d'augmentation des tarifs d'électricité, c'est vrai, mais l'augmentation des salaires prévue par les conventions collectives au cours de ces mêmes années était de 24 % et l'augmentation des prix au cours de ces deux années était de 24 %. Alors, ne nous appuyons pas sur ces années-là pour justifier maintenant qu'on va faire 26 % de mai 1990 à mai 1991. Parce qu'à l'heure actuelle, les prix augmentent de combien? 5 % par an à peu près. Les revenus des individus augmentent de combien? 5 %, 5,5 %, à tout casser 6 %, s'ils ont une bonne poignée sur les conventions collectives. Alors, 26 % d'augmentation dans le prix de l'électricité par rapport à l'augmentation des autres prix et par rapport aux augmentations des revenus des gens, c'est relativement énorme.

Puisque nous devons discuter jusqu'à 18 heures des éléments de court terme relatifs à l'offre et à la demande, vous comprendrez pourquoi je vais me limiter, par rapport à ces 26 %, à quelque chose qui a trait aux éléments de court terme relatifs à l'offre et à la demande. 26 % d'augmentation du prix pour un consommateur, qu'est-ce que ça a comme effet sur la demande? Puisqu'on n'a pas établi les 26 %, est-ce que ça veut dire qu'on n'aurait pas étudié l'effet de 26 % d'un prix, alors que les revenus augmentent de 5,5 %, que les prix augmentent de 5 %? Est-ce que ça veut dire qu'on n'aurait pas étudié l'impact de 26 % d'augmentation du prix sur la demande? (17 h 30)

Et je vais aller plus loin que ça. Pourquoi, diable, Hydro s'engage-t-elle dans des mesures d'économies d'énergie aussi musclées? Est-ce qu'elle pense que 26 % d'augmentation du prix ne suffit pas comme mesure d'économies de l'énergie? Moi, il me semble que 26 % d'augmentation... La consommation... Il y a des tas de gens qui vont s'adapter, les gens savent calculer, quand même. Il y en a certains qui avaient décidé qu'ils n'isoleraient pas leur maison à un certain prix et qui, avec 26 % d'augmentation, vont peut-être décider que c'est le temps. Il y a peut-être des tas de gens qui vont chercher, justement, des équipements qui consomment moins 26 %, ce n'est pas de la tarte. Ce que je ne comprends pas très bien, c'est: Est-ce qu'Hydro ne juge pas que 26 % d'augmentation de prix, ça suffit pour ralentir la croissance de la demande des particuliers ou s'il faut quelque chose, en plus? En somme, ce que je demande, en termes techniques, parce que, après avoir dit tout ça, on revient à la technique, et m'adressant aux gens d'Hydro, je m'adresse à des techniciens: Avez-vous une idée précise du coefficient de l'élasticité de la demande, au prix? Et du coefficient de l'élasticité de la demande de substitution au pétrole et au gaz naturel? Est-ce que vous avez des études là-dessus?

M. Drouin: M. le Président, relativement, bien sûr, à l'augmentation dont il est fait mention par le chef de l'Opposition, il est bien évident que nous avons pris en compte, dans nos études d'élasticité, des augmentations que nous suggérons de l'ordre de 7,5 % par année, en moyenne. Bien sûr, aussi, que nous tenons compte de notre demande, laquelle, je dirai, n'est pas nouvelle, parce qu'elle a été reconnue comme principe, il y a deux ans. Et l'an dernier, nous avions obtenu effectivement des augmentations différenciées entre certaines catégories de consommateurs. Notre demande ne coïncide pas uniquement avec notre demande pour régler une partie de l'interfinancement qui, d'ailleurs, ne représente que la correction de 50 % de l'interfinancement, sur une période de 10 ans. C'est bien mince par rapport à une correction qui pourrait être brutale. Mais, indépendamment de ça, notre proposition est présentée en termes d'augmentation tarifaire basée sur trois aspects: celui de l'hydraulicité, celui de la qualité du service et celui des économies d'énergie C'est uniquement en fonction de ces trois critères et des sommes qui y sont rattachées que nous en venons à la conclusion, pour rétablir la situation financière de l'entreprise au cours des trois prochaines années, de demander une augmentation de 7,5 % par année.

Quant aux effets de ces augmentations, avant de tomber dans l'aspect très technique, sur lesquels nous avons effectivement fait une étude, je dois souligner que l'augmentation des tarifs, uniquement, quel que soit le pourcentage, ne nous apparaît pas suffisante pour inciter et influencer la demande à moyen et à long termes. Et si je ne peux citer qu'un exemple, aux Iles-de-la-Madeleine, nous avons un programme d'incitation à l'utilisation du mazout comme moyen de chauffage, puisque nous fournissons l'électricité à même des centrales diesel, donc, à un coût beaucoup plus élevé. Malgré que nous offrions aux habitants des Îles-de-la-Madeleine

de se chauffer avec une économie de 30 % par rapport au coût de l'électricité, nous aurions pensé que cet effet sur la demande du chauffage électrique aurait à tout le moins annulé la demande en chauffage électrique; mais, nous demeurons avec une proportion de l'ordre de 35 % des foyers qui continuent d'utiliser l'électricité comme moyen de chauffage, à ce que nous considérons comme 30 % plus cher qu'ils ne pourraient le faire s'ils utilisaient ou bénéficiaient de nos subventions à l'achat du mazout. Quant aux effets des augmentations que nous proposons sur l'élasticité, en fonction de l'élasticité des prix, je demanderai peut-être à M. Delisle de vous donner le résultat des chiffres qui s'appliquent dans le cas présent.

M. Delisle: En fait, les modèles utilisés par Hydro-Québec sont les modèles économétriques du ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources du Canada et, donc, qui sont adaptés pour le Québec. Et dans ces modèles-là, ce qu'on peut voir, c'est que l'élasticité de long terme, d'une réaction à 1 % d'augmentation de prix est de 0,5, c'est-à-dire que normalement l'élasticité de long terme est de 0,5 %. Il est certain que dans le court terme, c'est inférieur. En fait, quand on analyse notre situation dans ces modèles-là, il faut voir d'abord que la TPS, c'est une chose qui est très différente de notre augmentation de tarifs puisque la TPS, elle s'applique aussi sur le gaz, et sur les autres formes d'énergie. Donc, il y a un effet... En fait, ça n'a pas le même effet sur l'élasticité qu'une augmentation de prix de l'électricité comme telle. Donc, il y a ce premier phénomène qu'il faut prendre en considération. En fait, c'est ce que je peux dire. Les modèles qu'on utilise sont les modèles du ministère de l'Énergie des Mines et des Ressources et l'élasticité de long terme qui est inhérente à ces modèles-là est de 0,5 %. Par contre, le phénomène est fort différent suivant qu'on considère la TPS qui s'applique à toutes les formes d'énergie ou notre augmentation des tarifs comme telle.

M. Parizeau: M. le Président, dans le mémoire sur la tarification proposée pour 1990-1991, en page 5, Hydro-Québec écrit ceci: "La progression relativement modérée des tarifs entre-temps, c'est-à-dire depuis 1984, a également favorisée la croissance des ventes d'électricité." Alors, j'imagine que, si la croissance modérée des tarifs a accéléré les ventes d'électricité, l'augmentation rapide des tarifs doit la ralentir. Pourquoi fait-on état... Ça doit être symétrique, ce genre de chose. J'aimerais savoir de M. Delisle, précisément... Nous parlons dans les mémoires, dans les points saillants de la proposition de plan de développement, d'une réduction annuelle des ventes d'électricité grâce aux mesures d'énergie de 0,7 % par an. Ce n'est pas grand-chose par rapport au phénomène tout à fait particulier des Îles-de-la-Madeleine dont il nous parlait ou dont nous pariait M. Drouin. Les Îles-de-la-Madeleine, je comprends que c'est un cas tout à fait unique au Québec, qui ne ressemble rigoureusement, d'aucune espèce de façon, au centre de Montréal. Mais s'il s'agit d'augmenter les prix dans des proportions pareilles, si on reconnaît que des prix augmentant relativement lentement, pas plus que l'inflation, ont favorisé la demande d'électricité, est-ce que des augmentations de prix au consommateur comme celles qu'on envisage ne vont pas la ralentir, l'électricité, dans des proportions tout à fait compatibles avec, comment dire, les objectifs d'Hydro-Québec?

M. Drouin: Tout ce que je peux dire c'est que oui, on l'a évalué, on peut questionner notre évaluation, oui on l'a évalué. Dans notre programme d'économies d'énergie, on a indiqué qu'à l'horizon 1999 la population pourrait économiser 12,9 térawattheures. Dans ces 12,9 térawatt-wattheures, nous avons mis comme économie, que j'appellerais due aux impacts tarifaires, 3,3 térawattheures. Et l'intervention directe auprès du consommateur sur des économies d'énergie serait de l'ordre de 5,7. Alors, il y a trois chiffres: 3,3, impact tarifaire, 5,7 sur des interventions directes et 3,9 sur ce qu'on appelle de l'efficacité tendancielle, c'est-à-dire l'amélioration des appareils et des appareils plus économiques, etc., qui génèrent des économies comme telles.

Mais je voudrais aussi faire remarquer que quand on parle de 26 %, dans ce que nous proposons, en fait, il y a les 7 % de la TPS qu'on a évoqués et qui s'appliquent à tout le monde, et ce que l'on propose est à peu près de l'ordre de 2,5 % par année de plus que l'inflation. Ces impacts-là, si vous nous demandez comment on les a évalués sur la demande pour les prochains dix ans, la réponse c'est qu'effectivement on les a évalués à 3,3 térawattheures sur cette période-là.

Le Président (M. Bélanger): Le temps d'une courte question pour une courte réponse.

M. Parizeau: M. le Président, j'aurai à revenir un peu plus tard sur l'augmentation étonnante des effectifs à Hydro-Québec depuis 1987. Ce n'est pas que je suis contre la création d'emplois, mais vous comprendrez que 19 % d'augmentation des effectifs depuis 1986, ça demande, je pense, quelques questions, mais que nous reporterons un peu plus tard.

Là, je voudrais, sur le plan simplement d'une question qui est reliée à ces augmentations de tarifs, revenir à ce que disait M. Delisle tout à l'heure, les demandes d'Hydro Ontario. Le président d'Hydro Ontario, justement, le 20 mars, tenant compte de l'application de la TPS, il le mentionne spécifiquement - eux, ils avaient l'air

de savoir à ce moment-là que la TPS s'appliquait à l'électricité - disait en substance: Étant donné qu'il va y avoir une TPS et que l'électricité va augmenter de 7 %, je ne demanderai pas plus que 5,5 % sur mon tarif. La liaison à Hydro Ontario est tout à fait manifeste. L'année où tombe la TPS, ils vont essayer de se limiter à 5,5 %. Il fait état de l'augmentation des charges comme Hydro-Québec, mais il dit: Je pense que, compte tenu de l'introduction de la TPS cette année, 5,5 % me paraît le maximum de ce qu'on peut demander. Est-ce qu'il y aurait moyen de demander à Hydro-Québec - nous sommes, après tout, ensemble pour deux jours - de regarder un peu ce qui se passe du côté d'Hydro Ontario et de voir s'il n'est pas opportun pour à la fois le bien de l'économie et le bien des consommateurs, au moment de l'introduction de la TPS, de modérer un peu les demandes? Parce que, comprenons-nous bien, dans ce même contexte, Hydro-Québec demande 7,5 % contre 5,5 % pour Hydro Ontario. Pourquoi? (17 h 45)

M. Drouin: Je vous ferai remarquer qu'Hydro Ontario n'a pas la même configuration sur le plan du réseau qu'Hydro-Québec puisque Hydro Ontario ne fait pas l'entière distribution du produit électrique à travers l'Ontario. Et je vous cite, et je pense que M. Delisle l'a mentionné, que Toronto Hydro demande une augmentation de 8,8 % pour l'année en cours. Évidemment, la TPS s'applique au-dessus de ça. Ensuite, il y a l'autre année d'augmentation où Hydro Ontario a augmenté au-dessus de l'inflation. Nous, ce n'est pas compliqué, il y a trois critères et trois raisons pour lesquels on se doit de demander une telle augmentation. Je pense que ce ne sont pas nécessairement les mêmes raisons qui amènent Hydro Ontario ou Hydro Manitoba ou BC Hydro à demander les mêmes augmentations ou des augmentations similaires. Je pense qu'on établit à la face même du dossier que, sur le plan de l'hydraulicité, on a des pertes monétaires importantes et des fluctuations monétaires importantes. On dit: 1 400 000 000 $ de fluctuation entre une hydraulicité forte et une hydraulicité faible. La situation financière de l'entreprise doit être rétablie, croyons-nous, d'ici à 1992 dans le but de faire face à une autre période de développement importante qui, bien sûr, est inscrite dans notre plan de développement.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie. En vertu de la règle de l'alternance, Mme la ministre.

Mme Bacon: J'aimerais juste au début, M. le Président, faire remarquer au chef de l'Opposition - et je sais qu'il n'aimera pas ça, il ne veut pas qu'on utilise ses chiffres - que de 1978 à 1981 l'augmentation du coût de l'électricité était de 45,7 %, avec une inflation accumulée de 25,8 %, et ça, sans TPS. Alors, je pense qu'il ne faudrait quand même pas mêler la TPS avec ce qu'on nous demande ici. J'aimerais demander, M. le Président: Selon Hydro-Québec, est-ce que la position concurrentielle de l'électricité par rapport aux autres formes d'énergie serait modifiée suite à l'imposition de la TPS? Autrement dit, est-ce que la TPS affecterait plus le consommateur d'électricité que celui du mazout ou du gaz naturel?

M. Drouin: M. le Président, à notre avis, les trois formes d'énergie vont être influencées de la même façon par la TPS. Autrement dit, le gaz, le mazout et l'électricité auront à subir le même effet, une fois la TPS appliquée.

Mme Bacon: Est-ce que vous pouvez m'ex-pliquer comment vous arrivez au fait que vous dites que ça a la même influence sur les trois sortes?

M. Drouin: Bien, c'est, en fait... Mme Bacon: Peut-être, M. Delisle?

M. Delisle: Oui. C'est la mécanique de fonctionnement de la taxe. Dans le fond, les consommateurs doivent payer 7 % sur leur consommation et les entreprises doivent remettre ces sommes-là au gouvernement moins les sommes qu'elles ont elles-même payées sur leurs achats. Les différents distributeurs d'énergie sont aussi taxés, comme vous le savez, puis il y a des crédits qui sont donnés, ce qui donne les montants à payer. Donc, au point de vue du fonctionnement de la taxe, c'est la même mécanique.

Mme Bacon: C'est le même impact.

M. Delisle: Les trois sont actuellement exemptés de la taxe sur les manufacturiers canadiens. Donc, ça a été conçu pour être neutre entre les formes d'énergie et on présume que ça va l'être.

Mme Bacon: Si on revient aux conditions difficiles qui sont reliées à la faible hydraulicité, il semble qu'Hydro-Québec a quand même poursuivi - on revient là-dessus - certaines ventes d'électricité sur les marchés extérieurs, au cours de la dernière année. Est-ce que vous pouvez expliquer cette situation-là?

M. Drouin: M. Jacques Guevremont, qui est vice-président aux marchés externes, va vous donner la réponse sur cette question.

M. Guevremont (Jacques): Je crois, M. le Président, que nous avons la réponse à la page 45 du plan de développement. On indique à la page 45: Les ventes d'électricité excédentaire à l'exportation pour 1989 se sont situées à 0,9

térawattheures. Nous avions prévu 3,2 téra-wattheures dans le plan précédent. Est-ce que ça va? À la page 45, dans le scénario moyen, nous avons: Ventes d'électricité excédentaire à l'exportation. Ça va? On indique 0,9 et, par la suite, zéro. La raison du 0,9, on la retrouve parce qu'on a deux contrats qui impliquent des débordements. Il s'agit d'un contrat avec le New England Power Pool, et avec le New York Power Authority. Ces deux contrats, ce sont des "interruptibles" qu'on vend sous ces contrats-là, mais ils sont annoncés un an d'avance. On a réduit les quantités au mininum, mais c'est un débordement de l'année précédente où on n'avait pas une perception aussi claire de l'hydraulicité. Or, ils ont été réduits au minimum, et ils ont été portés pour 1989 à 0,9 milliard de kilowattheures.

Mme Bacon: Si je pose la question, M. Guevremont, je pense que vous allez comprendre qu'on a fait beaucoup les gorges chaudes à partir du fait qu'on disait qu'il y avait une faible hydraulicité et qu'on faisait quand même des ventes à l'extérieur. C'est pour cela que je voulais qu'il y ait une clarification qui soit faite, pour donner vraiment l'information directe. J'aimerais aussi vous poser la question. On fait toutes sortes d'hypothèses de planification qui font état de conditions d'hydraulicité normale à partir de cette année. Je n'ai pas l'impression qu'on m'a donné la réponse tantôt. Quels sont les indices, à cette période-ci de l'année, qui nous font croire et qui nous font vraiment espérer que l'hydraulicité reviendra à la normale en 1990?

M. Neveu: Gilbert Neveu. Là aussi, tout le monde se pose des questions: Est-ce que l'hydraulicité va être normale, ou est-ce qu'elle va continuer d'être faible ou est-ce qu'elle va se renverser? Comme on l'a vu sur les graphiques qui ont été présentés par M. Delisle, on peut dire que l'hydraulicité est extrêmement aléatoire, et qu'il y a des années où ça va être fort et des années où ça va être faible. Donc, en termes de planification, dans la mesure où il n'y a pas de loi écrite ou de cycles identifiés dans l'historique, la meilleure prévision que l'on peut faire pour des fins de planification, finalement, c'est de prendre l'hypothèse moyenne. Aussi, en termes de planification, c'est important de savoir que l'on peut avoir une hydraulicité forte ou une hydraulicité faible et qu'on va prendre des moyens pour faire face à ces aléas qui peuvent nous survenir. C'est pour cette raison qu'Hydro-Québec planifie avec une hydraulicité moyenne pour les années futures.

Ensuite, pour ce qui est de cette année, est-ce que l'hydraulicité va être moyenne ou non? On est très peu avancés dans l'année et les apports en hiver sont extrêmement faibles, c'est-à-dire que les lacs sont gelés, la neige qui tombe reste sur le sol et ne se traduit pas en apport dans les rivières immédiatement, donc il s'agit de la période faible des apports. Donc, on ne peut pas vraiment se prononcer quant à l'hydraulicité de cette année jusqu'à maintenant. Tout ce qu'on peut dire, c'est que la neige qui s'est accumulée sur le sol, qui va se traduire éventuellement en eau dans les rivières, est un petit indicateur, mais il faut dire que c'est un indicateur qui est quand même assez petit. Ce qu'on peut dire, c'est qu'à La Grande les précipitations de neige sont au-dessus de la moyenne. À Churchill, les indicateurs sont que les niveaux sont en bas de la moyenne, mais c'est mieux que l'année dernière. C'est tout ce qu'on peut dire à peu près jusqu'à maintenant.

Mme Bacon: ...à...

