Source: https://www.energyregulationquarterly.ca/fr/editorials/editorial-volume-7-issue-3-2
Timestamp: 2020-07-07 05:28:15+00:00
Document Index: 174384956

Matched Legal Cases: ['arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'CSC ', 'CSC ', '§ 35', 'CSC ', 'CSC ']

Auteurs : Rowland J. Harrison, c.r. et Gordon E. Kaiser | avril 2020 – Volume 8, numéro 1 2020
Réglementation énergétique revue de l’année 2019
POLITIQUES SE RAPPORTANT AUX PIPELINES
Le Canada pourrait bientôt recevoir le prix mondial du pays où il est le plus difficile de réaliser des projets énergétiques. C’est notamment le cas des pipelines. Au cours des cinq dernières années, les investisseurs ont laissé tomber quatre grands projets. Au total, on parle de 50 G$1 en investissements. Il s’agit du pipeline TransCanada Énergie Est, le pipeline Enbridge Northern Gateway, l’extension du pipeline Trans Mountain et la mine de sables bitumineux Teck Frontier située entre Fort McMurray et Fort Chipewyan.
Trans Mountain a été sauvé à la dernière minute lorsque le gouvernement du Canada a pris la décision d’acheter le pipeline au coût de 4,5 G$. Teck Resources a obtenu l’approbation réglementaire pour son projet de sables bitumineux Teck Frontier et l’approbation finale du cabinet fédéral était attendue à la fin du mois de février. Toutefois, une semaine avant l’annonce de la décision du cabinet, la société a retiré son projet, sans doute en raison du blocus des voies ferrées aux quatre coins du pays par les groupes autochtones opposés au projet Coastal GasLink.
Les quatre projets en cours sont le projet d’expansion Trans Mountain (TMX), Keystone XL, Coastal GasLink et la canalisation 3 d’Enbridge. Avant d’examiner l’état actuel de ces quatre projets, voyons ce qui s’est passé pour les deux projets qui ont échoué, Énergie Est et Northern Gateway.
LES PROJETS QUI ONT ÉCHOUÉ
En avril 2013, TransCanada a déposé une demande de construction du pipeline Énergie Est, un pipeline de 4 500 km allant de l’Alberta à la côte est du Canada, à un coût de 15,7 G$. La justification était suffisamment fondée. Les raffineurs de la côte est du Canada importaient 80 % du pétrole brut qu’ils traitaient. Le brut de l’Alberta pouvait remplacer ce brut étranger.
Cependant, les choses ont dérapé lorsque l’Office national de l’énergie (ONE) a suspendu les audiences afin de statuer sur une motion selon laquelle deux membres de la commission chargée de l’affaire étaient partiaux. Finalement, l’ONE a remplacé les deux membres de la commission. L’étude du projet a recommencé avec de nouveaux membres, qui ont rejeté toutes les décisions de la commission précédente. Le véritable clou dans le cercueil a été un changement de politique gouvernementale. Le nouveau comité a rendu une décision indiquant que, pour la première fois, le comité prendrait en compte, dans son évaluation du projet, le coût des émissions de gaz à effet de serre résultant de l’augmentation de la production et de la consommation de pétrole découlant du projet. Ça en était assez pour TransCanada. En octobre 2017, la compagnie a annulé le projet.
Le pipeline Enbridge Northern Gateway a également connu des développements inattendus et sans précédent. Ce pipeline devait parcourir 1 178 km de Bruderheim, en Alberta, jusqu’à un terminal maritime à Kitimat, en Colombie-Britannique, et coûter 7,9 G$. Deux canalisations étaient prévues. L’une devait transporter 525 000 barils de pétrole albertain par jour vers l’ouest. L’autre devait transporter 93 000 barils de condensat en Alberta pour le traitement du bitume albertain.
Le 19 décembre 2013, la commission d’examen conjointe de l’ONE a remis son rapport au cabinet fédéral et a recommandé l’approbation du projet sous réserve de plus de 200 conditions. Le cabinet fédéral a accepté les recommandations de la commission en juin 2014 et a ordonné à l’ONE de délivrer le certificat d’utilité publique nécessaire pour commencer la construction.
Une des conditions de la commission d’examen conjointe était qu’Enbridge s’engage dans des consultations auprès des Premières nations. Ces consultations se sont poursuivies jusqu’à ce que la Cour d’appel fédérale, en juin 20162, dans une décision partagée à deux contre un, décide que les consultations étaient inadéquates. La décision de la Cour a eu comme effet l’annulation de l’approbation du pipeline du Northern Gateway émise par le cabinet fédéral le 14 juin 2013.
Un deuxième problème, encore plus important, est apparu lorsque le gouvernement fédéral a décidé, à la fin de 2015, d’imposer un moratoire sur le transport de pétrole brut au large de la côte nord de la Colombie-Britannique. Beaucoup ont estimé que le moratoire ne visait qu’un seul objectif, soit l’annulation du projet du Northern Gateway. L’avenir allait leur donner raison. À la fin de 2016, le gouvernement fédéral a annoncé qu’il n’approuverait pas le projet du Northern Gateway.