M. Neveu: Parce qu'il faut bien être conscients - excusez-moi - que, finalement, le gros des apports nous arrive à la fonte des neiges, c'est-à-dire en mai et juin et ensuite en été, lorsque l'on a les fortes précipitations, les fortes pluies. C'est vraiment à ce moment-là que l'on pourra savoir si l'hydraulicité est forte ou faible, mais on a quand même un petit indicateur, à savoir qu'à La Grande c'est un petit peu plus fort, à Churchill c'est un petit peu plus faible. Globalement, on ne peut pas dire si ça va être à la hausse ou à la baisse.

Mme Bacon: Mais advenant la persistance de la faible hydraulicité dans les prochaines années, est-ce qu'Hydro-Québec a déjà envisagé des moyens à prendre au cours de ces prochaines années?

M. Neveu: Je vous référerais à la page 50 du plan de développement. Vous avez, dans le tableau 3.7, dans le bas de la page, les moyens mis en oeuvre en 1990. Donc, pour 1990, les moyens mis en oeuvre, même dans le cas d'une hydraulicité moyenne, sont de 3,8 térawattheures pour le rachat des contrats de biénergie, 3,5 térawattheures pour des achats auprès des réseaux voisins et 2,6 térawattheures pour le fonctionnement de Tracy. Ça, ce sont les seuls moyens mis en oeuvre et engagés à date.

Advenant le cas où on aurait une faible hydraulicité, ce que l'on pourra constater à la fin de l'été ou durant l'automne, à ce moment-là, des décisions devraient être prises pour poursuivre ces moyens au-delà de la fin de l'année 1990. On peut voir qu'en 1991 - toujours dans le tableau - les moyens auxquels on pourra avoir recours seraient, là encore, ces mêmes montants de rachat de biénergie, d'achat auprès des réseaux voisins, et Tracy.

Donc, globalement, advenant une faible hydraulicité en 1990, on pourrait mettre de l'avant des moyens qu'on appelle exceptionnels qui pourraient nous permettre de produire de

l'ordre de 10 térawattheures de plus que ce qu'on produit avec l'hydraulicité normale. Est-ce que ça répond à votre question?

Mme Bacon: Trente secondes. J'aurais aimé qu'on me donne la même explication que celle que vous avez donnée, Hydro-Québec, devant l'ONE. C'était beaucoup plus précis que ce que vous venez de me donner.

M. Neveu: Je crois que c'était moi qui l'avais donnée, mais...

Des voix: Ha, ha, ha!

Mme Bacon: J'aurais préféré. Ça va. Mon temps est écoulé, de toute façon.

Le Président (M. Bélanger): Alors, la parole va à la formation de l'Opposition, M. le député d'Ungava ou M. le chef de l'Opposition.

M. Parizeau: M. le Président, je laisse de côté ce que la ministre de l'Énergie disait au début de son intervention, que je ne veux pas entendre ces chiffres-là quant au passé. Elle me donne trois ans, je lui en avais donné deux avant en lui disant: Voyez à quel point c'était différent. Je lui répéterai pour trois ans ce que je lui disais pour deux ans.

Mais j'aimerais m'adresser à quelque chose qui, dans l'échange qui a précédé, m'intrigue davantage dans ce qu'Hydro-Québec nous disait quant à cette augmentation de 26 % dans le coût de l'électricité. On nous disait: La TPS va s'appliquer à l'électricité, au gaz et à l'huile à chauffage. Oui, bien sûr, forcément, ça s'applique à tout, à tout ce qui n'est pas un aliment ou un médicament. Seulement, ça entre dans le prix que l'individu paie, et on ne peut pas imaginer un instant que deux augmentations de 8,5 % pour le propriétaire de résidence plus 7 % de TPS n'affectent pas ses comportements. Puisque la TPS s'applique aux trois produits, je ne veux pas dire par là qu'il va y avoir des déplacements de la demande vers l'huile à chauffage ou vers le gaz naturel automatiquement; ça dépendra en particulier de ce qui arrive au baril de pétrole. Mais on ne peut pas imaginer que 26 % d'augmentation sur quelque chose comme l'électricité se produise en un an sans que le comportement des gens en soit affecté.

Dans ce sens-là, je suis un peu déçu qu'on ne puisse pas nous dire: Oui, on a examiné l'effet d'une hausse de 26 % comme celle-là et nous pensons que ça a, sur la demande des consommateurs, l'effet suivant. Encore une fois, à ma connaissance, on n'aura jamais connu ça dans le passé qu'avec des revenus qui augmentent, somme toute, assez lentement, des prix qui augmentent, somme toute, aussi lentement on ait une aussi forte augmentation dans le prix d'un service essentiel. Ça doit, normalement, avoir un effet sur la demande, ça, et quant aux projections à venir à l'égard de l'offre assurée, et quant à la demande à court ou à moyen terme. À mon sens, ça aurait été utile de le savoir parce que, peut-être, ça aurait résolu un certain nombre de choses qui sont posées à titre de programme par Hydro-Québec, en termes de dépenses à encourir, en termes d'immobilisation à faire. Dans la mesure même où le coût en termes d'augmentation est aussi fort, je pense que ça va être un des éléments qui risquent de nous manquer pour aller au bout des démonstrations

On aura l'occasion de revenir là-dessus ce soir ou demain mais, pour le moment, c'était plus un commentaire qu'une question. Mais j'aimerais quand même revenir, à moins qu'Hydro ne veuille répondre... Pouquoi est-ce qu'on n'a pas examiné sur un an l'effet d'une augmentation aussi forte dans le prix d'un service essentiel, quant au comportement des gens?

M. Drouin: M. le Président, nous aimerions avoir l'opportunité de répondre à cette question puisque, comme je l'ai mentionné tantôt, on en a tenu compte et je voudrais qu'on puisse donner une explication complémentaire.

M. Boivin (Claude): M. le Président, effectivement, vous avez raison de dire qu'il y a un impact, c'est-à-dire qu'il y a de l'élasticité. M. Delisle a mentionné des chiffres tantôt. Je voudrais peut-être compléter la réponse en vous disant que l'impact des hausses de prix, dans le secteur de l'énergie, au niveau de l'effet sur la consommation, ou l'élasticité, n'est pas instantané. C'est un impact, et un impact à court terme. Après ça, il y a également un impact à plus long terme, parce qu'on sait que les décisions des consommateurs, dans ce secteur-là, sont liées non pas à l'achat de l'énergie elle-même, mais à l'achat de l'appareillage qui consomme l'énergie. Effectivement, si vous regardez nos prévisions de taux de croissance dans le secteur domestique, pour la période 1989-2006, nous prévoyons un taux de croissance annuel moyen de 0,6 % par année, ce qui est, et de loin, le plus faible taux de croissance que nous n'ayons jamais prévu et ce qui est effectivement bien en deçà des taux de croissance que nous avons connus dans le passé.

Maintenant, je ne prétends pas que ces faibles taux de croissance à l'horizon de 2006, dans le secteur domestique, sont un résultat direct et exclusif de l'effet prix. Il y a également l'effet saturation du marché dans ce secteur-là qui se fait sentir et qui fait que, dans les années à venir, le taux de croissance de la consommation d'électricité, dans ce secteur domestique, sera plus faible que dans le passé. Donc, dans notre prévision de la demande, nous avons inclus un effet prix, c'est-à-dire l'effet élasticité causé par des augmentations tarifaires à court terme, qui sont au-delà de l'inflation, et

sur un horizon plus long qui se rapproche de l'inflation. Et, comme je vous le disais tantôt, l'impact d'une augmentation de taux immédiate ne peut se transmettre immédiatement par une compression de la demande, il va se transmettre graduellement au cours des années par une compression de la demande.

Deuxièmement, je voudrais revenir sur les 26 %. L'effet prix, ou l'élasticité dans le secteur domestique, ou dans les autres secteurs, si on veut, ne sera pas basé sur une augmentation de 26 %, parce qu'une augmentation de 26 % de la facture, j'aimerais bien dire, se décompose: 7 % au niveau de la TPS et, dans la position concurrentielle de l'électricité par rapport aux autres sources d'énergie, les 7 % s'appliquant à toutes les sources, il n'a pas d'effet d'élasticité. L'inflation...

M. Parizeau: Pas de substitution.

M. Boivin: II n'a pas d'effet de substitution.

M. Parizeau: Oui, oui. D'accord. Ce n'est pas pareil! Aïe!

M. Boivin: II peut y avoir un effet d'élasticité. Pour ce qui est de l'augmentation de 8,5 % au secteur résidentiel, si on fait l'hypothèse que les autres sources d'énergie vont effectivement croître au rythme de l'inflation, soit de l'ordre de 5 % dans les deux prochaines années, effectivement, l'élasticité va jouer non pas sur 26 %, comme vous semblez le croire, mais sur 7 %. Ça, ça dégonfle un petit peu les chiffres qu'on peut mentionner. C'étaient les explications additionnelles que je voulais vous fournir.

Le Président (M. Bélanger): II reste deux minutes au député d'Ungava.

Mme Bacon: Le député de L'Assomption peut revenir.

M. Claveau: Sûrement, Mme la ministre.

Mme Bacon: Avec la réponse qu'il vient d'avoir, il peut revenir.

M. Parizeau: Sûrement, parce qu'il n'y en a pas. Ha, ha, ha!

M. Claveau: M. le Président, parlons rapidement, justement, de cette fameuse hydrau-licité. Dans les tableaux qui nous ont été présentés par M. Delisle, tout à l'heure, on nous dit, dans le tableau GR3.3, qu'advenant une hydrauli-cité exceptionnelle cette année la fin des mesures d'exception commencerait, à toutes fins pratiques, en août 1990, si on projette la ligne sur le petit carreau qu'on a dans le tableau.

Donc, en août 1990, on finirait les mesures d'exception.

Je voudrais comprendre, dans un premier temps, puisqu'on suppose plus loin, à la planche T6.8, que l'hydraulicité, finalement, va s'améliorer, et on prévoit des coûts de faible hydrauli-cité de zéro pour 1991 et de zéro pour 1992... J'aimerais savoir pourquoi on maintient l'hypothèse d'une augmentation des tarifs sur deux ans, basée sur une faible hydraulicité, dans la mesure où, selon les chiffres que vous nous présentez, vous semblez ne retenir le problème de l'hydraulicité que pour une seule année.

M. Boivin: Claude Boivin. Effectivement, M. le Président, comme on l'a expliqué tantôt, la planification est toujours faite sur une prévision moyenne, puisqu'il n'y a pas de règle qui peut nous permettre de prévoir si on va être en situation de forte ou de faible hydraulicité. Nous devons planifier sur une hydraulicité moyenne. Maintenant, comme nous allons avoir une indication valable de l'hydraulicité pour l'année 1990 uniquement dans le courant du mois de juillet... Il faut comprendre - les gens pensent que c'est tard - que nos réservoirs étant situés dans le nord, même si la crue des eaux, le printemps, vient en avril et en mai dans les régions de Québec et de Montréal, ce n'est qu'à la fin de mai et en juin que nos grands réservoirs de Churchill, de Manicouagan-Outardes et de la Baie James, du complexe La Grande, phase 1, sont en état de dégel, de crue des eaux, et avant que les apports d'eau soient rendus dans nos réservoirs, on a des données valables vers la fin de juin, au début de juillet.

L'an dernier, en 1989, nous étions en position de faible hydraulicité. Notre année, au niveau hydraulique, on la joue de juin à juin à cause du facteur que je viens de vous mentionner. Donc, au moment où on se parle, on est dans la planification qu'on a faite à partir des données qu'on connaissait en 1989. Ce n'est qu'au mois de juillet ou d'août de cette année qu'on va pouvoir prendre des décisions, dans la petite fenêtre qu'on voyait sur le graphique d'hydraulicité. Si on se retrouve vers une tendance d'hydraulicité moyenne ou forte pour l'année 1989-1990, à ce moment-là, nous allons arrêter les mesures exceptionnelles que nous avions déjà engagées. Les arrêter à ce moment-ci, je pense que ce serait téméraire, parce que notre première obligation est de nous assurer que nous avons l'énergie nécessaire pour satisfaire la demande au Québec.

Le Président (M. Bélanger): Compte tenu de l'heure, la commission suspend ses travaux jusqu'à 20 heures. On peut laisser nos documents ici, la salle va être barrée pour les besoins de la cause.

(Suspension de la séance à 18 h 9)

(Reprise à 20 h 5)

Le Président (M. Bélanger): Chacun veut bien reprendre sa place pour que nous reprenions nos travaux. On a quorum. Nous en étions rendus à l'analyse de la qualité du service et, ensuite, il y a une période de questions d'ordre général. Simplement vous informer, c'est qu'il est possible que vers 21 h 30, nous ayons un vote en Chambre, alors les travaux de la Chambre ayant priorité, nous devrons nous absenter quelques minutes pour aller au vote et revenir, si vote il y a, évidemment. Alors nous en étions rendus, au moment de la suspension à l'analyse de la qualité du service. Mme la ministre.

Qualité du service

Mme Bacon: M. le Président, cette année encore, Hydro-Québec porte une attention particulière à l'amélioration de la qualité du service de l'électricité. Cette préoccupation qui a été maintes fois soulevée, autant par la population que par le gouvernement, demeure évidemment un objectif prioritaire de l'entreprise et je suis bien heureuse de le constater encore une fois. Déjà l'année dernière, Hydro-Québec avait annoncé la mise en place de trois programmes majeurs pour améliorer la qualité de service. Ces programmes-là, qu'on appelle PAQS-2, l'amélioration de la fiabilité du réseau de transport, l'automatisation de la conduite du réseau, étaient évalués, à ce moment-là, à 2 300 000 000 $ pour la période 1989-1998. Je constate cette année que les engagements financiers directement reliés à l'amélioration de la qualité de service sont estimés à plus de 4 200 000 000 $. Ma question serait: comment on peut expliquer une augmentation importante comme celle que je viens de citer par rapport à l'année dernière, des investissements qui sont associés à l'amélioration de la qualité de service ?

M. Drouin: Je demanderais à M. Boivin de répondre à cette question.

Mme Bacon: Peut-être aussi pourrait-il ajouter en même temps, je pense que ça revient dans nos préoccupations mutuelles, quelle est leur contribution à l'augmentation des tarifs au-dessus de l'inflation?

M. Boivin: M. le Président, l'an dernier, effectivement, dans les programmes d'amélioration de la qualité du service que nous avions dans le plan de développement, nous prévoyions pour la période de 1989-1991 des investissements de 2 300 000 000 $, et cette année, nous prévoyons des investissements de 4 200 000 000 $, soit un accroissement de 1 900 000 000 $. Effectivement, vous vous souviendrez que, l'an dernier, nous avions parlé, dans le plan de développement, que nous étions à élaborer un programme d'amélioration de la maintenance que l'on appelle le programme PAM, mais qu'au moment de la préparation du plan de développement, ce programme-là était en voie d'élaboration très préliminaire, dans ces premiers balbutiements, et nous n'avions pas, à ce moment-là, chiffrer l'ampleur de ce programme. De sorte que cette année, ce programme qui était annoncé l'an dernier mais qui n'avait pas été quantifié sur le pian monétaire, est maintenant inclus pour un ajout de 1 200 000 000 $. Il y a également, et nous en avions parlé l'an dernier, sans chiffrer à ce moment-là non plus les impacts, nous avions indiqué dans le plan de développement l'an dernier que nous avions en cours une étude pour revoir les critères de conception de nos réseaux souterrains. Effectivement, cette étude-là dans sa première phase est terminée, et nous avons inclus cette année dans nos prévisions d'investissement, l'impact de la révision des nouveaux critères de conception de nos réseaux souterrains pour un ajout de 500 000 000 $. Ce qui fait, pour ces deux programmes-là, 1 700 000 000 $ et il reste 200 000 000 $ pour toute une série de mesures plus ponctuelles et plus détaillées, si vous voulez, ce qui, finalement, explique l'augmentation de 1 900 000 000 $. Maintenant, pour le deuxième volet de la question, on traitait de l'impact de ces tarifs-là sur les coûts de fourniture. Si...

Mme Bacon: C'est l'impact sur les tarifs, l'augmentation des tarifs au-dessus de...

M. Boivin: D'accord. En fait, comme nos tarifs sont directement liés à l'évolution de nos coûts de fourniture, alors, finalement, l'impact...

Mme Bacon: Ça revient au même.

M. Boivin: ...des programmes d'amélioration de la qualité du service se répercute sur les tarifs. Pour les trois prochaines années, les années 1989 à 1992, les programmes que je viens de mentionner, soit PAM, PAQS-2 ainsi que le PAQS-Clientèle, le programme d'amélioration de la qualité du service à la clientèle, représente des ajouts de 328 000 000 $. Ce qui veut dire que ces coûts se répercutent dans nos coûts de fourniture et doivent être absorbés par les tarifs.

Maintenant, il faudrait - et je vais demander à M. Delisle: Est-ce que vous avez des données?

M. Delisle: Oui.

M. Boivin: II faut briser ces données en frais d'exploitation qui, eux, se répercutent immédiatement et instantanément dans les coûts de fourniture, donc dans la tarification, par rapport aux montants qui sont immobilisés, c'est-à-dire qui sont capitalisés dans nos installations

et qui, elles, à ce moment, sont amorties. Donc, c'est à peu près 10 % de ces montants qui sont intégrés dans la tarification. M. Delisle va vous donner la répartition.

M. Delisle: En fait, les 118 000 000 $ sur les 303 000 000 $, on voit que ça représente 39 % des frais qu'on doit ajouter aux coûts de fourniture à l'horizon 1991, et puis, comme vous le savez, nos tarifs, en 1990-1991, cumulative-ment, augmentent d'environ 6 % de plus que l'inflation. Donc, on peut dire qu'il y a 39 % de ce montant qui est dû à ces programmes d'amélioration de la qualité du service. C'est donc 2,4 % sur deux ans. En fait, par année, au bout de la ligne, ça fait environ de 1 % à 1,2 % d'augmentation de tarif qui pourrait être exempté si on évitait ces programmes.

Mme Bacon: D'accord. J'aimerais que, peut-être, pour le bénéfice de la commission, vous puissiez indiquer le partage des coûts des nouveaux critères de conception et d'exploitation du réseau de transport pour satisfaire les attentes, parce qu'il y a quand même des attentes dans la clientèle québécoise et aussi pour faciliter l'intégration du réseau d'Hydro-Québec au réseau voisin Northeast Power Coordinating Council.

M. Boivin: M. Mercier va répondre à cette question.

M. Mercier: Actuellement, dans l'estimation, dans l'imputation des coûts pour l'amélioration du réseau de transport, on a toujours imputé la moitié aux exportations et la moitié pour les besoins québécois. C'était 50 % d'imputation à l'interne et 50 % d'imputation pour les exportations comme telles. La raison de ça c'est qu'au départ on avait des exportations qui requéraient sans doute d'avoir des critères de conception qui soient identiques pour nos interconnexions, donc, avec les exportations, des réseaux interconnectés comme tels. Maintenant, on savait très bien qu'on devait augmenter, améliorer la fiabilité du réseau à l'interne. Et tant qu'à l'augmenter, on devait l'augmenter, semble-t-il, au même niveau que les réseaux voisins. Donc, effectivement, il y avait aussi une motivation qui nous poussait à avoir des critères de fiabilité équivalents pour la clientèle québécoise. Alors, dans ce sens, et comme on ne savait pas partager de façon plus précise entre les besoins à l'exportation et les besoins internes, on avait décidé tout simplement de répartir à 50 % pour les exportations et 50 % pour les besoins internes.