LES PROJETS RESTANTS
Quatre projets demeurent à différents stages d’approbation réglementaire, à savoir Trans Mountain, Keystone XL, Coastal GasLink et la Canalisation 3 d’Enbridge.
Comme nous l’avons mentionné ci-dessus, le gouvernement fédéral a acheté le pipeline Trans Mountain de Kinder Morgan pour 4,5 G$. Le 22 février 2019, l’ONE a publié son rapport de réexamen du projet, recommandant à nouveau de le poursuivre. Le cabinet fédéral a accepté cette recommandation et a approuvé le projet. La construction du projet a officiellement commencé le 3 décembre 2019. Peu de temps après, le 16 janvier 2020, la Cour suprême du Canada a rejeté à l’unanimité la tentative de la Colombie-Britannique de revendiquer compétence sur ce projet3, confirmant ainsi une décision antérieure de la Cour d’appel de la Colombie-Britannique4.
Le 4 février, la Cour d’appel fédérale a rejeté de manière unanime les dernières contestations judiciaires du projet5, qui est en cours d’exécution. La Cour a clairement indiqué, premièrement, que les groupes autochtones n’ont pas de droit de veto, et deuxièmement, que les tribunaux devraient s’en remettre au gouvernement qui prend la décision initiale de se conformer à l’obligation de mener des consultations.
Le pipeline Keystone XL, un projet de 5 G$, a été proposé pour la première fois par TransCanada en 2008 pour transporter du pétrole du Canada vers le golfe du Mexique en passant par le Midwest et le Texas. Le Département d’État américain a évalué ce pipeline pendant près de 7 ans. La partie canadienne de la canalisation a obtenu l’approbation de l’ONE en 2010. Les États-Unis ont finalement donné leur autorisation à la fin de 2019.
L’approbation des États-Unis a été retardée par un énorme lobby environnemental, malgré l’évaluation financière environnementale du Département d’État américain de janvier 2014 qui a conclu que le pipeline n’était pas susceptible d’augmenter de manière significative le taux de forage des sables bitumineux ni la demande de brut lourd. Le rapport a également conclu que le pipeline n’était qu’un des éléments du tableau plus large des émissions de gaz à effet de serre au niveau mondial et que le pétrole des sables bitumineux sera probablement extrait, que le pipeline soit construit ou non.
En mai 2012, TransCanada a déposé une nouvelle demande de permis présidentiel auprès du Département d’État américain. L’examen du projet a été retardé par un litige devant les tribunaux du Nebraska. En 2012, le gouverneur du Nebraska a promulgué une loi qui permet aux principaux promoteurs de pipelines d’obtenir l’approbation du gouverneur de l’État pour le tracé des pipelines à travers l’État, plutôt que celle de la Commission du service public. Le gouverneur a ensuite approuvé le tracé proposé par TransCanada, permettant à cette dernière d’exercer un droit d’expropriation pour acquérir les terrains nécessaires. Les propriétaires fonciers du Nebraska ont ensuite contesté la décision devant la Commission.
En novembre 2014, la Chambre des représentants a adopté une loi et approuvé Keystone XL pour la neuvième fois. Ce projet de loi a ensuite été rejeté au Sénat par une voix. Les élections de mi-mandat de novembre ont permis aux républicains de retrouver une majorité à la Chambre et au Sénat pour la première fois en 8 ans. Un vote a été tenu en janvier à la fois à la Chambre et au Sénat, mais n’a pas permis d’obtenir la majorité de 66 voix requise pour empêcher un veto présidentiel. Le président Obama a alors exercé son veto pour faire échouer le projet de loi.
TransCanada a porté en appel le veto d’Obama par une contestation constitutionnelle et a initié un recours en vertu de l’ALENA. Avant que ces affaires ne soient entendues, le président Trump a été élu. Une fois en fonction, l’une des premières décisions du président Trump a été d’approuver Keystone XL. D’autres défis réglementaires au niveau de l’État ont été en grande partie résolus en 2019. On s’attend désormais à ce que l’on achève le pipeline6.
Le pipeline Coastal GasLink est détenu et exploité par TC Energy. Le projet de 6,6 G$ débute près de Dawson Creek et s’étend sur environ 420 miles vers le sud-ouest jusqu’à une usine de liquéfaction près de Kitimat, en Colombie-Britannique. Le pipeline traverse les territoires traditionnels de plusieurs Premières nations. Il a longtemps été contesté par plusieurs chefs héréditaires Wet’suwet’en, bien qu’un certain nombre de groupes des Premières nations soutiennent le projet. En fait, vingt bandes élues le long du tracé du pipeline ont approuvé le projet et ont un intérêt dans le projet.
En décembre 2018, la Cour suprême de la C.-B. a émis une injonction empêchant le blocage du pipeline7. Plus récemment, des blocages ont eu lieu dans tout le Canada, menés en partie par les Mohawks de la Baie de Quinte, à Belleville, en Ontario. Ces blocages ont entraîné un arrêt du trafic ferroviaire dans tout le pays. En conséquence, on a mis un frein à toute construction de pipeline et le CN a licencié 450 travailleurs dans l’est du Canada en plus d’annuler plus de 400 trains.
Il y a eu un élément de bonne nouvelle pour le pipeline Coastal GasLink. En juillet 2019, l’ONE a rendu une décision selon laquelle le pipeline, y compris le terminal d’exportation de Kitimat, est de compétence provinciale et non fédérale8. L’ONE a conclu que le pipeline transporterait du gaz naturel à l’intérieur des frontières de la Colombie-Britannique, bien qu’il facilitera les exportations internationales, ce qui clarifie un peu la décision antérieure de la Cour suprême du Canada dans l’affaire West Coast Energy9.
En décembre 2019, Alberta Investment Management Corp, le gestionnaire des fonds de pension publics de l’Alberta, s’est associé à l’une des plus grandes sociétés d’investissement américaines pour acquérir une participation majoritaire dans le projet Coastal GasLink. Après le blocage ferroviaire, les travaux sur la canalisation ont repris.
Canalisation 3 d’Enbridge
La canalisation 3 d’Enbridge va de Hardisty, en Alberta, à Superior, au Wisconsin. Elle est en service depuis 1968. Au fil des ans, il est devenu évident qu’une partie de la canalisation devait être remplacée si Enbridge souhaitait rétablir sa capacité d’autrefois et transporter 800 000 barils par jour. L’autorisation nécessaire a été obtenue auprès des organismes de réglementation du Canada, du Dakota du Nord et du Wisconsin. Cependant, le projet a rencontré des problèmes au Minnesota, où les environnementalistes et les groupes autochtones se sont opposés au projet. Néanmoins, en juin 2018, la Commission a approuvé le tracé et accordé les autorisations nécessaires. Cette décision a toutefois été annulée un an plus tard par la Cour d’appel du Minnesota qui a estimé que la déclaration d’impact environnemental présentée à la Commission était erronée10. Le 3 février 2020, les organismes de réglementation du Minnesota ont approuvé l’examen environnemental révisé afin de résoudre le dernier obstacle réglementaire du projet11.
DÉVELOPPEMENTS DE L’EXPLORATION EXTRACÔTIÈRE
Au milieu des perspectives difficiles pour les projets de développement énergétique, une décision importante autorisant la mise en œuvre d’un projet de forage en eaux profondes au large de Terre-Neuve-et-Labrador a été accueillie avec satisfaction à la fin de l’année. Le 17 décembre 2019, le ministre de l’Environnement a rendu sa décision, sous réserve de plus de 100 conditions, et conclu que le projet n’est pas susceptible d’avoir des impacts négatifs importants sur l’environnement. Le projet CNOOC International Flemish Pass Exploration Drilling propose de forer en misant sur deux permis d’exploration. Le promoteur pourrait forer jusqu’à 10 puits en mer entre 2020 et 2028. D’autres autorisations sont nécessaires auprès de l’Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers. Les lieux indiqués dans les licences sont situées à plus de 200 miles marins des côtes et, par conséquent, toute production commerciale déclencherait l’obligation du Canada, en vertu de la Convention des Nations unies sur le droit de la mer (UNCLOS III), d’effectuer des paiements à la communauté internationale, à partir de la sixième année de production et augmentant annuellement jusqu’à 7 % la douzième année12.
Plus tôt dans l’année, cependant, l’avenir de l’industrie pétrolière et gazière extracôtière du Nord canadien a été mis en péril par l’adoption du projet de loi C-88 qui, entre autres, a modifié la Loi fédérale sur les hydrocarbures13 pour autoriser le gouverneur en conseil à interdire certains travaux ou activités sur les terres publiques fédérales dans le Nord et dans l’Arctique extracôtier lorsque cela est dans l’intérêt national. Cette modification fait suite à l’annonce conjointe des États-Unis et du Canada en décembre 2016 indiquant que les activités pétrolières et gazières extracôtières dans les eaux arctiques canadiennes ne seraient pas autorisées indéfiniment, et qu’elles devraient être réexaminées tous les cinq ans par suite d’une évaluation scientifique. Les détenteurs de licences existantes n’ont pas été autorisés à entreprendre des activités et le gouvernement a remboursé 430 M$ en dépôts de garantie. Bien que les activités ne puissent pas être entreprises, les licences restent valides. Le maire de Tuktoyaktuk a décrit ces développements comme « le clou dans le cercueil » de toute nouvelle exploration dans la mer de Beaufort14. Pendant ce temps, la Russie poursuit un plan ambitieux de développement du pétrole arctique d’une valeur de plus de 300 G$15.
Le marché de capacité de l’Alberta
Le 23 novembre 201616, le gouvernement de l’Alberta a annoncé que la province mettrait en place un marché de capacité. Le 31 janvier 2019, l’Alberta Electric System Operator (AESO) a déposé une demande d’approbation des règles de mise en œuvre du marché de capacité. Une audience a été tenue par l’Alberta Utilities Commission (AUC) du 22 avril au 11 juin 2019.
Les opposants ont fait valoir que le marché de capacité et les règles que l’AESO proposait pour exploiter ce marché n’étaient pas dans l’intérêt public, et que la demande devait être rejetée dans son intégralité. Les arguments étaient fondés sur trois motifs principaux :
La proposition était basée sur des règles provisoires, qui ne créent pas la certitude nécessaire pour encourager les investissements.