Mme Bacon: À la lecture du plan de développement, j'ai remarqué que vous référez au vieillissement des installations comme étant une activité de support à la qualité de service. J'ai un petit peu de difficulté à saisir ce genre d'approche, parce que, pour moi, la maintenance devrait faire partie des activités normales de votre entreprise. Est-ce que vous pouvez élaborer là-dessus?

M. Boivin: Oui, effectivement. Je demanderai peut-être à Jean-Claude Roy de donner plus de détails, mais il reste que vous avez raison de dire que la maintenance des installations fait partie de nos coûts normaux d'opération. Maintenant, la maintenance a ses limites. Lorsque des installations atteignent la fin de leur vie utile - on sait, en fait, que nos centrales sont amorties sur un horizon de 50 ans; nos lignes de transport sur un horizon de 35 ans - il reste qu'à un moment donné dans le temps, pour chacune des installations, vous atteignez un point où il ne s'agit plus de maintenance, mais il s'agit de réfections majeures. A ce moment-là, en fait, ça ne fait plus partie des dépenses normales de maintenance, parce que ce sont des dépenses pour soit faire une réfection complète d'une installation, la remettre à peu près dans un état de neuf et lui donner une nouvelle vie pour l'avenir, ou encore, il s'agit en fait de démanteler, dans certains cas de centrales, tout simplement de démanteler une centrale et la remplacer par une autre complètement neuve qui va donner des années, 50 ans de service. Alors, lorsque nous considérons nos installations à un moment donné dans le temps, on ne parle plus effectivement d'entretien, mais on parle d'investissements majeurs pour remettre à neuf nos installations et augmenter la vie résiduelle de ces installations.

Mme Bacon: Alors, ça dépasse de beaucoup ce qu'on appelle maintenance régulière.

M. Boivin: C'est exact parce qu'il faut aussi considérer que si on regarde notre parc de production, nos centrales, bien nous avons maintenant des centrales qui commencent à prendre de l'âge. Je pense aux centrales du Saint-Maurice, aux centrales de la Gatineau, certaines de ces centrales-là ont maintenant atteint jusqu'à 75 ou 80 ans et sont rendues à toutes fins pratiques à la fin de leur vie utile et doivent faire l'objet d'une décision, à savoir: est-ce qu'on fait une réfection majeure ou si on reconstruit en neuf. Et à ce moment-là, on ne peut pas parler en termes de maintenance proprement dite.

Mme Bacon: Au niveau des... Il faut penser aussi en termes de régions, si vous me le permettez, quels seraient les impacts régionaux des programmes d'amélioration de la qualité de service, tant sur le plan économique, sur le plan réduction des pannes? C'est aussi une préoccupation dans nos régions.

M. Boivin: Au niveau réduction des pannes,

je demanderais peut-être d'obtenir la diapositive SO 83 qui donne un peu l'historique des pannes que nous avons connues. Maintenant, je vais vous indiquer à partir de ça quels sont les objectifs que nous nous sommes fixés pour les années à venir. Les investissements que nous faisons, reliés à la qualité du service, sont ceux qui nous permettront d'atteindre, à l'horizon 1994-1995, les objectifs que nous nous sommes fixés. Si on remarque au niveau de réseau de distribution, historiquement, l'indice de continuité du service est situé entre 5 et 5,6. Nous avons pour les années 1985 et 1986, et nous pourrions effectivement remonter dans le début des années 80, nous retrouvons toujours un indice de continuité de service qui oscille entre 5 et 5,5. Nous avions eu une détérioration importante en 1987 et 1988 et si on remarque en 1989, nous sommes revenus à peu près au niveau d'indice de continuité historique.

Il est important, à ce stade-ci, de remarquer que les investissements que nous planifions pour améliorer la qualité du service, sont des investissements qui nous amènent à revoir le niveau de qualité et nous nous proposons d'ici l'horizon 1995, avec ces investissements-là, d'atteindre un nouveau palier ou un nouveau critère de qualité du service qui, pour la distribution, se situe à un indice de 3,5 par rapport à, comme je l'ai mentionné, un indice de 5 à 5,5. Même chose au niveau du réseau de transport, on voit que de 1985 à 1989, si on exclut les pannes générales, l'indice de continuité du service du réseau de transport, s'est constamment amélioré pour passer de 3,4 heures par client à 1,3 heure par client. Maintenant, l'indice de continuité de service que nous nous fixons maintenant comme objectif avec d'une part le programme d'amélioration de la maintenance du réseau de production transport et l'implantation des nouveaux critères de conception du réseau, donc le nouvel indice, dis-je, que nous nous fixons, est de l'ordre de une demi-heure ou 0,5 heure par année au niveau du réseau de transport.

Encore là, il s'agit d'un nouveau palier de qualité du service et un palier que nous n'avions jamais connu. Pour ce qui est des pannes générales, il est peut-être important de mentionner que les deux pannes générales que nous avons eues en 1988-1989, détériorent notre indice de continuité du service mais, avec l'implantation de la compensation série, c'est un phénomène qui devrait être atténué de façon très importante. Et on se rappellera que pendant les années soixante-dix, bon an mal an, nous avions, historiquement, en moyenne, une panne générale par année. Pour ce qui est de l'impact économique au niveau régional des investissements que nous faisons, la répartition la plus générale à travers la province, nécessairement, se situe dans les investissements que nous faisons sur le réseau de distribution, parce que notre réseau de distribution, finalement, nous permet de rejoindre toute notre clientèle aux quatre coins de la province. Donc, les investissements dans le réseau de distribution sont répartis par région, selon l'importance et l'ampleur du réseau de distribution et ces chiffres-là sont disponibles.

La même chose du côté du programme d'amélioration de la maintenance. Maintenant, il n'y a pas une répartition aussi générale à travers la province parce que, nécessairement, ça s'adresse d'abord et avant tout à notre appareillage de production et de transport, mais également au réseau de répartition qui, lui, est situé un peu partout à travers la province puisque c'est lui qui alimente le réseau de distribution. Maintenant, si vous voulez des chiffres plus détaillés par région, ces chiffres-là sont également disponibles, du moins pour les investissements en distribution et M. Jean-Claude Roy peut vous en faire l'énumération selon nos différentes régions administratives.

M. Roy (Jean-Claude): En fait, si on compare, si on prend le programme PAQS-2, qui est de 707 000 000 $, si on regarde pour l'année 1990, ce qui va être investi dans les régions, à Saint-Laurent on parle de 13 900 000 $, Richelieu 26 500 000 $, Montmorency 9 700 000 $, Laurentides 23 700 000 $, Mauricie 5 200 000 $, La Grande 8 200 000 $, Matapédia 4 300 000 $, Saguenay 2 100 000 $ et Manie, qui a très peu de distribution, 250 000 $. Ça, c'est pour l'année 1990; maintenant, pour l'année 1991 aussi, ça devrait être dans les mêmes proportions.

Mme Bacon: Est-ce qu'on peut comparer, parce qu'on sait que vous avez quand même atteint des résultats considérables par rapport à ce que vous vous étiez fixé. Est-ce qu'on peut comparer avec ce qui se fart dans le reste du Canada? Dans votre réseau de distribution.

M. Boivin: Les indices de continuité du service que nous avons maintenant, et nous sommes revenus à peu près au même niveau que le niveau historique que nous avons connu, du moins au niveau de la distribution, une amélioration au niveau du transport, si on fait exception des pannes générales, cet indice-là est à peu près dans la moyenne historique d'Hydro-Québec. Maintenant, par rapport à la moyenne canadienne, il est certain que cet indice-là est de beaucoup plus faible que la moyenne canadienne. Effectivement, les objectifs que nous nous fixons à l'horizon 1994-1995 sont de nous coller sur les mêmes performances que les réseaux à l'échelle canadienne.

Il faut comprendre, je pense qu'il est important de mentionner ici, que, lorsque nous visons à obtenir les mêmes indices de continuité que la moyenne canadienne, compte tenu des conditions climatiques dans lesquelles on opère, de l'importance et de la longueur de notre réseau de transport, parce qu'aucune autre province

canadienne n'a des sites de production situés comme nous aussi loin au Nord, et je pense entre autres, à notre complexe Manie-Outardes, au complexe La Grande, à la Baie James et à la Centrale de Churchill Falls, ce qui veut dire qu'en pratique, pour des conditions climatiques identiques, nous serions parmi les chefs de file au niveau de la qualité du service au Canada. Ces indices-là, comme je l'ai mentionné, sont de l'ordre de quatre heures d'interruption par client, par année, au total.

Mme Bacon: Dans votre mémoire tarifaire, vous faites référence à un nouveau programme, intitulé PAQS-Clientèle, si on tient compte des initiatives qui sont déjà en cours ou annoncées l'an passé, comme, par exemple, l'amélioration du taux de réponse téléphonique, une facturation basée sur un relevé réel, une planification des interruptions programmée, il y a aussi l'introduction du mode de versements égaux, la gestion des plaintes, que contient de nouveau le programme PAQS-Clientèle? Et quels sont les coûts d'immobilisation et les charges d'exploitation associés à ce nouveau programme?

M. Boivin: Je demanderais à M. Jacques Finet de répondre à cette question.

M. Finet (Jacques): M. le Président, on a parlé auparavant des pannes, mais lorsqu'on fait des sondages auprès de notre clientèle, on s'aperçoit qu'il y a toute une partie de nos services, aussi, qui ne reçoit pas la cote d'appréciation qu'on pourrait souhaiter. Lorsqu'on y regarde de près, on s'aperçoit, entre autres, que le taux de réponses au téléphone n'est pas satisfaisant. On était dans les 77 %, 78 %. Je peux vous dire qu'au moment où on se parle, à cause du conflit de travail, on est rendus en bas de 70 %. Mais on a un travail à faire appréciable pour que le client soit capable de nous rejoindre plus facilement.

Aux États-Unis, on considère qu'il faut répondre, en règle générale, si on veut référer à une norme, à 95 % des appels dans un délai de dix secondes. Nous, compte tenu de la situation, aussi du fait qu'il faut apporter des correctifs à nos équipements, on s'est donné un objectif sur plusieurs années à atteindre pour améliorer ce point. En fait, on veut atteindre 85 % dès 1990, 90 % en 1991 et 92 % en 1992. Il nous reste encore un peu de chemin à faire pour atteindre les 95 % qui seraient la cible souhaitée.

Voici un autre aspect. Bien entendu, le client nous critique parce qu'à l'occasion, la facture est faite à partir d'un estimé de consommation, à défaut de pouvoir avoir une lecture de compteur. On fait un estimé; on en fait même un deuxième et, à ce moment-là, il y a des possibilités que la facture ne reflète pas la consommation réelle parce qu'il a pu arriver que le client était absent pendant un certain temps ou pour d'autres raisons. Alors, il y a à la fois du personnel qu'on ajoute pour être capable d'aller lire les compteurs dans une plus grande proportion et aussi on fera appel en cours d'année 1990, on installera ce qu'on appelle des appareils de télémesure, c'est-à-dire un instrument installé chez le client qui lui-même communique par téléphone avec l'entreprise, avec nos ordinateurs pour donner la lecture du compteur. Là-dessus, on parle d'atteindre un objectif de 87 % en 1990, pour espérer atteindre en 1992 un pourcentage de 96 %. Là-dessus, je vous dirai aussi qu'aux États-Unis, ou ailleurs, où ils se disent performants, on parie de taux de 97 %, 98 %. On pourra peut-être vous dire que c'est ce qu'on souhaite aussi mais, de façon réaliste, ce qu'on peut espérer atteindre, avec les moyens qu'on peut mettre à contribution, ce sont des pourcentages de cet ordre. La même chose...

Le Président (M. Bélanger): Un instant. Mme la ministre.

Mme Bacon: Je voudrais juste terminer, parce que je veux donner du temps à M. le député d'Ungava. Je n'ai pas eu de réponse.

Quels sont les coûts d'immobilisaiton et aussi quelles sont les charges d'exploitation qui sont associés? Je pense que vous en faites beaucoup, mais il y a des coûts à ça, il y a des charges.

M. Finet: Vous avez en page 32 de la proposition de plan de développement un tableau 2.5 qui fait état des frais d'exploitation et d'investissement, cependant, pour la période de trois ans. On parle au total d'un montant de 73 000 000 $. Là-dessus, il y a de façon importante la télélecture pour un montant de quelque 30 000 000 $, qui est un investissement important. La balance, ce sont des frais d'exploitation, à toutes fins pratiques.

Mme Bacon: D'accord, merci.

Le Président (M. Bélanger): M. le député d'Ungava.

M. Claveau: Oui, M. le Président. D'abord une ou deux petites questions techniques pour être bien sûr qu'on se comprend dans les chiffres. Dans les tableaux que vous nous avez déposés cet après-midi, il y a la planche F16-41 où on parle des programmes PAQS et PAM et subventions, c'est marqué là. On a des montants pour les trois années qui viennent. Le "subventions" là-dedans, il veut dire quoi? C'est dans "prévision d'investissement, plan de développement 1990-1992."

M. Boivin: F16...

M. Claveau: Moi, c'est marqué F16-41, en

tout petits chiffres dans le bas.

M. Finet: Pour quelle période? 1990-1992 ou la période...

M. Claveau: Dans le programme d'amélioration, c'est marqué... Il y a PAQS, PAM et subventions. Je voudrais savoir qu'est-ce que signifie "subventions" et c'est quoi la part dans le montant global? Parce qu'on ne retrouve ça nulle part ailleurs, à ma connaissance. (20 h 30)

M. Finet: Oui, oui, un instant.

M. Drouin: Posez la deuxième question pendant qu'on cherche réponse à la première.

M. Claveau: Si vous voulez. En espérant que la réponse à la deuxième va venir plus vite.

Tout à l'heure, à la question de Mme la ministre sur ce que vous entendiez par l'amélioration de la fiabilité du réseau, vous avez bien répondu que c'était les deux programmes, PAQS et PAM, essentiellement, plus, évidemment, les travaux statutaires que vous devez faire. Dans une autre planche, la T6.8: Impact des principales modifications sur les charges et les intérêts par rapport au plan de développement. Là, à l'item: La qualité du service, il y a des montants: pour 1990, 83 000 000 $, 1991, 118 000 000 $ et 1992, 123 000 000 $. À première vue, ça ne correspond pas tellement avec les chiffres qu'on avait tout à l'heure, sur les programmes PAQS et PAM. Qu'est-ce que c'est, la différence?

M. Delisle: A quels chiffres référez-vous, qu'on avait tout à l'heure?

M. Claveau: Je réfère aux chiffres de la planche que vous avez présentée vous-même, cet après-midi, M. Delisle: T6.8.

M. Delisle: Oui, je l'ai.

M. Claveau: Au chapitre: Impact des principales modifications sur les charges et les intérêts par rapport au plan de développement.

M. Delisle: C'est ça. Ces montants-là, dans le fond... Le montant de 83 000 000 $ est composé d'un montant de 52 000 000 $ pour PAM, 23 000 000 $ pour PAQS-2, et 8 000 000 $ pour le PAQS-Clientèle, alors que le montant de 118 000 000 $ est composé de 84 000 000 $ pour PAM, 30 000 000 $ pour PAQS-2, et 4 000 000 $ pour le PAQS-Clientèle; le montant de 123 000 000 $ est composé de 98 000 000 $ pour PAM et 25 000 000 $ pour le PAQS-2.

M. Claveau: O.K..

M. Boivin: Si vous permettez, je pense que la question que vous posez, c'est que ces chif- fres-là ne correspondent pas à ceux que nous avons donnés tantôt.

M. Claveau: Oui, d'où vient la différence?

M. Boivin: Alors, la différence, à la planche T6.8... Ce que nous avons là, ce sont les impacts des principales modifications sur les charges et les intérêts par rapport au plan de développement 1989-1991. Ce sont les accroissements et ce sont les charges sur les intérêts et... Donc, ça veut dire que ce sont les intérêts sur les montants qui sont capitalisés ou immobilisés, plus les montants, en fait, qui sont chargés directement à l'exploitation. Donc, en d'autres mots, c'est l'impact sur les coûts de fourniture pour ces années-là, de tous ces programmes-là.

M. Claveau: Est-ce que je comprends en disant que c'est la différence entre le programme tel que prévu au plan de développement de l'année dernière et le nouveau montant qu'on y a rajouté cette année?

M. Boivin: C'est la différence entre les montants de l'an dernier et les montants prévus cette année...

M. Claveau: O.K.

M. Boivin: ...mais pas pour les investissements totaux. C'est l'impact sur les charges et les dépenses d'intérêts.

M. Claveau: O.K. Je continue. La planche suivante, la T6.4... On a, toujours au chapitre de la qualité des services par rapport aux charges d'exploitation, des chiffres qui sont inférieurs à ce qu'on avait, tout à l'heure, dans la planche T6.8. Est-ce que la différence est due exclusivement aux intérêts consolidés ou capitalisés?

M. Boivin: C'est exact, mais avec l'ajout que, à la planche T6.4, c'est l'impact total, donc ce n'est pas uniquement le différentiel par rapport au plan de développement, mais uniquement pour les charges d'exploitation, excluant les charges d'intérêts.

Dans un cas, ça inclut l'exploitation... toujours les charges d'exploitation, plus les intérêts que nous devons payer sur les montants qui sont capitalisés. Dans l'autre cas, ce sont les charges d'exploitation directement.

M. Claveau: C'est purement technique, mais comment se fait-il qu'en 1992, on a presque 20 % de différence? Ça, ça veut dire qu'il y a 20 % d'intérêts capitalisés?

M. Boivin: Ce n'est pas surprenant, parce que si on prend, par exemple... À titre d'exemple, dans le programme PAM, le programme d'amélioration de la maintenance, on vous dit que c'est

un programme global de 1 200 000 000 $. M. Claveau: Oui.

M. Boivin: Sur les 1 200 000 000 $, il y a 900 000 000 $ d'investissements, donc de montants qui vont à l'imobilisation, qui sont capitalisés, et il y 300 000 000 $ qui vont à l'exploitation. Si je prends le programme global, une fois qu'il va être terminé et que j'aurai investi 900 000 000 $, les charges d'intérêts annuels sur ce montant-là, en prenant une hypothèse approximative de 10 %, sont de 90 000 000 $ par année. Tandis que les 300 000 000 $ d'exploitation, en fait, ils sont passés directement aux charges ou aux dépenses à chaque année où ces dépenses-là sont effectuées, puis ils sont oubliés.

M. Claveau: O.K. Donc, les intérêts capitalisés qui, finalement, n'apparaissent pas tant et aussi longtemps que ce n'est pas mis en production, dans le fond, ça s'en va à l'avoir de l'actionnaire?