Il n’est pas nécessaire de créer un marché de capacité et un nouveau processus réglementaire compliqué qui créerait de l’incertitude. L’analyse que l’AESO a présentée à l’appui de la recommandation initiale sur le marché de capacité était erronée.
On devrait plutôt mettre en œuvre des améliorations au marché de l’énergie, en particulier le contrôle de la tarification en périodes de pénurie qui a été recommandée par trois experts dans le cadre de la procédure de l’AUC.
Le 24 juillet 2019, le gouvernement de l’Alberta a annoncé que la province ne procéderait pas à un marché de capacité et que l’industrie conserverait une conception fondée uniquement sur l’énergie avant que l’AUC puisse prendre une décision. Sur les instructions du gouvernement, l’AESO a retiré la demande présentée à l’AUC.
À la fin de juillet 2019, l’AESO a reçu du ministère de l’Énergie de l’Alberta la consigne :
[Traduction] « … de fournir des conseils concernant le pouvoir de marché et l’atténuation de l’impact du pouvoir de marché d’ici le 29 novembre 2019. En outre, l’AESO a été chargée de fournir une analyse et des recommandations sur la nécessité éventuelle de modifier le marché de l’énergie uniquement, y compris les prix plancher et plafond ainsi que les prix de pénurie, d’ici le 31 juillet 2020. L’AESO reconnaît qu’il existe un lien étroit entre l’atténuation de l’impact du pouvoir de marché, les prix plancher et plafond ainsi que les prix de pénurie, et tiendra compte de cette réalité dans le cadre de ses travaux17.
Le 8 octobre 2019, l’AESO a publié une demande de contribution de l’administrateur de la surveillance du marché, des acteurs du marché et d’autres parties intéressées sur les mesures d’atténuation de l’impact du pouvoir de marché, qui devait être présentées au plus tard le 29 octobre 2019. L’AESO a fourni un rapport au ministre le 29 novembre 2019. Ce rapport n’a pas été rendu public.
Le 12 février 2020, l’AESO a organisé une consultation auprès des parties prenantes. Les commentaires sont attendus d’ici le 26 février 2020 sur les 10 questions énumérées dans l’annexe A. Les objectifs18 de l’AESO sont les suivants :
[Traduction] « évaluer la capacité du cadre de tarification actuel du marché de l’énergie à maintenir l’adéquation des ressources et l’efficacité économique à court et à long terme; étudier les options permettant de remédier aux pénuries ou d’accroître l’efficacité du cadre de tarification actuel du marché de l’énergie; fixer les mécanismes administratifs d’établissement des prix, tels que le plafonnement actuel des prix, le plafonnement de l’offre et le prix plancher, à des niveaux permettant d’obtenir des résultats efficaces sur le marché tout en protégeant les consommateurs contre les risques liés aux coûts19.
Un nouvel organisme de réglementation fédéral
Au début de 2018, le gouvernement fédéral a présenté le projet de loi C-6920, qui remplacerait l’Office national de l’énergie par la Régie de l’énergie du Canada (« REC »). La REC a beaucoup plus de pouvoir que l’ONE car sa portée est beaucoup plus grande et sa compétence va au-delà des pipelines réglementés par le gouvernement fédéral et inclut les projets d’énergie renouvelable extracôtiers.
Le cadre réglementaire comporte désormais quatre composantes institutionnelles. Le premier est le conseil d’administration de la REC, qui est chargé de fournir une orientation et des conseils stratégiques. Deuxièmement, la Commission de la REC, dont les membres tiennent des audiences. Le troisième, et le plus important est le président directeur général, qui est responsable de la gestion des activités et des affaires courantes de la REC. Le PDG se rapporte au ministre, et non au conseil d’administration. Quatrièmement, le cabinet fédéral, qui prendra les décisions sur la base des recommandations de la Commission de la REC.
Pour compliquer les choses, les facteurs que ce nouvel organisme doit prendre en compte sont beaucoup plus vastes que ceux auxquels l’ONE a jamais été confronté, ou d’ailleurs que ceux auxquels tout organisme canadien de réglementation de l’énergie est actuellement confronté. La nouvelle législation exige que le processus d’examen tienne compte des considérations environnementales, du genre et des questions autochtones ou de ce qui est décrit comme l’intersection du sexe et du genre avec d’autres facteurs identitaires, de même que de la capacité du Canada à respecter ses obligations environnementales et ses engagements en matière de changement climatique. Tout cela va laisser l’industrie dans l’incertitude pendant des années.
Deux articles de la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie ont été très critiques à l’égard de la structure de gouvernance créée par le projet de loi C-69. Le premier article est rédigé par l’actuel directeur général de l’AUC21. Le deuxième article est rédigé par l’ancien président de l’Alberta Energy Resources and Conservation Board et deux anciens membres de l’ONE22.
La première décision de la Régie de l’énergie du Canada a été rendue le 7 septembre 2019. La décision concerne le réseau principal d’Enbridge, le plus grand pipeline de pétrole brut au Canada avec une capacité de près de 3 millions de barils par jour. Il relie Edmonton, en Alberta, aux principaux marchés de l’est du Canada et du Midwest américain. Cette canalisation est actuellement exploitée comme un transporteur public plutôt que sur la base d’un contrat de transport. Dans le cadre du modèle de transporteur public, la capacité est attribuée sur la base de commandes mensuelles plutôt que de contrats à long terme. Le mode de transporteur public est en effet exigé sur les pipelines fédéraux depuis la création de l’ONE en 1959, sauf exception accordée par l’ONE, et maintenant par la Commission.
Le problème est la décision d’Enbridge de passer d’un modèle de transporteur public à un modèle de transport par contrat dans lequel 90 % de la capacité sera sous contrat à long terme, les 10 % restants étant attribués sur la base traditionnelle. Les expéditeurs albertains se divisent entre ceux qui soutiennent le nouveau régime et ceux qui s’y opposent.
La principale préoccupation des opposants aux changements proposés par Enbridge est qu’Enbridge abusera de son pouvoir de marché. L’allégation est qu’il y aura, sous le nouveau régime, un manque d’options de transport pour de nombreux expéditeurs. La REC a observé dans sa décision initiale que le système d’Enbridge contrôlait 70 % de la capacité en dehors de l’Alberta et qu’elle était préoccupée par la possibilité que Enbridge abuse de son pouvoir de marché.
Le 19 décembre 2019, Enbridge a déposé une « Demande visant la passation de marchés pour le réseau principal au Canada » auprès de la REC pour l’approbation d’un nouveau cadre de service et de tarification, qui prendra effet à l’expiration du cadre de service et de tarification actuel le 30 juin 2021. Le nouveau cadre proposé convertirait 90 % de la capacité en transport par contrat, 10 % étant réservés aux volumes non engagés. La Commission de la REC a annoncé qu’elle organisera une audience orale sur la demande à une date ultérieure23.
La province de l’Ontario a élu un gouvernement conservateur en juin 2018, en remplacement du gouvernement libéral qui avait gouverné la province pendant 15 ans. Un des principaux enjeux de l’élection a été la critique du Parti conservateur à l’égard du gouvernement libéral en ce qui concerne la gestion de la politique énergétique dans la province, en grande partie sur la base de l’affirmation selon laquelle les prix de l’électricité en Ontario avaient augmenté de 71 % entre 2008 et 2016 alors que, pendant cette période, l’augmentation moyenne dans tout le Canada était inférieure à la moitié de cette hausse, soit 34 %. Le nouveau gouvernement s’est concentré sur la suppression des projets d’énergie verte développés par les libéraux, y compris un certain nombre de projets d’énergie renouvelable. En mars 2019, le nouveau gouvernement a porté son attention sur la réforme de la réglementation énergétique en général et de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) en particulier.
Le 21 mars 2019, le gouvernement de l’Ontario a présenté la Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario24. Certains des changements devaient être mis en œuvre par le biais de modifications législatives énoncées dans le projet de loi 8725. D’autres changements ont été mis en œuvre par le biais de mises à jour de règlements et de politiques. Le projet de loi 87 a été adopté par le gouvernement de l’Ontario le 9 mai 201926. Il a notamment modifié la structure de gouvernance et le fonctionnement de la CEO. Ces changements découlaient du Rapport sur la modernisation de la Commission de l’énergie de l’Ontario27.
À l’instar des réformes fédérales, la CEO sera désormais régie par un conseil d’administration dont le commissaire en chef se rapportera directement au président du conseil. Le rapport recommande les changements nécessaires pour que le conseil fonctionne plus efficacement, en particulier qu’il établisse des priorités dans son programme de réglementation et soit évalué par rapport à des indicateurs de performance clés qui se rapportent à des questions telles que le cycle de décision, la satisfaction des parties prenantes et l’excellence organisationnelle.
Nous nous préoccupons du fait que le conseil d’administration sera chargé de « garantir l’indépendance […] du processus d’adjudication ». Toutefois, on peut s’attendre à ce que le président et le conseil d’administration entretiennent une relation étroite avec le gouvernement, alors que c’est ce dernier qui est à l’origine des contestations contre l’indépendance du processus.
Le rapport n’aborde pas le problème le plus important du secteur, qui est peut-être le manque de surveillance réglementaire de l’acquisition de capacités. Le vérificateur général a constaté ce problème et souligné ses conséquences financières. Le rapport n’indique pas comment le mandat de la CEO devrait être modifié pour assurer la surveillance. L’Ontario est l’une des rares juridictions à ne pas exercer de surveillance sur l’approvisionnement, et les conséquences financières ont été dévastatrices.
À ce jour, le nouveau gouvernement a nommé un président du conseil d’administration, mais il est toujours à la recherche d’un commissaire en chef. Comme dans le cas de la REC, la nouvelle structure a fait l’objet de nombreuses critiques, mais seul le temps nous dira si celle-ci fonctionne. La principale critique est bien sûr que la Régie de l’énergie n’est plus indépendante du gouvernement. Bien sûr, d’autres feront valoir qu’elle n’a jamais été indépendante de toute façon.