M. Boivin: Non. Ça s'en va dans l'actif de la compagnie.

M. Claveau: Oui.

M. Boivin: Ça s'en va dans l'actif d'Hydro-Québec. Maintenant, si vous regardez notre taux de capitalisation, qui est aux environs de 25 %, ça veut dire qu'effectivement, une fois que c'est dans nos actifs globaux - et dans l'hypothèse où on maintient, et c'est notre objectif de maintenir un taux de capitalisation de 25 % - bien il y a 25 % de ce montant-là qui a été autofinancé, donc qui fait partie de l'avoir de l'actionnaire, et il y a 75 % qui a été financé par la dette, donc qui s'en va au chapitre de la dette.

M. Claveau: Oui, mais les intérêts, tant qu'ils sont capitalisés, ils n'apparaissent pas comme dépenses dans l'année.

M. Boivin: C'est exact. Tant que les intérêts sont capitalisés. Maintenant, la capitalisation des intérêts, lorsqu'on construit une centrale, par exemple, que ça nous prend huit ans à construire une centrale, et qui coûte, par exemple, 2 000 000 000 $, bien, à chaque année, on investit de l'argent et, comme ça va prendre encore cinq ans, six ans, sept ans avant qu'elle soit mise en service, il y a des intérêts qui sont capitalisés dans le coût de construction.

M. Claveau: Oui.

M. Boivin: Lorsqu'on parle du programme d'amélioration de la maintenance, le programme PAM, ce ne sont pas des projets de dizaines de milliards qui prennent dix ans à construire. En général, la plupart des interventions prévues au programme d'amélioration de la maintenance sont des interventions ponctuelles - installation d'un nouveau disjoncteur, etc. - ce qui fait que, au moment où le travail se fait, il n'y a pas d'intérêts capitalisés. Ce cas-là n'est pas exact, je parlais de l'implantation de la compensation série, parce qu'il s'agit, à toutes fins pratiques, d'une nouvelle construction dans notre réseau, et qui va prendre, en pratique, cinq ans à se réaliser. On a commencé en 1989, on devrait avoir terminé en 1994, et effectivement, dans les 1 400 000 000 $ prévus pour l'implantation des nouveaux critères de conception de notre réseau de transport, il y a des dépenses d'intérêts qui seront capitalisées.

M. Drouin: Et lorsqu'elles sont capitalisées, il faut se reporter au ratio de 25 % qui est l'avoir de l'actionnaire par rapport à celui de 75 % qui appartient à la dette. Donc, ce n'est pas exact de dire que les intérêts capitalisés sont tout l'avoir de l'actionnaire. Ils sont dans la même proportion que le reste du capital.

M. Claveau: Ça veut dire que dans les intérêts capitalisés, dans le fond, n'intervient, dans le cas du rendement sur l'avoir propre, que la partie des 25 %, qui est l'avoir de l'actionnaire?

M. Boivin: C'est ça.

M. Claveau: Parce que, dans le fond, plus vous capitalisez d'intérêts, finalement, plus vous augmentez le rendement sur l'avoir propre, sans pour autant avoir...

M. Boivin: Ce n'est pas nécessairement exact...

M. Drouin: Non.

M. Boivin: ...parce que si nous prenons trop de temps pour faire un projet, son coût final va être influencé. En fait, l'échéancier, dans la construction d'un grand projet, est très critique, parce que les dépenses d'intérêts représentent jusqu'à 25 % ou 30 % du coût final de construction, du coût capitalisé de construction, et si vous retardez, vous allez être obligés de le financer également, comme la partie construction de base. Si vous ne faites pas attention, premièrement, ça va faire augmenter vos coûts de fourniture, parce que vous allez avoir une installation qui va vous avoir coûté plus cher, et deuxièmement, ça va probablement avoir pour impact de faire chuter votre taux de capitalisation plutôt que de le faire augmenter.

M. Claveau: On reviendra là-dessus plus précisément, demain, probablement.

M. Drouin: Vous aviez posé votre première

question sur les subventions. M. Claveau: Oui, oui.

M. Drouin: Je pense que M. Delisle pourrait vous donner la réponse.

M. Delisle: En fait, vous demandiez qu'elles étaient les subventions en question. Ce sont des subventions dans le cadre des programmes d'économie d'énergie et dans le cadre du programme Electrotechnologie qui sont ici. En fait, c'est l'amortissement de ces subventions-là, parce que, comme vous le savez, les subventions sont capitalisées et amorties sur cinq ans, sur une certaine période de temps.

M. Claveau: Pourquoi, à ce moment-là, l'a-t-on mis avec les programmes d'amélioration des services à la clientèle?

M. Delisle: C'est probablement un mauvais recoupement, tout simplement. À un moment donné, dans un tableau, il peut y avoir un certain nombre de lignes, et on a fusionné ces éléments-là ensemble. C'est tout simplement ça.

M. Claveau: Alors, ça arrive même à Hydro de mal regrouper.

M. Delisle: Si vous voulez. Des voix: Ha, ha, ha!

M. Claveau: Dans le plan de développement, à la page 3, vous nous arrivez avec une nouvelle notion, en tout cas de la façon dont c'est exprimé. Vous dites que vous allez mettre en place une nouvelle politique de maintenance préventive conditionnelle. Ça, c'est à la page 3 du plan de développement. Qu'est-ce que c'est, dans le concret, de la maintenance préventive conditionnelle?

M. Drouin: M. Jean-Claude Roy va vous répondre.

M. Roy: Quand on parle de maintenance préventive, ce qu'on faisait avant cette nouvelle politique, c'est qu'on faisait de façon systématique de l'entretien de nos équipements. Par exemple, pour un disjoncteur, il y avait une norme qui disait qu'à tous les cinq ans on devait défaire le disjoncteur et le rebâtir. Ce qu'on veut faire, maintenant, quand on parle de maintenance préventive conditionnelle, c'est qu'on veut, par des moyens qu'on est en train de développer actuellement, aller vérifier la condition ou l'état du disjoncteur et décider si, oui ou non, on en fait l'entretien, ce qui devrait rationaliser et diminuer de beaucoup les efforts d'entretien qui sont requis.

M. Drouin: Juste pour vulgariser cette réponse, M. le Président...

M. Claveau: Je vous le permets.

M. Drouin: ...c'est que c'est le parallèle entre une automobile qui fait 100 000 kilomètres et une automobile qui en fait 10 000. Les inspections, si on décide de les faire quand même à tous les six mois ou à tous les huit mois, ce n'est pas utile pour l'automobile de 10 000 kilomètres, puis ça peut être utile pour l'automobile de 100 000 kilomètres.

M. Claveau: Vous avez glissé un mot tout à l'heure, M. le Président, sur la question des compensateurs série. Je reviens peut-être à une question dont on s'est déjà parlé l'année dernière: Est-ce que le risque en vaut la chandelle, dans la mesure où les compensateurs série, c'est un équipement qui est lourd, coûteux, long à construire, long à financer, comme vous l'avez dit vous-même? C'est un équipement, à toutes fins pratiques, qui est assez nouveau en son genre dans le réseau de transport Hydro-Québec et qui, en tout cas à ce que me disent certaines personnes qui connaissent quand même quelque chose dans la question de l'électricité et du transport énergétique, n'est pas un équipement qui a totalement fait ses preuves. J'aimerais que vous éclaircissiez ça, si c'était possible.

M. Mercier: André Mercier. Je suis responsable de la planification du réseau. Ce qu'on peut vous dire, c'est que toutes nos études ont confirmé que la compensation série, c'était la meilleure solution pour l'ensemble du réseau d'Hydro-Québec. C'est une technologie qui a été utilisée ailleurs dans différents pays, en particulier aux États-Unis, sur la côte ouest. Ça a été utilisé aussi en Suède depuis plus d'une trentaine d'années. Ça s'est révélé extrêmement efficace, puis je pense qu'il est intéressant de noter que, particulièrement pour la Suède, c'est un réseau électrique qui est tout à fait similaire à celui du Québec. Dans ce sens, ils ont des lignes aussi longues que les nôtres. Ils ont utilisé ce système de compensation depuis plus de 30 ans. Ils sont extrêmement satisfaits. Ils vont utiliser même une nouvelle technologie, en fait la technologie qu'on va utiliser maintenant, qui est surtout une amélioration de l'ensemble du même principe qu'auparavant.

Dans ce sens, on a fait des vérifications auprès des réseaux de la côte ouest américaine, des réseaux suédois et aussi des réseaux brésiliens qui vont maintenant utiliser ce genre de technologie. On est tout à fait convaincus de l'efficacité de ce genre d'application de la compensation série. On doit dire aussi qu'on a eu un comité d'experts qui venaient de ces différents réseaux, qui ont fait la conception, qui ont vécu leur expérience avec l'application de

cette compensation série. Et tous sont d'accord avec la performance, les résultats qu'on peut obtenir avec l'ensemble de cette technologie. (20 h 45)

On peut dire aussi que, même au Québec on a, depuis, je pense, deux ans maintenant, une installation de compensation série qui a été utilisée à Kampuraska, près de Rivière-du-Loup, et ce système fonctionne aussi extrêmement bien. Je pense qu'il est intéressant de dire que c'est un système qui est simple, c'est un système qui... Vous dites que c'est lourd; en fait, c'est un système qui s'installe extrêmement facilement et qui ne comporte aucune pièce tournante, aucun automatisme particulier et qui peut fonctionner de façon extrêmement efficace. Toutes les expériences qu'on a pu obtenir... On a rendu visite aux différentes installations et ce qu'on a obtenu, c'est une fiabilité absolument extraordinaire, à tel point que les gens étaient même un peu étonnés qu'on leur pose la question: Mais est-ce que ça fonctionne correctement? Et, à leur avis, particulièrement les Suédois et les gens de la côte ouest américaine, ce qu'ils nous ont dit, c'est que le système fonctionnait de façon impeccable et que ce n'est pas ce genre d'installation qui leur donne des problèmes de fiabilité.

M. Claveau: Parce qu'en fait, j'ai vu les plans, les ajouts et certaines photos même qui nous ont été envoyées par Hydro-Québec sur les ajouts des postes de compensation série, les postes Albanel, Chibougamau, etc.. Il reste que c'est un équipement supplémentaire dans le réseau actuel. Alors, c'est un équipement, donc, qui va nécessiter aussi probablement des ajouts en termes d'entretien, de réparation ou de personnel de surveillance, etc. Je suppose, oui?

M. Mercier: En termes d'entretien ou d'exploitation comme tel, ça n'implique pas des choses qui sont vraiment différentes parce que ce sont des batteries de condensateur et les batteries de condensateur, elles existent déjà dans des postes existants, à des niveaux de tension différents. Donc, en ce sens-là, ce n'est pas un équipement qui est vraiment nouveau en termes d'exploitation; c'est simplement l'utilisation et le système de protection qui est placé aux bornes, qui est vraiment différent. Je pense qu'on peut dire aussi que... En fait, pour résumer un peu l'ensemble de la question sur l'entretien ou l'exploitation, je pense qu'on se sent tout à fait à l'aise pour dire que c'est un système qui va performer extrêmement bien et que ça ne nous semble pas être quelque chose qui va vraiment nous donner des problèmes particuliers. En fait, toute l'expérience qu'on a pu obtenir ailleurs nous indique de façon claire que ça devrait fonctionner extrêmement bien.

M. Claveau: On vous le souhaite.

M. Mercier: Je pense qu'il y a une chose qui est à remarquer, c'est que la compensation série et je pense qu'on revient peut-être sur l'explication de l'an passé, ce que ça a comme résultat, c'est de diminuer la distance effective au point de vue électrique. C'est pour ça que c'est si efficace dans un réseau qui est long. Et, effectivement, on l'a mentionné tout à l'heure, le réseau d'Hydro-Québec, sa caractéristique c'est d'être un réseau extrêmement long et à cause de ça, la compensation série a pour effet de réduire électriquement les distances et à cause de ça, ça stabilise énormément nos réseaux et, donc, ça améliore beaucoup la fiabilité.

M. Claveau: Je vous remercie.

M. Mercier: En fait, toutes nos simulations, parce que c'est vraiment comme ça qu'on peut le tester, nos simulations sont extrêmement... Les résultats sont très probants.

M. Claveau: Je vous remercie, M. Mercier.

Le Président (M. Bélanger): Mme la ministre.

Mme Bacon: Comme on a débordé un peu la qualité du service, le député d'Ungava va sûrement me permettre de revenir sur les questions que j'ai déjà posées. J'aimerais revenir là, surtout, sur l'hydraulicité, qui est quand même un problème important auquel on a à faire face et aussi sur les conséquences de l'hydraulicité. Alors, dans le plan de développement, vous faites référence à la possibilité de créer un fonds de stabilisation qui permettrait de réduire la fluctuation des résultats financiers qui est causée par la variation de l'hydraulicité. Est-ce que vous pouvez donner des précisions sur l'approche que vous prenez en regard de ce fonds de stabilisation?

M. Drouin: En fait, ce serait une approche où, profitant d'une situation où on serait en hydraulicité forte et où évidemment, les entrées de fonds seraient plus importantes, on pourrait créer un fonds qui pourrait pallier les chocs tarifaires qui peuvent s'imposer dans le cas d'une hydraulicité faible. Ce serait une espèce de réserve que l'on garderait dans nos coffres pour pallier un choc d'hydraulicité faible. Bien sûr, au moment où nous sommes dans la situation actuelle, c'est difficile de parler d'un tel fonds à ce moment-ci, mais au moment où on tomberait dans une période plus forte, c'est évident que nous proposerions de créer un tel fonds, ce qui nous permettrait peut-être aujourd'hui, si un tel fonds avait été créé dans le passé, de faire face plus aisément à un choc qui est dû à l'hydraulicité faible.

Mme Bacon: Est-ce que ce fonds de stabili-

sation a des effets sur la tarification?

M. Drouin: C'est parce que ça stabiliserait la tarification et ça aurait donc un effet positif puisque, à un moment où on aurait une hydraulicité faible, plutôt que d'augmenter les tarifs au-delà de l'inflation, comme c'est le cas actuellement, on pourrait utiliser le fonds de stabilisation pour remédier à la situation et ainsi éviter le choc tarifaire.

Mme Bacon: M. Mercier a mentionné des chiffres tantôt, et j'aimerais peut-être revenir sur les chiffres - vous me le permettrez, M. le Président - qui ont été avancés par rapport au coût de la révision de la productivité, et des critères de réserve. Il a été mentionné que ça nécessiterait des investissements de 3 000 000 000 $ ou 4 000 000 000 $, si ma mémoire est fidèle, ce qui impliquerait des charges d'intérêts de l'ordre de 200 000 000 $. Est-ce que vous pouvez expliquer comment vous arrivez à ces chiffres-là de dépenses annuelles?

M. Mercier: En termes de dépenses annuelles, tout à l'heure, je vous ai mentionné, pour fixer un peu les idées sur... En termes de valeur d'investissements, effectivement, ce sont des investissements qui vont se faire à la fin de la décennie. On tente d'atteindre de nouveaux critères de fiabilité vers l'année 1999. Donc, effectivement, les ajouts dans l'ensemble du réseau d'équipements additionnels pour devancer, si l'on veut, de l'ordre de cinq térawattheures par année, vont nous coûter 3 000 000 000 $ ou 4 000 000 000 $; je n'ai pas le chiffre exact, mais on pourrait vous l'obtenir.

Maintenant, en termes d'équivalent par année, pour vous donner un ordre de grandeur, je vous ai précisé que ça pouvait être de l'ordre de 200 000 000 $, en valeur d'aujourd'hui, pas en valeur de l'année 1999. Évidemment, ce sont des charges qui vont être ajoutées vers les années 1998 ou 1999.

Mme Bacon: Elles pourront être plus élevées à ce moment-là.

M. Mercier: II faudra tenir compte de l'inflation...

Mme Bacon: C'est ça.

M. Mercier:... à ce moment-là, pour avoir les valeurs réelles.

M. Delisle: J'aimerais peut-être ajouter un point là-dessus, c'est que...

Mme Bacon: Oui, Monsieur.

M. Delisle:... ici, ce que André Mercier mentionne, c'est le coût... En fait, c'est l'impact sur les charges du coût des investissements qu'on va avoir à faire pour faire cette production supplémentaire-là. Il faut voir, par contre, que, dans certaines périodes, ces surplus-là, on va les avoir, dans le sens qu'on va avoir l'hydraulicité forte ou l'hydraulicité moyenne et on pourra les vendre. En les vendant, je ne le sais pas, 30 $ le mégawattheure, ça va venir réduire le coût brut que mentionnait André et ainsi, en fait, faire en sorte que ces critères de fiabilité énergétique vont être d'un coût passablement moindre que le coût brut qu'on vous a mentionné.

Mme Bacon: Pour revenir à l'hydraulicité, à quel niveau de faible hydraulicité mettez-vous en place les moyens exceptionnels que vous envisagez? Quel serait le niveau de l'hydraulicité?

M. Roy: II ne s'agit pas d'un niveau d'hydraulicité mais...

Le Président (M. Bélanger): Votre nom, c'est monsieur...

M. Roy: Jean-Claude Roy.

Le Président (M. Bélanger): Je vous en prie.

M. Roy: En fait, il ne s'agit pas d'un niveau d'hydraulicité, mais plutôt d'un critère qu'on se donne, qui est à très court terme, c'est-à-dire pour les deux prochaines années. On veut être capables de faire face, par exemple, l'an prochain, à la pire année qu'on a connue, qui est de l'ordre de 36 térawattheures, et à une deuxième année, qui est de l'ordre de 30 térawattheures. C'est pour ça qu'on dit qu'on veut être capables de faire face à ça. On voudrait avoir, dans nos réservoirs, à un certain moment donné, 65 térawattheures pour faire face à cette hydraulicité là, étant donné que ça prend un certain temps avant de pouvoir reconstituer notre réserve. C'est ce qu'on mentionne, dans le plan, quand on parle de 65 térawattheures qu'on veut maintenir et lorsqu'on voyait les courbes de ce matin. C'est ça qui déclenche, finalement, les moyens, lorsqu'on ne respecte plus ce critère.

Mme Bacon: Je reviens peut-être à la qualité du service. On constate.. Au cours de l'année qui vient de s'écouler, malgré des résultats qui sont assez intéressants, le démarrage des interventions des actions d'Hydro-Québec pour améliorer la qualité du service, il nous a semblé que ç'a été un peu laborieux. Quelles sont les mesures que vous avez l'intention de prendre pour peut-être accélérer la mise en place des programmes et aussi assurer à la population un service de qualité auquel elle a droit?

M. Boivin: J'aimerais mentionner, effective-

ment, si on se reporte au plan de développement de l'an dernier... Par exemple, prenons le PAQS-2, le programme d'amélioration de la qualité du service du réseau de distribution. Nous avons annoncé le programme en mars dernier, effectivement, et vous comprendrez qu'il y a des préparatifs à mettre en place, mais le programme devait effectivement démarrer en juin dernier. On se souviendra que nous étions, comme nous sommes toujours d'ailleurs, en période de négociation de nos conventions collectives et effectivement, la période de démarrage de ces programmes, l'an dernier, a coïncidé avec le début des moyens de pression à l'interne. À ce moment-là, nous avons surtout mis l'accent sur les programmes de base en mettant un focus très important sur les endroits où nous avions des surcharges dans le réseau pour tâcher d'améliorer le plus rapidement possible... De sorte que les dépenses au niveau du programme d'amélioration de la qualité du service de distribution ont été décalées. Effectivement, nous avons réalisé à peu près 40 % des dépenses que nous avions prévues l'année dernière.