En 2019, les organismes de réglementation de tout le Canada s’efforçaient de définir le traitement réglementaire des ressources énergétiques distribuées ou RED. En Alberta, le sujet est examiné à la fois par l’AUC et l’AESO en parallèle28.
Pratiquement toutes les études se concentrent sur au moins trois questions majeures : la production indépendante par le client, le stockage de l’énergie et la recharge des véhicules électriques (VE). Chacune d’entre elles est examinée ci-dessous.
Le 29 mars 2019, l’AUC a mis en place une enquête sur le système de distribution en demandant aux acteurs du marché de faire de soumettre leurs mémoires concernant29 :
Les nouvelles tendances en matière de technologie et d’innovation susceptibles d’affecter les systèmes de distribution, notamment la conception et l’exploitation des systèmes de distribution, les besoins en capitaux et le coût de la prestation de services. Dans cette phase, on examinera également comment l’innovation et les avancées technologiques créent la possibilité d’une nouvelle entrée sur le marché dans le cadre d’une franchise monopolistique, y compris la production d’énergie par le client.
Cette procédure est en cours. Les prochaines phases porteront sur les questions suivantes :
Y a-t-il un sous-investissement dans certaines technologies clés du secteur de la distribution d’électricité en Alberta?
Des investissements supplémentaires rendraient-ils le secteur de la distribution d’électricité albertain plus rentable?
La compagnie locale de distribution d’électricité est-elle un instrument de changement important?
Y a-t-il des obstacles réglementaires à l’innovation et aux nouvelles technologies?
Comment le cadre réglementaire devrait-il être transformé afin d’accroître les investissements et l’efficacité dans le secteur de la distribution d’électricité en Alberta?
Les RED sont également examinées par la CEO30 :
Le 15 mars 2019, la CEO a annoncé qu’elle entamait un processus de consultation pour examiner comment le secteur de l’électricité en Ontario devrait réagir aux RED et encourager les services publics et les fournisseurs de services réglementés à « adopter l’innovation » dans leurs opérations et leur service à la clientèle. Les objectifs de la consultation étaient de réduire les coûts, d’améliorer le service et d’offrir plus de choix aux consommateurs « en encourageant les services publics et les autres fournisseurs de services à adopter l’innovation, et de « garantir les avantages de la transformation du secteur et d’atténuer les conséquences négatives de cette transformation31».
Le 17 juillet, la CEO a publié une lettre expliquant son approche « modernisée » sur le plan de l’engagement des parties prenantes pour ses processus de consultation annoncés précédemment à l’égard de la rémunération des services publics et de la réponse aux RED. Entre autres choses, la nouvelle approche de la CEO visait à « améliorer l’opportunité pour les perspectives des parties prenantes d’éclairer les étapes ultérieures en rapport avec ces initiatives après la transition de la CEO vers sa nouvelle structure ». 32
Le 13 août, la CEO a publié une lettre lançant une révision des obligations pour les distributeurs d’électricité autorisés de se connecter aux ressources énergétiques distribuées (RED Connections Review). Le RED Connections Review est une initiative complémentaire à la consultation en cours découlant de la consultation sur les RED33.
La CEO a entendu les parties prenantes sur ce qui devrait être abordé dans sa contribution aux consultations. Le personnel de la CEO fournira un rapport décrivant les perspectives des parties prenantes et présentant une proposition prenant en compte les objectifs, les enjeux et les principes directeurs pour la poursuite de la consultation. Toutefois, avant la publication de ce rapport, le personnel de la CEO a convoqué une séance supplémentaire (en février 2020) destinée à exposer et à solliciter des commentaires sur la réflexion actuelle du personnel de la CEO concernant la portée de la consultation.
Les dix dernières années ont vu une augmentation spectaculaire de la production locale d’électricité par rapport à la production centrale. Les nouvelles technologies permettent de localiser la production plus près des clients qu’elle dessert, ce qui réduit les coûts de transport, y compris les pertes des lignes électriques. La technologie utilisée est principalement la production de gaz, connue sous le nom de cogénération et la production solaire. L’attrait de ces deux technologies est dû à une réduction rapide des coûts au cours de cette période. Par exemple, en 2019, l’AUC a obtenu l’approbation d’un projet de ferme solaire de 500 MW, le plus grand de ce type au Canada. Une fois achevée en 2021, cette installation produira 400 MW, soit suffisamment pour alimenter plus de 100 000 foyers.
Les producteurs locaux sont confrontés aux questions réglementaires suivantes :
La production communautaire doit-elle se limiter aux opérations menées en catimini?
Les producteurs communautaires devraient-ils avoir accès aux lignes électriques réglementées de l’entreprise de distribution locale (EDL) pour distribuer l’électricité dans la zone desservie par cette entreprise?
Les distributeurs locaux d’électricité réglementés devraient-ils être autorisés à offrir la production locale à des tarifs plus compétitifs? Dans l’affirmative, quelles sont les mesures nécessaires pour protéger les fournisseurs concurrents?
Les producteurs communautaires devraient-ils être autorisés à vendre l’électricité excédentaire au réseau? Dans l’affirmative, à quelles conditions?
En vertu de la Micro-generation Regulation de l’Alberta, les producteurs d’énergie renouvelable et de remplacement admissibles peuvent recevoir un crédit pour toute l’électricité qu’ils envoient au réseau. En Alberta, les installations de microproduction sont définies comme étant d’une taille inférieure à 5 MW.
Les dernières données de l’AESO (mai 2019) montrent qu’il y a environ 48,7 MW de capacité de microproduction installée en Alberta, dont environ 89 % sont solaires. Ce chiffre est en hausse par rapport aux 6 MW générés cinq ans plus tôt, soit une multiplication par huit.
En Ontario, des investissements importants ont été réalisés dans les ressources énergétiques distribuées au cours des 15 dernières années. La plupart de ces investissements ont été réalisés par des investisseurs dans le cadre de contrats avec une entité gouvernementale, d’abord l’Office de l’électricité de l’Ontario et maintenant l’Independent Electricity System Operator. On dénombre 33 671 contrats qui ont une capacité totale de 3 588,8 MW, ce qui représente 13,4 % de la capacité totale au 31 mars 201934. Les prix de ces contrats ont été fixés de diverses manières, notamment par des appels d’offres, des offres standard (par exemple, dans le cadre des programmes de rachat à tarifs garantis) et des négociations. Ces données n’incluent pas plus de 30 000 contrats « microFIT » (capacité maximale de 10 kW) qui ont une capacité totale d’environ 260 MW, la quasi-totalité étant de l’énergie solaire.
En Alberta et en Ontario, les procédures génériques ont été, dans une certaine mesure, dépassées par des procédures plus spécifiques sur le plan tarifaire et les questions connexes. L’exemple le plus marquant est celui de l’Alberta où, en septembre 2019, l’AUC a lancé une consultation sur l’autoapprovisionnement en électricité et l’exportation d’électricité35. La consultation a été déclenchée par trois décisions récentes36 dans lesquelles l’AUC a pour la première fois restreint les circonstances dans lesquelles le producteur indépendant est autorisé à la fois à consommer l’électricité qu’il produit sur sa propre propriété et à exporter cette électricité vers le réseau électrique. Les exemptions existantes qui permettent l’autoapprovisionnement et l’exportation d’électricité vers le réseau électrique concernent (i) les propriétaires de systèmes industriels et (ii) les microproducteurs37. Actuellement, ces types de producteurs représentent environ 5 000 MW38 de capacité de production sur les 15 570 MW de capacité de l’Alberta39. Cette proportion est nettement supérieure à celle qui existe ailleurs au Canada40.
Le Bulletin a demandé aux répondants d’aborder trois options :
Option 1 : Le statu quo;
Option 2 : Une autoproduction et une exportation limitées; et
Option 3 : Une autoproduction et une exportation illimitées.
La consultation a suscité un intérêt considérable. Pas moins de 33 parties prenantes ont soumis des commentaires. La plupart d’entre elles étaient favorables à la troisième option. En janvier 2020, l’AUC a publié un deuxième bulletin41 qui demandait aux parties de commenter les observations fournies par deux des répondants, Capital Power et AltaLink.
Dans le bulletin de la Commission du 9 janvier 2020, les parties ont été invitées à répondre comme suit aux préoccupations soulevées par Capital Power42 :
[Traduction] Le fait d’autoriser une exonération pour certaines énergies réduit la quantité des énergies produites qui se font concurrence pour être expédiées. En outre, l’augmentation de la production indépendante et de l’exportation sur le réseau change de manière indéterminée le marché de l’offre et de la demande, ce qui nuit à la détermination des prix. Exempter une partie de l’énergie de la participation à un groupe réduit l’efficacité et les avantages d’un marché concurrentiel.
Le MSA, l’un des intervenants, a fait valoir qu’il existe en fait deux marchés liés; le marché de la production indépendante et le marché de l’électricité traditionnel. Ce dernier est le Power Pool. Les deux existent depuis un certain temps.
Si la Commission adopte la troisième option, « Une autoproduction et une exportation illimitées », il est probable que le marché de l’autoproduction se développera. Cela ne réduira pas nécessairement la taille du marché traditionnel ni le degré de concurrence entre les fournisseurs. Toutefois, cela élargira les options offertes aux consommateurs de l’Alberta et augmentera la concurrence dans ce segment de marché. En outre, les producteurs appartenant à des clients qui ne bénéficient pas d’une exemption légale pour leur participation à un groupe d’électricité (par exemple, les systèmes industriels et la microproduction)43 pourraient facilement être tenus de participer explicitement au pool d’électricité en faisant des offres et en recevant des commandes. Le MSA reste d’avis que la troisième option augmentera la concurrence.
La MSA estime qu’il n’est pas nécessaire que le producteur agisse en catimini. La production de la communauté ne doit pas non plus être désavantagée. Le fait que l’unité de production appartienne à plusieurs clients plutôt qu’à un seul ne devrait pas avoir d’importance si la répartition des coûts pour la fixation des tarifs est faite correctement. Il y a des problèmes de répartition des coûts à l’égard d’une seule catégorie de client, le producteur agissant en catimini. Ces mêmes problèmes se posent lorsqu’une unité de production communautaire dessert plusieurs clients.