Il est évident, comme on l'a dit ce matin, que la réalisation de notre plan de développement, et donc, la réalisation également des programmes d'amélioration de la qualité du service, présupposent un règlement de nos conventions collectives, un règlement à court terme de nos conventions collectives, lorsqu'on comprend que la période de décembre, janvier, février et mars, à Hydro-Québec, n'est pas une période de travaux intensifs, parce que nous sommes en période de pointe dans le réseau et que tous les équipements doivent être disponibles. Donc, on limite, à ce moment-là, les interventions de maintenance à des interventions de dépannage lorsqu'il y a des bris, mais avec l'arrivée du mois d'avril, c'est normalement le démarrage de la période intensive des travaux. Donc, au moment où on se parle, dans l'hypothèse où nos conventions collectives se règlent à court terme, nous sommes confiants de pouvoir réaliser au cours de l'année 1990 les programmes que nous nous sommes fixés.

Le Président (M. Bélanger): Alors, M. le député d'Ungava.

M. Claveau: Oui, M. le Président. Vous m'excuserez de revenir encore sur la question du transport. Ça fait partie du service à la clientèle. C'est excessivement dans la mesure où, en plus, c'est très visible à peu près partout sur le territoire du Québec. C'est un problème environnemental en plus. Je suis particulièrement intéressé par la question de la compensation série. Est-ce qu'il s'agit là d'un équipement qui est strictement lié finalement à l'amélioration de la continuité du transport et qui n'a pas d'impact économique en soi ou de retombées monétaires pour Hydro-Québec, malgré l'importance de l'investissement? Ou s'il y a un rapport coûts-revenus qui est lié spécifiquement à l'investissement dans un compensateur série?

M. Mercier: Je pense qu'en fait... Votre question est très bonne parce que la compensation série, ce que ça fait, ça augmente la capacité en termes de stabilité pour transporter de l'énergie. Vous pouvez utiliser cette capacité, pour vous donner de la fiabilité ou de la sécurité dans votre réseau, ou alors pour augmenter votre capacité. Ce que l'on va faire aujourd'hui, entre 1989 et 1994, c'est d'ajouter de la compensation série pour augmenter la fiabilité du réseau, la sécurité du réseau.

M. Claveau: O.K.

M. Mercier: Maintenant, on aurait pu aussi l'utiliser pour augmenter la capacité. Et dans le futur, il est certain que la compensation série qu'on pourra ajouter pourra peut-être nous servir à augmenter la capacité sans augmenter le nombre de lignes. Évidemment, là, vous aurez un gain absolument formidable, quand on pense aux coûts des lignes. Actuellement, une ligne entre La Grande et Montréal coûte 1 000 000 000 $. Alors, si on peut sauver des lignes additionnelles dans le futur, non seulement vous avez un impact sur le plan environnemental parce que vous avez une ligne de moins, mais aussi vous aurez des coûts qui seront réduits. Donc, effectivement, dans ce sens-là, ce qu'on peut dire, c'est que l'utilisation de la compensation série, non seulement pourra augmenter la sécurité du réseau, mais pourra dans le futur augmenter aussi la capacité du réseau. Mais il est bien évident qu'au départ, on veut être prudents. Je pense que c'est important. Vous l'avez mentionné tout à l'heure, c'est une nouvelle technologie pour Hydro-Québec. Il reste qu'on va d'abord l'utiliser pour la sécurité et, par la suite, on pourra l'utiliser pour augmenter notre capacité, si on voit que c'est possible.

M. Claveau: Ça peut augmenter de combien, une ligne de 735 kilovolts qui transporte, normalement, autour de 2000 mégawatts; ça peut l'augmenter de combien?

M. Mercier: Avec la compensation que l'on recommande actuellement, on pourra augmenter de 2000 ou 3000 mégawatts, donc, de 1000 mégawatts de transport par ligne. Actuellement, et j'insiste beaucoup là-dessus, on garde la transmission de nos lignes à 2000 mégawatts, mais on a un gain formidable en termes de sécurité du réseau. (21 heures)

M. Claveau: Toujours sur le transport - c'est important pour l'approvisionnement, évidemment, de l'électricité de la clientèle - Hydro-Québec est sûrement au courant des

genres de lignes comme on en a développé quelques exemples en Union soviétique, avec une capacité de transport de près de 6000 mégawatts à 1050 kilovolts, etc., dont une entreprise québécoise bien connue a, semble-t-il, réussi à avoir le mandat de commercialisation internationale. Est-ce que vous travaillez sur cette technologie-là?

M. Mercier: Vous savez, dans les technologies que l'on a considérées... La technologie à laquelle vous faites allusion, c'est le 1100 kV...

M. Claveau: Le 1100, oui.

M. Mercier: ...qui a été mis en service en Russie. Dans chacun de nos projets, on a considéré le 735 kilovolts, on a aussi considéré des réseaux à 500 kilovolts. Ce pourquoi, actuellement... On pense qu'on est... On est tout de même intéressés à savoir ce qui se passe dans les autres pays et comment les autres réseaux électriques ont pu utiliser les différentes solutions. Mais pour nous, et c'est extrêmement important, un réseau à 1100 kV, à l'heure actuelle, aurait pour conséquence... peut-être pourriez-vous transporter plus d'énergie, plus de puissance par ligne, mais ce que vous faites, c'est que vous concentrez plus de puissance sur une même ligne et, à ce moment-là, votre fiabilité est affectée. Si vous perdez la ligne en question, vous avez plus d'impact sur l'ensemble de votre réseau. Donc, vous affectez le service à la clientèle. Finalement, c'est en ce sens-là que, pour nous, actuellement... Ce que l'on a dit, c'est que le 735 kV demeure la solution la plus intéressante, surtout lorsqu'on lui ajoute la compensation série. On trouve que c'est vraiment la meilleure solution, tant en termes de sécurité et, comme je vous l'ai dit tout à l'heure, peut-être aussi dans le futur, pour augmenter la capacité des lignes pour les besoins futurs.

M. Claveau: Donc, dans le même genre d'hypothèse, dans le fond... Pour ouvrir une légère parenthèse sur le plan de développement ou la proposition de plan de développement, dans la mesure où... Supposons qu'Hydro-Québec réaliserait l'ensemble de ses prévisions, ce qui demanderait quelque chose comme huit lignes de plus, je pense, qui descendraient du Nord. Il n'est pas question pour vous, au moment où on se parle, de modifier ça pour faire le transport sur deux ou trois lignes, a partir d'une nouvelle technologie, au lieu de décoder ou de découper huit nouveaux corridors dans le territoire québécois.

M. Mercier: Vous savez, en termes de technique de réseau à très haute tension, comme à 735 kV ou à 1100 kV, on définit normalement... C'est toujours une question de distance versus la quantité de puissance que vous devez trans- mettre. Si, par exemple, vous avez un réseau de l'ordre de 2000 ou 3000 mégawatts, et que vous avez à transporter sur environ 500 kilomètres, il est sans doute plus intéressant de le transporter par un réseau à 500 kV. Si c'est, comme dans le réseau actuel, de l'ordre de 10 000 à 15 000 mégawatts, sur 1000 kilomètres, nous, ce qu'on dit, et beaucoup de concepteurs de réseaux électriques sont d'accord avec nous là-dessus, c'est que ça vous prend, n ce moment-là, un réseau de l'ordre de 800 kilovolts. Donc, 735, c'est cette gamme de réseau. Si on avait un réseau qui devait transporter, peut-être, sur une distance de 2000 à 3000 kilomètres, une puissance de 20 000 à 30 000 mégawatts, à ce moment-là, il est fort possible qu'un réseau à 1100 kV serait plus intéressant. C'est justement le genre d'application qu'ils ont eue en Russie. C'était une distance pas mal plus longue, finalement, et avec des puissances plus élevées.

M. Claveau: O.K. On va se rapprocher un peu du coin, maintenant. Au niveau du réseau de distribution, on prévoit... Écart au niveau des investissements pour la distribution par réseau souterrain: 957 000 000 $. Ça, c'est à la planche F16.7.1. Où en est-on dans le développement des réseaux souterrains? On se souvient qu'on a parlé passablement, l'année dernière, dans le plan de développement, des retards, entre autres, qui avaient été pris dans l'engagement qu'Hydro-Québec avait avec la ville de Montréal de mettre en service ou de refaire une bonne partie de son réseau souterrain. On se souvient aussi d'un certain nombre de problèmes qui étaient arrivés dans le réseau souterrain de la ville de Québec: explosions, danger de sécurité, la CSST s'en est mêlée, etc. Où en est-on dans tout ça, un an plus tard?

M. Boivin: Je vais demander à M. Jean Houde, qui est vice-président de notre région Saint-Laurent, de vous parler de l'état d'avancement des travaux dans la région de Montréal.

M. Houde (Jean): Alors, M. Claveau, si on se reporte où on en était l'an passé... Vous allez retrouver ça dans la description du Journal des débats. On avait réalisé, l'an passé, 157 kilomètres par la Commission des services électriques, pour des fins techniques, on a maintenant 175 kilomètres. Et, pour des raisons d'embellissement, on en avait 48 de réalisés par la Commission des services électriques; on en a maintenant 60. La part d'Hydro-Québec, là-dedans: on en avait 106 d'utilisés; on en a maintenant 135 pour des fins techniques. Et pour des fins d'embellissement, on en avait 11; on en a maintenant 25. Donc, on a progressé par rapport à l'an passé. L'entente avec la ville de Montréal, vous savez, va se terminer, en termes de réalisation de travaux, comme je vous l'avais dit l'an passé, à la fin de l'année 1992. Le

rythme d'investissement de la Commission des services électriques, c'est 35 000 000 $ par année en travaux civils, l'île de Montréal. Maintenant...

M. Claveau: On... M. Houde: Pardon.

M. Claveau: On me disait qu'il y a une nouvelle approche et des modifications structurelles sur la façon de concevoir le réseau. Entre autres, je pense qu'à partir de maintenant on ne met plus les postes souterrains, on va les mettre en surface. Où est-ce qu'on en est là-dedans? Est-ce qu'il y a effectivement de grosses modifications structurelles dans le réseau qui ont été amenées depuis l'année dernière?

M. Boivin: Vous parlez, à ce moment-là, des nouveaux critères de conception de nos réseaux souterrains, d'ailleurs qui vont impliquer des investissements de près de 1 000 000 000 $ sur un horizon de dix ans. Je vais demander à M. Camille Gaudreault, qui est directeur de la distribution, de vous faire part de l'état d'avancement, en fait, des réflexions techniques sur ce sujet-là.

M. Gaudreault (Camille): Disons que concernant la question que vous posez, effectivement, après étude qui a été effectuée par un groupe de travail qui est allé voir un peu partout dans différents pays, on examine, c'est-à-dire on en est venus à la conclusion qu'il y a probablement beaucoup d'installations, à part les cables, c'est-à-dire des installations de transformation, des installations de sectionnement, qui pourraient être installées hors terre, ce qui faciliterait, à ce moment-là, l'exploitation et également le travail. Nous en sommes rendus présentement au niveau des études, c'est-à-dire de finaliser les solutions techniques. À cet effet, en 1990, il y a un groupe de travail, c'est-à-dire... il y a des équipes techniques qui sont en train d'élaborer les spécifications techniques concernant ce domaine-là.

M. Boivin: Je voudrais peut-être ajouter... Il faut comprendre que lorsque nous révisons nos critères, ça se fait par étapes. En fait, la première étape, l'étude qui était en cours l'an dernier, c'était de définir des nouveaux critères de conception en fonction d'un niveau de qualité, de performance, au niveau de la sécurité, etc. Cette étape-là a été franchie, nous avons défini les critères de fiabilité, les critères de sécurité, etc. Présentement, depuis janvier, nous avons abordé l'étape de faire la conception, l'ingénierie conceptuelle de réseaux qui permettront de rencontrer ces critères-là. C'est à cette étape-là que M. Gaudreault fait référence.

M. Claveau: On prévoit 957 000 000 $ d'investissement, ça, c'est au cours des deux prochaines années, là?

M. Boivin: Non, sur l'horizon de dix ans.

M. Claveau: Dans les prochaines années, O.K. Ça veut dire qu'au moment où on se parle, si on fait exception des travaux qui se font à Montréal et qui étaient déjà planifiés, et tout ça, et qui sont en voie d'achèvement, si je comprends bien, il n'y a rien, il n'y a pas de nouveaux développements qui vont se faire tant qu'on n'aura pas fini toutes ces études-là?

M. Gaudreault: Non, il va y avoir de nouveaux développements qui vont être faits, des correctifs qu'on peut apporter à court terme, à la suite des études qu'on a faites. Il y a probablement des correctifs qu'on peut apporter immédiatement sur le réseau, qu'on va mieux définir en 1990 et qu'on va appliquer en 1991-1992, des correctifs sur les installations existantes, les installations où on a de l'eau. On va s'organiser pour mieux les drainer, pour assurer une salubrité pour faciliter le travail à nos travailleurs, sur le plan de la sécurité et sur le plan de la santé. Il y a aussi différentes spécifications, différents critères qu'on peut appliquer immédiatement au niveau du réseau, c'est-à-dire le réseau qu'on construit tous les jours. À ce moment-là, on va les appliquer immédiatement. Ça s'inscrit dans les plans, c'est-à-dire dans l'argent déjà prévu au budget. Alors c'est juste une question qu'on va utiliser l'argent déjà existant et on va l'affecter à ces travaux-là. Autrement dit, c'est un choix qu'on va faire, au moment où on va avoir arrêté la solution. Il y a des choses qui vont se faire, on n'attendra pas trois ans avant d'apporter des modifications au réseau. Il y a un certain nombre de critères qu'on peut appliquer immédiatement.

Le Président (M. Bélanger): M. le député de l'Acadie.

M. Bordeleau: ...dans un autre ordre d'idées...

Le Président (M. Bélanger): Oui. Alors, on passe maintenant a la section des questions d'ordre général. Donc, il nous reste une heure sur ce point, alors vous pouve2 y aller tous azimuts. De la pile Eveready à Manie, tout est ouvert.

Questions d'ordre générai

M. Bordeleau: Écoutez, j'aimerais revenir sur un aspect. Par déformation professionnelle, étant psychologue industriel, j'aimerais revenir sur la dernière feuille de la présentation que vous avez faite cet après-midi et qui présentait les objectifs et stratégies en matière de res-

sources humaines. Évidemment, je sais que, présentement, vous êtes en négociation pour les conventions collectives. Il n'est pas question d'entrer dans ce sujet à ce niveau-ci. On nous a beaucoup parlé de la productivité, on entend souvent des critiques de l'extérieur vis-à-vis des employés d'Hydro-Québec, le climat de travail à Hydro-Québec. Je vois ici que vous avez établi de grands objectifs et certaines stratégies. J'aimerais que vous nous expliquiez de façon un peu plus opérationnelle quels sont les projets que vous voulez mettre en marche, entre autres, surtout sur la question de la mobilisation des ressources humaines dans l'entreprise.

M. Drouin: Premièrement, je dois dire qu'on a déjà commencé à mettre certains programmes importants en place relativement à la mobilisation des ressources humaines, indépendamment du fait que nous sommes en négociation avec trois groupes qui sont reliés au Syndicat canadien de la fonction publique. Premièrement, on a signé une entente, une convention collective avec le Syndicat des ingénieurs, au mois d'avril 1989. Donc, ce dossier est réglé. Mais, en plus de ça, on a mis en place dès décembre 1988, à titre d'exemple, un projet qu'on appelle Action-cadres et qui faisait partie d'ailleurs de l'énumération dans la diapositive que vous avez mentionnée. Un programme d'Action-cadres et, également, nous sommes à parfaire un programme relativement à la gestion des spécialistes. Ça, c'est déjà conçu, mis en place, au niveau d'Action-cadres. Il y a 19 mesures de mobilisation, d'implication des cadres dans la gestion de l'entreprise. Ça, je pense qu'on peut dire que, sur ce plan, on a fait même des progrès, indépendamment de la négociation avec les autres syndicats dans l'entreprise.

Bien sûr, une fois la négociation terminée avec les autres syndicats, nous avons l'intention, bien sûr, de mettre en place des mécanismes de suivi de l'implantation des nouvelles conventions collectives. C'est un conflit qui dure depuis plusieurs mois, et il nous faudra donc prendre des mesures spéciales pour s'assurer et se préoccuper de la relation avec tous nos employés, y incluant les cadres qui seront impliqués directement.

Nous avons également l'intention de mettre en place, à compter de cette année, c'est-à-dire d'établir un plan de mobilisation des ressources humaines pour la décennie quatre-vingt-dix. Ce plan devra comprendre un ensemble d'éléments, à partir d'un projet d'entreprise, autour duquel nous pourrons mobiliser les cadres tant supérieurs qu'inférieurs, à tous les niveaux, ainsi que les employés. Il faut redonner à Hydro-Québec le sentiment d'appartenance que les employés ont déjà eu et devraient avoir; je pense qu'une fois les conventions collectives signées, ce sera le "challenge" que nous aurons de mettre en place tout un plan de mobilisation des ressources humaines. Je peux vous dire qu'à partir de 1988, nous nous sommes préoccupés au plus haut point de ce problème de mobilisation et de gestion des cadres d'Hydro-Québec. Dès que la convention collective pourra être signée avec les autres syndicats, je pense qu'il faudra descendre jusqu'à la base et réellement impliquer tout le monde dans ce plan de mobilisation. C'est un "challenge" important mais qu'il nous est difficile d'aborder dans le contexte actuel.

M. Bordeleau: Une autre question complémentaire sur le même sujet; une question un peu plus spécifique. Je remarquais dans les documents que vous nous avez fait parvenir que, depuis 1984 à peu près, le pourcentage d'employés féminins à Hydro-Québec est à peu près toujours de 20 %. Au niveau de l'ensemble des employés, 20 %; au niveau des employés de bureau, ça représente 56 % des employés; au niveau des cadres, vous avez 5 % de cadres féminins. Est-ce qu'il y a des mesures, de ce côté-là, que vous allez mettre en marche pour essayer d'assurer une meilleure représentation des employés féminins et des cadres féminins? (21 h 15)

M. Drouin: Je demanderai à Jacques Nadeau, vice-président, développement des ressources humaines, de vous donner une réponse là-dessus.

M. Nadeau (Jacques): Alors, sur ce plan-là, l'organisation s'est donné un programme qui, sur dix ans, se propose d'augmenter la représentativité des femmes à Hydro-Québec de l'ordre de 30 %. Alors, on est actuellement à 19,5 % et on monterait à 30 %. À ce moment-là, il s'agit, pour nous autres, de prévoir tous les ajustements qu'on doit faire dans l'organisation finalement pour nous permettre de rencontrer cet objectif-là de 30 %.

M. Bordeleau: Est-ce que les mesures vont permettre... C'est parce que les 30 % peuvent être localisés à certains endroits plus spécifiques, est-ce que les 30 % vont être...

M. Nadeau: C'est la représentativité globale dans l'organisation.

M. Bordeleau: À tous les niveaux de l'organisation?

M. Nadeau: À tous les niveaux, c'est ça. M. Drouin: M. Boivin, voulez-vous...

M. Boivin: J'aimerais ajouter également que cet objectif de 30 % sur un horizon de dix ans, soit passé de 19,2 % à 30 %, ça semble, à prime abord, quelque chose qui est mineur. Maintenant, quand on pense à la stabilité des employés d'Hydro-Québec, effectivement, à Hydro-Québec, en règle générale, la très grande majorité de nos

employés commencent à travailler jeunes à Hydro-Québec et font toute leur carrière à Hydro-Québec. Si je vous disais que pour aller... Si on décidait, demain matin, que tous les postes qui vont devenir vacants à Hydro-Québec à la suite de départs d'employés mis à la retraite et quelquefois des employés qui démissionnent, mais c'est une minorité, à la suite de la mise à la retraite, si on décidait, pendant la décennie quatre-vingt-dix, d'embaucher uniquement des femmes, nous n'atteindrions pas 50 % dans dix ans, nous atteindrions à peine 40 % en dix ans. Donc, l'objectif de 30 % que nous nous sommes fixé, nous croyons, parce qu'il y a eu de nombreuses discussions et réflexions à ce sujet-là à Hydro-Québec, nous croyons qu'il est particulièrement ambitieux de passer de 20 % à 30 % à Hydro-Québec dans une décennie. Surtout quand on considère également que, dans la répartition des emplois à Hydro-Québec, il y a quand même près de 8000 emplois métiers qui sont - un terme que je n'aime pas - classés habituellement comme étant des emplois non traditionnels pour les femmes. Et il est évident que, dans ce domaine-là, nous avons un travail énorme à faire, travail qui d'ailleurs est commencé depuis un an et demi, deux ans.

M. Bordeleau: Toujours relié au même sujet, vous mentionnez la difficulté dont on est bien conscients, étant donné la stabilité du personnel mais, au cours de la dernière année, on dit qu'il y a eu 600 nouveaux employés. Est-ce que vous avez des données à ce niveau-là? Combien d'employés sont des employés féminins et combien d'employés masculins, dans les 600 qui ont été engagés au cours de la dernière année?

M. Nadeau: Non, je n'ai pas les chiffres présentement mais on pourrait les obtenir.

M. Bordeleau: Oui, j'aimerais, si c'était possible, avoir l'information. Merci.

Le Président (M. Bélanger): M. le député de Drummond.

M. St-Roch: Merci, M. le Président. À la lecture des diapositives que vous avez présentées à la fin de l'après-midi, on remarque au niveau des programmes d'économies d'énergie, vous prévoyez dépenser, 1990-1999, 1 800 000 000 $. De ces 1 800 000 000 $, 540 000 000 $ seront adressés au marché résidentiel. Alors, mes questions sont celles-ci: Quelle sera la répartition, à l'intérieur des dix ans, de ces 540 000 000 $? Quel type de programmes vous avez l'intention d'introduire? Et quel sera finalement, troisièmement, l'effet sur le coût de la facture d'un client résidentiel moyen qui chauffe à l'électricité?

M. Drouin: Alors, je demande à M. Finet de répondre à cette question.

M. Finet: M. le Président, pendant qu'on sortira les chiffres sur la repartition au cours des dix prochaines années, je pourrais peut-être vous expliquer d'abord comment est-ce qu'on a fait cette évaluation-là et, par la suite, vous donner aussi les critères qui nous ont amenés à déterminer une enveloppe globale de 1 800 000 000 $. Reconnaissons, au départ, qu'on a la chance de pouvoir observer ce qui s'est fait un peu partout aux États-Unis et ici au Canada, principalement en Ontario et en Colombie-Britannique. Il existe toute une série d'appareils maintenant beaucoup plus performants sur le plan de l'utilisation de l'électricité. On peut penser à des lampes fluorescentes, on peut penser à des chauffe-eau mieux isolés, on peut penser à des minuteries pour restreindre l'utilisation qu'on fait d'un appareil, on peut penser à des thermostats programmables, on peut penser à des moteurs à vitesse variable dans l'industrie; en fait, il y a toute une gamme d'appareils qui sont maintenant beaucoup plus performants. A partir de cet inventaire de moyens qui existent et reconnaissant aussi, à la suite de la discussion de cet après-midi, que la tarification a aussi un effet, et aussi des campagnes de sensibilisation qu'on peut faire, parce que, finalement, je pense que les Québécois vont accepter d'embarquer dans cette démarche en autant qu'ils comprennent le pourquoi, donc, à ce moment-là, on a appliqué ça à tout notre parc de consommation, à toute notre clientèle québécoise. Et on s'est servi d'abord d'un premier guide. On a dit qu'il ne faudrait pas que l'argent qui sera dépensé et par Hydro-Québec et par le client excède ce que, finalement, on pourrait dépenser pour installer le kilowattheure. Ce ne serait pas... je pense qu'on s'appauvrirait. On serait peut-être plus efficaces sur le plan de l'économie d'énergie, mais, tous ensemble, on serait plus pauvres.

Donc, ce qu'on a choisi comme critères, c'est de mettre à contribution, nous, HydroQuébec, la partie, la différence qu'il y a entre notre coût futur pour développer de nouveaux équipements et le prix qu'on le vend au client. Je prends un exemple très simple, et ce sont des chiffres fictifs, attardons-nous pas aux chiffres, mais disons, pour produire un nouveau kilowattheure dans un projet futur, ça nous coûte 0,06 $ du kilowattheure et que, ce kilowattheure, on le vendrait 0,04 $, on a avantage à mettre 0,02 $ à contribution parce que c'est ça, finalement, qui va faire que nos coûts vont être freinés par la croissance de la demande. En faisant ça et en l'appliquant encore de façon... à toute notre clientèle et en jugeant ce qu'on peut donner comme incitation financière, on en arrive, grosso modo, à une évaluation de 1 800 000 000 $.

C'est ça et c'est vraiment fait dans le but de donner à la clientèle les moyens souhaités

pour pouvoir passer à l'action. Parce que notre clientèle nous dit, elle: On n'est pas prêts à sacrifier notre qualité de vie, à sacrifier notre confort, mais si vous nous dites comment faire pour économiser de l'énergie, on est prêts à passer à l'action. Mettons ça en relation aussi avec les hausses de tarif dont on reconnaît qu'elles ont une importance relativement grande, compte tenu qu'on excède l'inflation. En parallèle, on dit à notre client aussi: oui, mais tu peux l'effacer, ta hausse de tarif, en tout ou en partie, par les moyens d'économies d'énergie qu'on va te suggérer. Et ça, à ce moment-là, je pense que c'est fort important et c'est de très bon aloi, autant sur le plan économique, soit dit en passant, que sur le plan environnement.

Maintenant, si vous voulez avoir la répartition. Transformons les 1 800 000 000 $, qui sont en dollars courants, en dollars constants: ce sont 1 450 000 000 $. Et ça commence tranquillement, en 1990, parce que tous ces programmes, il faudra les élaborer dans tous leurs détails. On commence par une dépense de 43 000 000 $, en 1990, pour passer à 88 000 000 $, en 1991, à 108 000 000 $, en 1992 et ainsi de suite, pour atteindre 150 000 000 $, à peu près, en l'année 1996 et maintenir ce rythme. C'est un tableau qu'on pourra distribuer aux membres de la commission, si le président le juge approprié.

À présent, considérez qu'il s'agit là d'estimation. Tout ça, il faut être conscients que c'est toujours sujet à révision. Une planification, on la fait, en apparence, une fois par année, puisqu'on revient une fois par année vous présenter notre planification à long terme, mais on révise toutes ces choses-là tous les six mois. Il est à espérer qu'on pourra peut-être revenir dans un an, dans deux ans, puis dire que le programme a un petit peu plus de succès qu'on l'espérait et ça pourra peut-être être supérieur à 1 800 000 000 $, espérons-le. Parce qu'il faut bien comprendre que, lorsqu'on dépense 1 800 000 000 $, on sauve au moins trois fois ça en équipement de production. Alors, 1 800 000 000 $, ça veut dire que c'est au-dessus de 5 000 000 000 $ qu'on sauve en équipement de production à long terme. C'est aussi un très bon investissement pour le Québec.

M. St-Roch: Mais si je m'intéresse à la portion spécifique au marché résidentiel, des 1 800 000 000 $, vous aviez 540 000 000 $, alors j'en déduis que des 43 000 000 $, il va y avoir une partie, peut-être le tiers, je ne le sais pas, à peu près, si on fait une règle de trois, qui va aller au résidentiel. Est-ce que cette déduction est correcte?

M. Finet: Oui. En dollars constants, c'est 432 000 000 $ que j'ai ici, pour le résidentiel, sur les 1 449 000 000 $.

M. St-Roch: Puis tout ça, si je suis quel- qu'un qui a une facture mensuelle présentement de 81,02 $, mes économies d'énergie, si j'applique tout votre programme, vont être de combien? En dollars ou... je pense que c'est en dollars qu'il y avait une réelle mesure.

M. Finet: Je peux vous donner une réponse, prenons un exemple, celui du chauffage de l'eau. Le chauffage de l'eau, dans la consommation résidentielle, représente 18 %. C'est important. En ayant recours à des moyens, des appareils qui existent sur le marché, soit pour réduire le débit de la consommation d'eau chaude sans perte de confort, soit dit en passant, en isolant mieux le chauffe-eau, vous pouvez facilement aller économiser un 1200 kilowattheures par année. 1200 kilowattheures, ce n'est peut-être pas indicatif trop trop. Mettons-le à 0,05 $ du kilowattheure, vous pouvez épargner 60 $ par année. Ça commence à être important.

Pensez après ça à une foule d'applications quotidiennes que l'on fait. Le thermostat. Beaucoup de clients n'ont pas le réflexe de baisser le thermostat la nuit. Pourtant, on est beaucoup plus confortable lorsqu'on dort moins à la chaleur. Donc, il y a des thermostats programmables qui vont effectivement vous réduire votre température et sans perte de confort, vous allez aussi sauver des kilowattheures. La même chose pour le chauffe-moteur. Dans notre froid québécois, on a la tendance souvent, pour des milliers de Québécois, pour ne pas dire des centaines de milliers, de brancher le chauffe-moteur lorsqu'on arrive à 19 heures et de le débrancher à sept heures le lendemain matin avant de partir, alors qu'avec une simple minuterie, une heure avant de partir, c'est suffisant pour que votre auto soit en état de partir facilement. Dans le quotidien, dans nos habitudes de consommation même, on doit reconnaître qu'il y a de la place énormément pour des économies appréciables. D'ailleurs, notre clientèle le reconnaît et se dit prête à collaborer dans ce sens-là.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie. M. le député d'Orford.

M. Benoit: Deux courtes questions. La première, j'aimerais que vous me donniez un peu quelle est l'approche que vous prenez avec les coopératives municipales, qui sont des revendeurs d'électricité dans 14 municipalités, je pense, au Québec, au niveau de la tarification, et comment ça se compare avec l'électricité que vous vendez a une multinationale, par exemple?

M. Finet: Jacques Finet, toujours. Voici, il existe encore une coopérative d'électricité au Québec, Saint-Jean-Baptiste-de-Rouville, si je me souviens bien du nom, plus une douzaine, grosso modo, de réseaux municipaux à qui on donne un traitement égal en tout point à tout autre client industriel ou commercial de même importance. Et

je m'explique. Notre tarification est fonction de nos coûts de fourniture et nos coûts de fourniture aussi sont fonction des caractéristiques de consommation. Pour deux clients, prenez la municipalité et prenez à côté le client industriel, qui sont raccordés au même réseau, qui ont la même puissance, qui présentent les mêmes caractéristiques de consommation, les deux sont assujettis aux mêmes tarifs, ont exactement les mêmes conditions. Il n'y a pas de discrimination là-dessus ni en faveur, ni en défaveur de l'un ou de l'autre.

M. Benoit: II y a eu un certain nombre de disparitions de ces revendeurs d'électricité. Il y en a eu quatre, je pense. À quoi peut-on attribuer ça que ces petites entités qui étaient populaires dans leur milieu respectif, à ce qu'on entend, aient disparu?

Le Président (M. Bélanger): Juste un instant. On va vérifier si c'est une demande de quorum ou si c'est le vote. C'est un vote. Donc, on va suspendre nos travaux le temps que durera le vote et on va les reprendre par la suite. Je m'excuse.

(Suspension de la séance à 21 h 29) (Reprise à 21 h 45)

Le Président (M. Bélanger): Je demanderais à chacun de bien vouloir reprendre sa place pour que nous puissions reprendre nos travaux. Nous en étions à la formation ministérielle, au député d'Orford qui avait une question à poser et, s'il restait du temps, j'avais en liste le député de Drummond. Alors, M. le député d'Orford, si vous voulez reprendre votre question du début, on ne tiendra pas compte du temps pour ça.

M. Benoit: Alors, j'ai eu la réponse à la première question sur les revendeurs municipaux. Ma deuxième question porterait sur les petits barrages. Je crois comprendre qu'un des coûts, dans l'électricité, c'est son transport. C'est la mode, en Ontario et aux États-Unis, de permettre à des petits entrepreneurs de construire des barrages un peu partout où il y a déjà des réservoirs. Quelle est votre approche vis-à-vis la construction de petits barrages?

M. Guevremont: Comme vous l'avez vu au plan de développement, pour les autoproducteurs, les petites centrales et les incinérateurs, nous avons prévu 390 mégawatts, à l'horizon 95. De ces 390, dans les petites centrales, on prévoit 30 mégawatts; pour les incinérateurs, on prévoit, pour le moment, 60 mégawatts; et pour la cogénération, qui est l'autre élément de ce programme, nous prévoyons 300 mégawatts, pour un total de 390 mégawatts. Alors, nous avons une tarification prévue. Je crois que vous avez demandé de comparer ça avec ce que font les autres?

M. Benoit: Non, je voulais savoir quelle était votre approche. Est-ce qu'il y en a en construction, maintenant? Et quels sont les permis qui sont à être donnés ou qui seront donnés? Et combien va-t-il s'en construire? Juste une idée générale de ce que vous faites dans ce secteur-là.

M. Guevremont: Comme je l'ai dit, pour les petites centrales hydrauliques, on prévoit 30 mégawatts. On a signé un contrat avec Hydro-méga Mont-Laurier, c'est 2,4 mégawatts. Nous sommes très près de signer un contrat, en négociation presque complétée, presque prêts à signer avec Hydroméga Côte Sainte-Catherine, c'est 2,1 mégawatts. On a la phase II, à Côte Sainte-Catherine, pour un autre 4 mégawatts; Côte Sainte-Catherine, phase III, un autre 4 mégawatts; à Sainte-Marguerite, il y aurait un 8 mégawatts; à Coulonge, un 9 mégawatts; à Saint-Elzéar, 0,4 mégawatts et à High Falls, 0,2 mégawatts, pour un total de 30 mégawatts. Ce sont les demandes qui ont été faites. C'est ce qu'on prévoit au niveau des petites centrales hydrauliques.

Maintenant, pour les incinérateurs, il y en a deux. Ensuite, pour les cogénérateurs, je pourrais vous énumérer ceux qui sont dans le... Mais, enfin...

M. Benoit: Et, est-ce que ce programme-là, vous avez idée de l'accélérer ou de... Est-ce quelque chose d'intéressant pour Hydro-Québec?

M. Guevremont: En autant que ce soit neutre au point de vue d'Hydro-Québec, c'est-à-dire qu'on vise à ce que notre tarification soit neutre, de sorte que, pour notre clientèle, d'acheter la production de ces moyens-là, ce serait la même chose que si on construisait. Dans le moment, on offre quand même une tarification intéressante et il y a des gens qui ont manifesté de l'intérêt pour ces développements-là.

M. Benoit: Merci.

Le Président (M. Bélanger): M. le député d'Orford, le temps de votre formation est écoulé. Avant de donner la parole à la formation de l'Opposition, j'ai quelques petits points de procédure à régler maintenant. Est-ce qu'on pourrait s'entendre pour continuer nos travaux passé 22 heures, pour reprendre le temps qu'on a manqué avec le vote et ne pas avoir à le reprendre demain? Ça va?

J'ai un deuxième consentement aussi. Je ne vous cède pas la parole tout de suite, mais ça va venir. Mme la députée de Terrebonne voulait intervenir. Est-ce qu'il y a consentement pour lui permettre d'intervenir? Parce qu'elle n'est pas

membre de la commission. Alors, consentement. Donc, je cède la parole à Mme la députée de Chicoutimi.

Mme Blackburn: Je pensais que c'était pour la députée de Terrebonne. Merci, M. le Président.

Le Président (M. Bélanger): Non, c'était à vous.

Mme Blackburn: Un commentaire et deux questions. Le commentaire, c'est que j'ai admiré votre façon de vous en tirer par rapport aux effectifs féminins. J'ai relu un peu la liste des personnes présentes ici qui, je pense bien, constituent, pour l'essentiel, l'état-major qui vous accompagne, des cadres supérieurs d'Hydro. J'ai constaté qu'il y avait cinq femmes pour 42 personnes présentes. Ce n'est pas tout à fait... C'est un petit peu plus de 10 %. Je pense qu'on est loin du 30 %. On pourrait peut-être un jour, là-dessus, vous entendre nous dire quelle est la politique de promotion au sein de l'entreprise.

Une question sur votre programme de recherche développement. Vous prévoyez investir 467 000 000 $ dans ce que vous appelez Technologie" dans votre document "Technologie et retombées économiques", et vous en faites le partage là-dedans. Dans votre plan de développement, vous avez un volet sur le mercure. J'aurais pu aborder n'importe quel autre volet, mais le mercure... Et en gros, ce que vous nous dites, par rapport à ce phénomène-là - on connaît le phénomène de formation de mercure, après la construction des barrages, dans les grandes nappes d'eau - vous nous dites qu'il n'y a rien pour le moment qui vous permette de nous assurer que, dans la construction des prochains barrages, le même phénomène ne se répétera pas. Il n'y a pas de mesures correctrices, de corrections, qui permettraient de diminuer les concentrations de mercure présentes actuellement. Alors, les mesures qu'on prend, c'est vraiment pour essayer de créer autre chose à côté, ce qui n'empêche pas, évidemment, Hydro-Québec d'envisager la construction d'autres barrages, avec les mêmes conséquences. Dans votre budget de recherche, quelle est l'importance, et quelles sont les sommes qui sont consacrées à la recherche et à la correction, aux mesures de correction, des effets négatifs actuellement sur les populations, particulièrement, évidemment, les autochtones?

M. Drouin: Je demanderais à M. Dubeau de répondre à cette question.

M. Dubeau (Daniel): Bonsoir, mon nom est Daniel Dubeau, vice-président environnement à Hydro-Québec. Concernant la question sur le mercure, et je vous rappeleral que Hydro-Québec a signé avec le gouvernement du Québec et le

Grand conseil des Cris, en 1986, l'entente de la baie James sur le mercure. Cette entente d'une durée de dix ans prévoit qu'un budget total de 18 000 000 $ est consacré à cette problématique, dont 12 000 000 $ provenant de Hydro-Québec En ce qui a trait aux études comme telles, Hydro-Québec s'occupe du volet environnemental, le ministère de la Santé et des Services sociaux s'occupe du volet santé et les Cris de la baie James s'occupent des impacts socio-culturels. Comme tel, effectivement, pour l'instant, il n'existe pas, à notre connaissance, de méthode pour atténuer de façon directe à la source, le phénomène du mercure. Maintenant, il faut comprendre que ce phénomène se retrouve à l'état naturel dans la biomasse qui est envoyée lors de la création de nos réservoirs, et particulièrement dans le Bouclier canadien, c'est un phénomène qu'on retrouve à l'état naturel et que, malheureusement, il n'existe pas de solution précise pour l'atténuer directement, étant donné l'ampleur des réservoirs. Cependant, il faut comprendre que le phénomène est aussi temporaire. Les études nous démontrent, et également les analyses que nous avons faites sur des réservoirs déjà existants, que, sur une moyenne de 20 à 30 ans, l'environnement retrouve, si vous voulez, son état d'équilibre, c'est-à-dire qu'on retourne à un niveau de concentration de mercure équivalant à celui avant la création des réservoirs proprement dits.

Mme Blackburn: Dans vos recherches, est-ce qu'il y en a qui touchent précisément... Là vous connaissez le phénomène de la production, j'ai déjà eu l'occasion de voir les choses que vous avez produites sur cette question-là... Mais est-ce que dans vos volets recherche, est ce qu'on consacre une partie importante des ressources aux fins d'essayer de trouver des façons d'éviter la formation de mercure additionnelle? Parce que ce n'est pas juste la concentration naturelle, ça s'additionne au moment de la création des barrages. Ce que vous nous avancez à l'effet que c'est un phénomène qui est passager, dans le Saguenay, ce n'est pas passager, 20 ans après la situation est exactement la même. Je comprends qu'il y a des courants qui empêchent l'accumulation des résidus, ce qui fait que le mercure reste plus accessible quand vous avez des courants plus importants. Mais qu'est-ce qui vous fait penser que d'ici 20 ou 30 ans, sur quoi basez-vous cette affirmation, que d'ici 20 ou 30 ans, ce sera disparu, alors qu'ailleurs, ça ne semble pas vouloir se vérifier?

M. Dubeau: Des études ont été faites, entre autres, concernant les concentrations de mercure dans les réservoirs de Churchill Falls, et même le résevoir Gouin, le réservoir Manie 5, donc on regarde la situation dans d'autres réservoirs qui existent depuis plusieurs années, et on constate - les études ont débuté dans ce do-

maine-là depuis 1978 à Hydro-Québec - et on constate effectivement que les concentrations ont de beaucoup diminué dans la chaire des poissons. Maintenant, même au complexe La Grande, le Conseil de la santé et des services sociaux a lui-même décrété que la consommation était possible dans plusieurs zones où il y avait des réservoirs. Il ne reste que dans le réservoir, si vous voulez, en aval de LG 2, où il reste une concentration un peu significative et où il y a certaines contraintes de pêche. Mais ailleurs sur l'ensemble du complexe hydroélectrique, il est permis aux autochtones de pêcher et de consommer le poisson. Donc, cela étant dit, encore une fois le phénomène est passager, en ce qui a trait à l'élévation de la concentration du mercure dans la chaire des poissons, mais avec les années, le phénomène se résorbe et la consommation comme telle peut être poursuivie. Maintenant, dans les moyens alternatifs, parce que c'est surtout dans ce domaine-là qu'il faut regarder, en fonction, justement, du milieu naturel, quels sont les autres modes d'alimentation que devraient privilégier les autochtones? Donc, dans ce sens, il y a beaucoup d'activités de recherche qui sont faites en fonction des moyens alternatifs. Par ailleurs, en ce qui a trait au problème spécifique comme tel. Tantôt, je vous ai dit: On ne connaît pas, au niveau de la connaissance des sciences, jusqu'à maintenant, une solution directe à la base pour le problème du mercure. Mais, entre autres, dans nos programmes de recherche, nous avons créé, comme vous le savez, une chaire de recherche sur l'environnement à l'UQAM, et un des mandats qui lui est confié, entre autres, c'est de travailler sur la question du mercure comme tel, la création du phénomène et comment on pourrait s'attaquer à la source. Maintenant, le problème existe aussi ailleurs dans le monde, et, dans les pays nordiques, bien sûr, le phénomène de résorption est plus long que dans des pays plus au sud, si vous voulez.

Le Président (M. Bélanger): Mme la députée de Terrebonne.

Mme Blackburn: Ah! oui, vous me laissez encore une petite minute, brièvement?

Le Président (M. Bélanger): Je vous en prie.

Mme Blackburn: Dans un tout autre ordre d'idées: objectifs et stratégies en matière de ressources humaines. Les objectifs sont beaux, les stratégies peuvent être intéressantes, mais ça ressemble à l'ordre de voeux pieux. Je m'excuse, on en a vu qui se sont mobilisés sur la colline, 4000, lundi.

M. Drouin: Écoutez, il n'y a aucun doute dans notre esprit que le défi est là. Je pense qu'on a commencé au niveau des cadres, on a réglé une convention collective, il nous reste encore des conventions à régler, puis assez rapidement. C'est évident que tout le plan de développement des ressources humaines, pour les années quatre-vingt-dix, est à définir en fonction des résultats un peu de la négociation de la convention collective et de la remise en marche de l'entreprise dans des conditions normales. Comme je l'ai mentionné aussi, déjà, au niveau des cadres, des programmes très spécifiques ont été mis en place; le projet d'Action-cadres en est un exemple très précis. Il y a 19 mesures qui ont été mises en place au niveau des cadres qui permettent, soit au niveau de la formation, soit au niveau de la communication, enfin, toute une série de mesures qui vont sûrement aider à mieux gérer dans les années à venir. Mais je suis quand même obligé de vous admettre que le gros reste à faire, en fonction de ce qui aura été négocié lors de la terminaison ou de la finalisation des conventions collectives, et il faudra, à ce moment-là, avoir des objectifs bien précis.

Le Président (M. Bélanger): Mme la députée de Terrebonne.

Mme Caron: Merci, M. le Président. Les ACEF et divers groupes voués à la protection du consommateur auraient bien voulu s'exprimer dans ce débat. Étant porte-parole officielle de l'Opposition pour la protection du consommateur, je vais donc poser certaines questions qui les préoccupent et qui me préoccupent particulièrement.

Dans un premier temps, avez-vous le nombre précis de familles qui n'arrivaient plus à payer leur facture d'électricité et qui ont été coupées, en 1988 et en 1989?

M. Finet: Jacques Finet, vice-président exécutif, marché québécois. J'ai réponse à vos questions; cependant, vous serez peut-être portée à croire qu'il y a eu amélioration en l'année 1989-1990, quoique je vous dis tout de suite que les résultats de 1989-1990 sont largement influencés par le conflit de travail, dans le sens qu'il y a beaucoup d'interventions qui n'ont pas été faites.

Une voix: Une chance!

Mme Caron: Mais ne vous inquiétez pas, ça va augmenter en 1990!

Une voix: C'est comme les pannes.

M. Finet: Voici, en 1988, le nombre d'interruptions était de 30 188. En 1989, il a été réduit à 24 678. Je peux présumer des autres questions, parce que, à chaque année, en commission parlementaire, on a un peu cette question-là. En hiver 1988-1989, il y a 4070 coupures, alors que pour le dernier hiver il n'y en a eu que 627.

M. Boivin: J'aimerais préciser que quand on parle d'interruption de service, ça ne touche pas nécessairement des familles. En fait, ce sont les interruptions de service de toutes sortes. Il est évident que la majorité touche des clients du secteur domestique, mais il y a également des clients du secteur commercial, particulièrement du secteur commercial, qui sont touchés par les coupures.

Mme Caron: Même si vous dites "que 627", ce sont quand même des personnes; on n'oublie pas ça. Vous me parlez des entreprises, est-ce que vous avez la comparaison par rapport aux entreprises dans votre pourcentage?

M. Boivin: On l'a, mais M. Finet ne l'a pas avec lui ce soir.

M. Finet: Je peux la déposer demain, si vous voulez. (22 heures)

Mme Caron: J'aimerais, d'accord? Est-ce qu'il y a eu une étude de faite sur l'impact des hausses demandées sur les familles à faible revenu?

M. Finet: Voici, madame. Il y a d'abord une analyse qui est faite sur une base expérimentale, soyons conscients, auprès de 500 familles défavorisées qui vivent dans des immeubles d'habitation, là, où il y a une problématique très particulière parce que ces familles-là habitent souvent des immeubles où le propriétaire a transformé la filerie électrique pour mettre le compteur sous la responsabilité du locataire et où, souvent, l'immeuble n'est pas de qualité tellement adéquate sur le plan de l'isolation. En bon québécois, on pourrait dire que l'air passe par les fenêtres et les portes facilement. Ces clients-là sont ceux qui pourraient être touchés par une hausse de tarif parce que finalement, ils n'ont pas, eux, la réaction, le réflexe bien normale, de dire: On va mieux isoler. Ça coûterait une fortune et, pour le temps qu'ils risquent d'occuper le logement, ce n'est pas adéquat. Donc, on va dépenser 1 000 000 $ au cours des prochains mois pour faire une expérimentation dans ces 500 familles, pour voir quelle sorte d'aide on peut leur donner pour vraiment profiter des programmes d'économies d'énergie et aussi voir quelle sorte de programmes on pourrait développer avec tous les partenaires associés. Parce que le grand programme d'économies d'énergie, soyons conscients d'une chose, Hydro-Québec ne réussira pas, seule, à tout faire ça. Il va falloir que vraiment tous ceux dont c'est la mission de voir à la qualité de vie des citoyens, s'impliquent aussi.

Donc, on verra à ce moment-là, s'il n'y a pas moyen d'inciter le propriétaire, puisque le programme d'économies d'énergie peut aussi augmenter la valeur de sa propriété. En augmen- tant la valeur de la propriété, la municipalité qui a un mode de taxation qui est fonction de la valeur imposable de la propriété, elle aussi pourrait y trouver avantage. Et, finalement, même le gouvernement du Québec qui a un ministre responsable de l'habitation, pourrait être intéressé par ce résultat-là. Donc, les plus défavorisés de notre société, on s'y attarde beaucoup, d'abord par de la recherche pour avoir des programmes d'économies d'énergie qui soient mieux adaptés à eux, et j'irai peut-être sur un autre plan, sur le plan justement de la difficulté que peut avoir un client à payer sa facture.

Voici là-dessus ce qu'on propose. D'abord, la coupure pour paiement, on l'utilise vraiment avec discernement, et les coupures en hiver, là, on en fart le moins possible et on n'en fera que dans des cas où des fois ça devient évident qu'on a affaire à certains profiteurs. Vous savez, il y a des gens défavorisés dans la société, mais il y en a aussi quelquefois à l'occasion, qui ont une tendance à abuser des systèmes. Donc, autant que possible, en hiver, on ne touche pas celui qui est vraiment en difficulté financière temporaire. Au contraire, on va lui offrir de répartir le paiement de sa facture sur plusieurs mois.

Maintenant, on va mettre aussi tout un programme de l'avant pour agir plus efficacement en matière de recouvrement. Actuellement, je vous dirai qu'un des défauts, c'est peut-être d'attendre trop longtemps avant d'intervenir. Si on attend six mois avant de dire à un client: Tu nous dois, tu es rendu à 800 $, bien des fois c'est difficile de réussir à percevoir ces 800 $. Donc, on va agir plus rapidement, éviter que les dégâts soient trop grands. On va aussi donner une meilleure formation à notre personnel pour être capable de distinguer celui qui est dans le besoin de celui qui, aussi, profite du système. Et à celui qui est dans le besoin, on va essayer de développer des programmes avec les agents communautaires du milieu. Je pense aux ACEF qui, elles, se sont donné une mission d'aider ces gens-là à établir un budget et à le suivre surtout. Donc, c'est là aussi un programme conjoint qu'on va faire pour tenir compte de cette clientèle, de cette partie de la population qui est défavorisée.

Mme Caron: Un petit commentaire avant ma prochaine question. Quand on parle de plus 4000 coupures en hiver, en 1988, ça m'apparaît énorme compte tenu de notre climat et quand on me parle d'un programme expérimental qui va toucher 500 familles, alors qu'on me dit qu'en 1988, 30 188 coupures ont été effectuées, je trouve ça plus ou moins efficace.

Si on revient à votre politique de recouvrement justement, est-ce qu'il y a une politique uniforme à travers le Québec, avant de couper, une procédure d'avis? On me dit que ça ne serait pas uniforme à travers le Québec. Est-ce qu'il y

en a une, quelles sont les façons de procéder et, deuxièmement, quelles sont les procédures après coupures?

M. Finet: Jacques Finet. Oui. Voici, il faut peut-être situer un peu d'abord, pour vous présenter Hydro-Québec, ses procédures et les comparer là aussi avec ce qui se fait ailleurs au Canada et aux États-Unis. Je vous dirai qu'au Canada, la procédure est à peu près la même. L'interruption est utilisée en dernier recours et vaguement avec très peu d'ampleur en hiver, parce qu'on sait qu'en hiver, on a un climat nordique et qu'il faut faire attention à la clientèle. Et, encore une fois, lorsqu'on parle de 4000 coupures sur 3 000 000 de clients, il faut comprendre que dans les 3 000 000, ce ne sont pas nécessairement toujours des défavorisés.

À présent, allons du côté des États-Unis. Du côté des États-Unis, il y a des régies, c'est à peu près 50 % où on permet des coupures, 50 % où on n'en permet pas. Évitons les coupures, si vous voulez, l'espace d'un instant, pour des fins hypothétiques, et réalisons qu'à ce moment-là, il ne resterait que le moyen légal pour aller recouvrer de l'argent qui est dû, des fois, depuis six, huit et dix mois. À ce moment-là, le coût à la société québécoise, à la clientèle pourrait être de l'ordre de 125 000 000 $, si on ne se fiait qu'à la procédure légale. Donc, à ce moment-là, vous savez, on a à choisir un peu entre des procédures qui sont peut-être, en apparence, difficiles quoique utilisées avec, vraiment, parcimonie, versus, peut-être, des moyens légaux qui engendreraient des frais importants et qui, en plus, feraient perdre à la clientèle, dans son ensemble, parce que finalement ce sont tous les autres qui devraient payer, des sommes très importantes.

En ce qui concerne nos procédures, il y a des avis d'envoyés après la deuxième facture impayée. Par après, il y a encore un autre avis qui est envoyé pour dire qu'il y aura coupure s'il n'y a pas paiement. Il y a un téléphone, il y a des recherches d'entente de paiement. Parce que, je vous le dis, si c'est un client qui est capable de vous dire: Je suis mal pris temporairement, mais ma situation va se replacer. À ce moment-là, on est prêts à faire des ententes de répartition sur quatre mois, six mois même, dépendant de la capacité de la clientèle. Mais, au moment où survient une interruption, lorsqu'elle survient, la plupart du temps, ça fait déjà quelque chose comme 170, 180 jours que l'électricité a été consommée et pour lequel on a entamé toute une série de procédures pour arriver à avoir le paiement.

Mme Caron: Un dernier commentaire. Pour avoir eu à négocier certaines ententes, je dois vous dire que ça arrive souvent beaucoup plus vite et que c'est beaucoup plus difficile, comme entente, à négocier. Merci.

Le Président (M. Bélanger): Mme la députée de Taillon, rapidement, il reste une minute trente.

Mme Marois: Alors, là, je reviendrai plus tard. Je voyais, dans votre rapport annuel qui a été déposé en décembre, enfin, qui se termine en décembre, que, à votre conseil d'administration, incluant le président du conseil et le président et chef de l'exploitation, on parlait de 19 personnes, dont trois femmes et une aurait démissionné. Donc, il en resterait seulement deux. Alors, non seulement c'est une réalité qui est vécue au niveau des cadres supérieurs mais, si j'ai compris, c'est vécu aussi au niveau du conseil d'administration d'Hydro-Québec, à moins que cette réalité ne soit changée maintenant.

M. Drouin: Effectivement, vous avez le portrait tel qu'il est dans le rapport annuel.

Mme Marois: D'accord. Et dans la haute direction, il y a une femme, je pense, à un poste de-Une voix: Vérification générale.

Mme Marois: ...vérification générale. C'est ça? D'accord. Cela dit, je voudrais revenir sur un sujet qui est tout à fait différent et qui est relié au fait qu'on se soit servi et qu'on continue, d'ailleurs, à se servir, évidemment, de cet avantage que l'on a en matière d'hydroélectricité pour attirer chez nous des entreprises qui ont, évidemment, un impact sur l'économie et sur la création d'emplois, ce que l'on souhaite, je pense, tous ensemble, évidemment, comme objectif à atteindre.

Il y a un cas très particulier qui nous a été soulevé, et je pense que c'est M. Finet qui a été saisi de la question, et que j'aimerais aborder avec vous, et c'est la question de la serriculture, où on sait que... D'abord, le ministre actuel de l'Agriculture avait mentionné que c'était un élément majeur, le contrôle des coûts reliés à l'énergie, pour la culture en serre. En fait, ça comprend... cela équivaut à 20 % environ des coûts de production que tout l'aspect de l'électricité... On sait qu'on a fait des efforts assez importants pour implanter des systèmes de biénergie, si on veut. Or, on constate que le tarif de 1982, qui est passé de 0,018 $ le kilowattheure à 0,028 $ en 1985, actuellement se situe à 0,038 $ le kilowattheure. Je constate que vous avez une modification de prévue dans votre synthèse, à la page 25, j'aimerais ça que vous m'en parliez. Mais ce sont des hausses, quand on les regarde sur l'ensemble. Si on regarde, les prix à la consommation ont monté de 51 %, les tarifs moyens d'Hydro de 58 % sur cette même période et les tarifs d'électricité des producteurs en serre, eux, ont augmenté de 211 %. Quand ça

correspond à 20 % de leurs coûts de production, c'est énorme. Je voyais qu'en janvier dernier et en février, les producteurs étaient venus mentionner cette situation à Hydro-Québec pour savoir si on allait avoir une politique un peu particulière en ce qui les concerne.

Alors, j'aimerais savoir où en est ce dossier parce que ça irait essentiellement à rencontre d'un des objectifs que l'on poursuit aussi par les tarifications qui ont été préférentielles, à certains moments, garanties sur longue période, etc. pour permettre à des entreprises de s'implanter chez nous et à ce que chez nous se crée de l'emploi.

M. Finet: Jacques Finet, vice-président exécutif, marché québécois. Effectivement, j'ai reçu récemment le président du Syndicat des producteurs en serre du Québec, M. Serge Paré, qui m'a exposé la problématique que vivait l'industrie de la culture en serre. Pour bien comprendre, il faut peut-être faire un petit retour en arrière, un petit historique. Prenez peut-être tout simplement quelques notes pour bien comprendre.

Situons-nous en 1983, au moment où nous avions des surplus d'électricité. Nous avons développé, à ce moment-là, un programme biénergie pour favoriser l'écoulement d'abord de nos surplus et aussi aider nos clients industriels et commerciaux à profiter de ces surplus. À ce moment-là donc, en 1983, un tarif b qu'on a introduit à un prix de 0,0265 $ du kilowattheure. Ce tarif était indexé au prix du pétrole. Est survenu, à ce moment-là, le ralentissement dans les prix du pétrole, la pression à la baisse et le prix a baissé au point d'être rendu aujourd'hui à 0,0178 $ du kilowattheure. Il y a un certain nombre de serriculteurs qui ont profité de l'occasion et qui se sont installé le chauffage biénergie. On a accepté, à ce moment-là, dans certains cas, du moins pour ceux qui voulaient le faire, de mettre l'éclairage sur le même raccordement électrique, à partir tout simplement de la réflexion que l'éclairage contribuait aussi à la chaleur. Donc, on pouvait associer ça à du biénergie. Le client pouvait subir des interruptions durant les périodes de grand froid, même pour la partie éclairage. Mais, globalement, il avait avantage, sur le plan de la culture, à profiter de ce système. Donc, le prix est baissé de 0,0265 $ à 0,0178 $. Le client profitait d'une garantie de la part d'Hydro-Québec pour une période de quatre ans. La même chose... Comme on versait des subventions importantes, on a versé, je pense, au-delà de 7 000 000 $ dans ce programme, le client a profité de toutes ces subventions, et une garantie de quatre ans a été respectée de part et d'autre.

En 1987, cependant, on a introduit un nouveau tarif qu'on a appelé le tarif BG, le tarif b n'étant plus disponible, à un prix de 0,028 $ le kilowattheure. Plusieurs nouvelles industries de la serriculture ont embarqué à ce tarif, 0,028 $. C'est à partir de ce moment-là, d'ailleurs, qu'on a retrouvé les plus grosses serres, c'est-à-dire les plus grands espaces en pieds carrés, avec les charges les plus importantes en termes d'éclairage.

On continue de cette façon-là. Arrive l'année 1989, et on a expliqué le problème de la faible hydraulicité. À ce moment-là, on a dit à nos clients biénergie: On vous offre de racheter vos contrats à des conditions fort avantageuses. D'ailleurs, même dans l'industrie de la serriculture, 65 % des clients ont accepté, sauf ceux qui ne pouvaient absolument pas laisser, abandonner leur charge d'éclairage. Comme les périodes de quatre ans de garantie de part et d'autre étaient terminées, pour ne pas avoir à continuer à livrer de la biénergie à 0,028 $, par exemple, alors qu'il faut l'acheter à 0,04 $ ou à 0,05 $, on a mis un tarif particulier à 0,038 $, suffisamment pour ne pas que le client soit enclin à utiliser quand même la biénergie alors que nos réservoirs étaient bas. Là arrive le problème qui nous est signalé par l'industrie de la serriculture qui dit: Pour ceux qui étaient à 0,028 $, passer à 0,038 $, déjà, c'est une augmentation très forte. Pour ceux qui étaient à 0,0265 $ au départ, que le tarif a baissé à 0,0178 $, que de devoir maintenant passer à 0,038 $, on parlait de 117 % d'augmentation.

Donc, on s'est entendus au moins pour corriger, en grande partie, leur situation. Parce qu'on n'a pas un intérêt ni la volonté de leur créer des situations financières impossibles, on leur a offert de corriger une partie de la situation en éliminant le bout du 0,038 $. C'est une situation particulière C'est nous qui avons accepté que l'éclairage soit là-dessus. Donc, ramenons tout ça à 0,028 $. Je vous dirai qu'avec ça, on fait...

Mme Marois: ...ramener à 0,028 $, c'est ça que vous dites? (22 h 15)

M. Finet: Bien, il reste encore quelques négociations, parce qu'il faut bien comprendre qu'on va essayer d'attacher toutes les ficelles et non pas simplement quelques-unes.

De ramener ça à 0,028 $, ça règle une grande partie du problème, sauf que ceux qui ont profité du tarif à 0,0178 $, je vous dirai qu'ils souhaiteraient encore qu'on continue à 0,0178 $. Mais là, ce n'est absolument pas possible parce que c'est nettement en bas de nos coûts de fourniture, et il faut, pour ces clients-là comme pour d'autres, aussi, qu'Hydro-Québec ait des tarifs au moins égaux à ses coûts de fourniture. Il y a toujours le dilemme de voir qu'il y en a qui ont embarqué dans 0,028 $ dans la deuxième vague, ça fait très bien leur affaire et ils continuent, ils s'en contentent très bien, alors que ceux de la première vague aimeraient bien pouvoir encore profiter de la 0,0178 $.

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Faites un parallèle, si vous voulez, avec l'année passée ou il y a deux ans, quand on est venus en commission parlementaire, au moment où on avait arrêté les ventes d'énergie pour les bouilloires électriques chez les clients industriels, les ventes d'excédentaire à des prix très bas, l'industrie réclamait qu'on continue cette espèce de vente de feu pendant des années, ce qu'on ne pouvait pas faire.

La biénergie, il y a un rachat temporaire. On est prêts à faire un accommodement dans le cas de la serriculture, mais en autant qu'ils puissent au moins reconnaître qu'on a fait la part des choses et que c'est un compromis qui puisse être acceptable, sans vouloir quand même nous demander de subventionner indirectement par le tarif d'électricité. Ce qu'on ferait si on subventionnait par le tarif, il faut bien reconnaître qu'il y a quelqu'un d'autre qui devrait payer pour. Je pense que ce n'est pas à HydroQuébec à faire une repartition des richesses de ce genre-là.

Le Président (M. Bélanger): Je suis navré de vous interrompre, le temps de votre formation est totalement épuisé. Je cède la parole au député de Beauce-Sud.

M. Audet: Beauce-Nord, M. le Président.

Le Président (M. Bélanger): Beauce-Nord. Je suis toujours mêlé.

M. Audet: Merci. Dans le même ordre d'idées, on a vu, dans les derniers jours, une association manufacturière, entre autres, s'élever contre la proposition de hausse que vous faites, alléguant qu'on est dans un contexte de libre-échange, ralentissement économique, contexte économique peut-être un peu plus difficile, possibilité de TPS un peu plus tard, tout ça. J'aimerais connaître vos commentaires là-dessus.

Deuxièmement, je sais qu'au niveau des entreprises, il existe certains programmes aussi. J'aimerais ça avoir vos commentaires, premièrement, et, deuxièmement, au niveau des programmes, est-ce qu'il n'y aurait pas de nouvelles choses d'ajoutées? Dans le contexte du libre-échange, en tout cas, je sais que dans la Beauce, chez nous, j'ai beaucoup de petites entreprises, ça les inquiète beaucoup.

M. Drouin: M. Boivin voudrait...

M. Boivin: J'ai pris connaissance du mémoire de l'Association des manufacturiers canadiens et je dois dire qu'il y a, à mon point de vue, passablement de démagogie dans ce mémoire. Je vais simplement passer quelques éléments du mémoire. Au tout début, on dit que les tarifs d'électricité sont de moins en moins concurrentiels et que la position du Québec s'érode d'année en année. Je vais simplement vous donner, à titre d'exemple... Ceux qui, comme moi, sont à Hydro-Québec et suivent l'évolution de nos coûts comparatifs depuis longtemps se souviendront qu'en 1982, notre position concurrentielle par rapport à l'Ontario, qui est notre voisin immédiat, l'autre grosse province fortement industrialisée, au Québec, lorsqu'on comparait les tarifs grande puissance d'Hydro-Québec en 1982 aux tarifs grande puissance d'Hydro Ontario, on avait un écart favorable pour le Québec de 12,9 %. Ce n'est quand même pas il y a cent ans, c'est en 1982, c'est il y a huit ans.

Au moment où on se parie, avant les hausses de tarifs, la position concurrentielle de l'hydroélectricité au Québec par rapport aux tartifs de l'Hydro Ontario est passée à un avantage de 34 %. Si c'est ce que l'Association des manufacturiers canadiens appelle une position concurrentielle qui se détériore, écoutez, il y a quelque chose que je ne comprends pas quelque part. Et je fais abstraction, quand je dis ça, aux nombreux programmes de rabais tarifaires, d'aide à l'implantation industrielle, de contrats à partage de risque qu'on a mis en place, particulièrement dans la période 1983-1987 où on avait, à ce moment-là, des excédents d'électricité, et on s'est dit: Pourquoi ne pas en faire bénéficier les industriels et mousser l'implantation industrielle?

Je vous donne ça à titre d'exemple. Je pourrais probablement prendre une demi-heure pour vous commenter leur mémoire, mais je vous avoue que j'ai été un peu choqué de ce mémoire, de la façon, du moins, dont il est présenté, avec des énoncés, à mon point de vue, qui sont du charriage, si vous me permettez l'expression. Maintenant, si mon collègue Finet veut ajouter à ça, libre à lui.

Le Président (M. Bélanger): Venant de son président, ça se prend.

M. Finet: M. le Président, je pourrais peut-être ajouter aussi qu'il y a une certaine incohérence dans le rapport. Vous savez, d'une part, on se plaint de la qualité du service, de la qualité du produit. Et, soit dit en passant, les membres de l'AQCIE, qui est une des associations, proviennent, pour la plupart, de la région du corridor Contrecoeur-Varennes-McMasterville, là où il y a un problème particulier d'un réseau à 25 kV qui a à être amélioré. Ça, c'est connu et on y travaille. C'est dans nos plans, d'ailleurs.

Donc, d'une part, on se plaint de la qualité du service qui n'est pas ce qu'ils souhaiteraient. Par contre, on dit: N'augmentez pas les tarifs. Bien coudon! Il va falloir comprendre qu'à un moment donné, si on doit investir dans l'amélioration de la qualité du service, il n'y a rien qui se crée, il n'y a rien qui se perd. Donc, à ce moment-là, il y a nécessairement un besoin de revenu additionnel qu'il faut combler par des hausses de tarifs.

II y a plusieurs autres aspects aussi. Lorsqu'ils extrapolent la situation des pannes chez leurs clients de l'AQCIE et qu'ils font une règle de trois pour extrapoler ça à la province, je pense que c'est vraiment grossier comme manoeuvre. Vraiment, ce n'est pas la façon. D'ailleurs, nos statistiques le prouvent. Il y a une amélioration légère, il faut peut-être convenir, à cause de la panne majeure du printemps dernier. Mais il reste que, sur l'ensemble du réseau de distribution, il y a une amélioration. C'est malheureux qu'on ait débordé. Il faut dire qu'au départ, on a d'excellentes relations avec ces gens. Sauf que vous savez, lorsque vient le temps d'écrire un mémoire, des fois, bien coudon, peut-être que le temps a manqué pour vérifier certaines informations. Il y a des choses vraiment là-dedans qui sont totalement erronées.

Le Président (M. Bélanger): Je vous remercie. M. le député de Drummond, vous avez une question.

M. St-Roch: Merci, M. le Président. Dans la présentation de cet après-midi, au niveau des investissements, pour la période 1990-1999, vous avez mentionné qu'il y aurait 1 748 000 000 $ consacrés à la réfection de la centrale. Je pense que c'est M. Del isle qui a mentionné aussi que la plus grande partie irait à la centrale de Beau-harnois. Ma question est celle-ci: Combien vont s'adresser aux centrales qui sont de moins de 100 000 kilowatts?

M. Michel (Benoît): Benoit Michel, vice-président exécutif, équipement. Le programme de réfection est effectivement de 1 748 000 000 $. La majeure partie de cet argent s'adresse à Beauharnois qui va coûter 1 200 000 000 $. Par ailleurs, on a des études en cours pour La Gabelle, Drummondville, l'Anse-Saint-Jean. On a tout un programme de réfection, Shawinigan, les plus vieilles centrales du complexe Shawinigan, où on étudie la masse de ces équipements et on va prendre des décisions quant aux réfections ou aux reconstructions proprement dites.

M. St-Roch: J'en déduis que ça va être, le différentiel, quelque chose comme 500 000 000 $ grosso modo.

M. Michel: De l'ordre de 440 000 000 $, oui.

M. St-Roch: Ce plan-là va être connu dans quel échéancier?

M. Michel: On a établi un plan quinquennal parce que, historiquement, Hydro, dans ses réfections, procédait surtout par des travaux au niveau du génie civil et, quelquefois, en regardant passer avec assez de précision les répercussions sur l'automatisation des centrales, du côté mécanique et électrique. Présentement, on y va sur un plan quinnuennal. On a un programme quinquennal de réfection de centrales, avec des réfections majeures et des prises de décisions pour reconstruction ou réfection. On procède comme ça, par plan quinquennal. Il y a toute une gamme, une brochette de centrales qui vont devoir subir des réfections très très majeures. 1 400 000 000 $, à titre d'exemple, l'an dernier, dans le plan, on avait 1 000 000 000 $ pour dix ans de réfection. Cette année, c'est 1 400 000 000 $.

M. St-Roch: Merci.

Le Président (M. Bélanger): Alors, compte tenu de l'heure, la commission... D'information, oui, je vous en prie.

M. Jolivet: Oui, j'aurais eu une question à poser sur la centrale de Gentilly. Est-ce que demain, dans l'avant-midi, j'aurai l'occasion de la poser?

Le Président (M. Bélanger): Demain matin, ce qui est prévu, de 10 heures à 11 heures, c'est le cadre financier; de 11 heures à 12 h 30, c'est la tarification. Maintenant, s'il y a consentement, peut-être qu'on pourrait accepter la question du député de Laviolette?

Une voix: ...financier... pertinent...

Le Président (M. Bélanger): Non, je pense que ce serait pertinent ce soir, dans le contexte, mais il ne reste plus de temps. Alors, est-ce qu'on accepte une question du député de Laviolette ou si on...

Une voix: S'il promet d'être sage demain...

M. Jolivet: Je ne promets jamais d'avance d'être sage, ça, vous le savez. On peut attendre à demain.

Le Président (M. Bélanger): Une question courte a une réponse courte.

M. Jolivet: Bien, ça peut être plus long que court. Mais, est-ce qu'on peut attendre à demain? On peut la passer.. Non? Bien, je vais essayer de la passer courte, d'abord. Ça dépend de la réponse, vous savez.

Le Président (M. Bélanger): Si on commence tout de suite, on va finir vite.

M. Jolivet: II y a plusieurs inquiétudes au niveau de Gentilly. Un des problèmes qui a surgi - et je ne parlerai pas de ce qui suit dans la population, pour le moment, je parlerai de la centrale elle-même - on sait qu'il y a des radiations dans cette centrale, qu'il faut être prudent, et je pense qu'Hydro-Québec, comme

responsabilité, l'a très forte à ce niveau-là. On nous dit qu'à la sortie de la centrale, il y a deux points de sortie qui sont les suivants. Pour les individus, tout le monde doit normalement converger vers un point où il devrait y avoir normalement un appareil de détection des radiations. Actuellement, l'appareil, là où il est placé, permet à des gens de sortir de la centrale sans avoir eu l'occasion de passer par l'appareil de détection et ils peuvent donc se rendre dans la population, chez eux, avec des radiations.

Une des questions qui est posée par les responsables à la centrale, c'est: Quand est-ce qu'on va avoir une seule porte de sortie? Et quand est-ce que l'appareil va obliger tout le monde à sortir par cette partie qui est essentielle, c'est-à-dire de vérifier la détection des radiations?

La deuxième, ce sont les camions qui s'y rendent et qui sortent sans avoir eu une inspection. Et là, on met sur le dos des employés l'obligation de faire l'inspection, mais en vertu de la loi fédérale d'Énergie atomique Canada, c'est la responsabilité du propriétaire de l'édifice, de l'industrie de faire les vérifications qui s'imposent et de prendre tous les moyens. Je vous dis: J'aimerais savoir si Hydro-Québec va prendre des moyens pour rassurer la population, d'après tout ce qu'on a entendu parler, de ce qu'on a vu au niveau de. Gentilly, qu'il n'y a pas d'appareil de détection de radiations qui soit la seule sortie possible pour les individus et, deuxièmement, est-ce qu'on doit, comme employeur, comme propriétaire, prendre tous les moyens nécessaires pour que ce qui entre et ce qui sort soit assuré qu'il n'y a pas de capacité de transporter à l'extérieur de la centrale des radiations qui seraient nocives pour la santé publique?

Je vous donne l'exemple des camions, simplement dans les pneus, on reconnaît que, s'il y a des radiations...

Le Président (M. Bélanger): A une question courte une réponse courte, s'il vous plaît.

M. Jolivet: ... S'il y a des radiations qui sont restées dans les pneus, on doit même débarrasser les pneus et mettre un nouveau pneu.

Je voudrais savoir, de votre part, qu'est-ce qui en est.

M. Michel: Je vais vous donner une réponse partielle et on complétera demain, si vous le voulez bien. La construction et l'exploitation de la centrale nucléaire, comme vous l'avez souligné tout à l'heure, sont régies par la commission de contrôle d'Énergie atomique du Canada et il y a des normes très sévères et très strictes qui contrôlent les entrées et les sorties du personnel et des équipements.

S'il y a eu, semble-t-il, des gens qui auraient passé à côté, je comprends difficilement parce que j'ai été maître d'oeuvre de la réalisation de ce projet-là dans le passé, et je comprends difficilement comment est-ce que ça aurait pu se faire. Mais on va vous répondre demain. Quant aux camions, ils sont aussi régis, il y a une guérite, un poste de garde, c'est surveillé par caméras de télévision. Je comprends difficilement, mais on va vérifier vos affirmations.

Quant aux rejets nucléaires, une chose que j'aimerais vous dire... la centrale nucléaire de Gentilly, la commission de contrôle qui régit la conception de ces équipements-là fixe une norme - si vous me le permettez, M. le Président, je vais aller plus vite encore - pour que quelqu'un qui vivrait... il y a un rayon d'exclusion de 3000 pieds tout le tour de la centrale, c'est-à-dire que ces terrains-là appartiennent à Hydro-Québec et personne d'autre ne peut les utiliser à d'autres fins qu'Hydro-Québec. La norme internationale de l'Agence internationale de Vienne de l'énergie atomique ferait que... Ils ont fixé une norme à la clôture, si on veut, d'exclusion, qui ferait que quelqu'un pourrait vivre là 8760 heures par année, c'est-à-dire à plein temps, et qu'il n'y aurait aucun résultat à court, moyen ou long terme sur sa santé. Ça, c'est la norme.

La performance, maintenant, de la centrale, c'est qu'au niveau des rejets radioactifs, les rejets se situent entre 100 et 10 000 fois plus bas que la norme. Donc, au niveau des rejets de Gentilly, ce n'est absolument pas un problème, c'est par plusieurs ordres de grandeur plus sécuritaires que les normes internationales. Quant au parcours des camions, on va vous répondre demain.

Le Président (M. Bélanger): Bien, je vous remercie beaucoup. Compte tenu de l'heure, la commission ajourne ses travaux à demain, 10 heures, dans le même local. Merci.

(Fin de la séance à 22 h 30)