Une autre question qui devrait être abordée est de savoir si l’installation de production locale doit être la propriété d’un consommateur ou si elle peut être la propriété d’un tiers. La MSA estime que le marché de la production locale devrait être ouvert aux tiers. Cela permettrait d’accroître la concurrence, ce qui favoriserait une concurrence équitable, efficace et ouverte44.
La production locale peut apporter un certain nombre d’économies et d’avantages au réseau électrique de l’Alberta. Elle est, par définition, plus proche du client, et les coûts de distribution sont réduits.
La production locale est le produit d’une nouvelle technologie plus efficace qui n’existait pas lorsque la majeure partie du cadre réglementaire actuel a été mise en place. Cette nouvelle technologie permet de réduire considérablement les coûts. La Commission devrait supprimer, et non créer, les barrières artificielles à l’entrée.
La production locale, y compris la production communautaire, constitue une forme d’entrée sur le marché. Les nouvelles entrées sur le marché ont joué un rôle central dans la compétitivité du marché de l’électricité de l’Alberta. Non seulement l’entrée sur le marché limite l’exercice d’un pouvoir de marché par les producteurs, mais elle peut aussi favoriser l’amélioration de la productivité dans l’industrie de la distribution.
Les nouvelles entrées sont particulièrement importantes en Alberta à l’heure actuelle. Les accords d’achat d’électricité prendront fin dans un an, et il est généralement admis que leur expiration entraînera une concentration et un pouvoir de marché accrus en Alberta. L’entrée de nouveaux venus par le biais de la production appartenant aux clients réduira la concentration du marché.
Les discussions concernant la production d’électricité par des indépendants peuvent également conduire à une analyse similaire sur le stockage par les clients. Cela s’explique en partie par la décision prise par la FERC en 2018 dans l’ordonnance 841, qui a statué que le stockage est un actif de production. En fin de compte, la vraie question en ce qui concerne la production appartenant aux clients n’est pas de savoir si elle doit être autorisée, mais si elle doit être limitée aux applications derrière le compteur, à la production appartenant aux clients par opposition aux tiers et aux tarifs que ces producteurs devraient payer aux transporteurs et aux distributeurs qui fournissent un accès au réseau lorsqu’ils souhaitent vendre leur électricité excédentaire.
Toutes ces questions sont actuellement devant l’Alberta Utilities Commission, qui fournira une recommandation au gouvernement d’ici la fin mars 2020.
Les organismes de réglementation de tout le Canada ont tous essayé de promouvoir le stockage au cours des dernières années. Il y a une bonne raison à cela, car les premières infrastructures énergétiques sont construites pour faire face aux charges de pointe. Si les pointes peuvent être réduites, les investissements en capital correspondants peuvent être réduits grâce à des économies de coûts.
Deuxièmement, la production d’électricité dans le monde entier passe d’une énergie à base de carbone à une énergie verte. Une différence importante entre les deux est que l’énergie verte, comme l’énergie éolienne et solaire, est très variable. Il n’est pas surprenant que les planificateurs aient découvert l’avantage de marier l’énergie solaire et le stockage, comme le souligne une récente étude de Brattle en décembre 201945.
L’autre raison qui stimule la demande est la croissance du stockage derrière le compteur (DLC), les clients essayant de réduire leurs coûts. Le stockage d’énergie DLC ne représente aujourd’hui que 70 MW, soit 15 % du marché américain du stockage d’énergie. D’ici 2022, il représentera 1300 MW, soit 30 % du marché46. Il existe des similitudes importantes entre la production locale et le stockage local. Tous deux peuvent être détenus par les clients et peuvent offrir une capacité excédentaire à d’autres clients. Ce service augmentera l’efficacité du secteur énergétique albertain et permettra de réaliser des économies importantes.
Le prochain facteur important à l’origine de cette demande est la reconnaissance par les services publics du fait que le stockage peut être un atout important du réseau pour réduire les coûts. Cette reconnaissance a été alimentée, au moins aux États-Unis, par l’ordonnance 841 de la FERC, qui a été confirmée en 2019 après avoir fait l’objet d’un appel. La FERC aux États-Unis, dans l’ordonnance 84147 confirmée dans l’ordonnance 841-A48, a statué que le stockage est un actif de production.
Le stockage DLC est un problème dans la récente consultation lancée par l’AUC49. La question a également été abordée dans le cas récent des tarifs de Toronto Hydro50, qui a tenté d’inclure le stockage dans sa base tarifaire. Cette demande a été rejetée par la Commission de l’énergie de l’Ontario qui a conclu que l’affaire devait être renvoyée aux consultations sur les RED en cours51.
Enfin, il est important de reconnaître la baisse significative des coûts qui a eu lieu sur les marchés du stockage au cours des dernières années. Entre 2010 et 2018, le prix moyen d’un bloc de batterie au lithium-ion est passé de 1 160 $ par kilowattheure à 176 $ par kilowattheure, soit une réduction de 85 % en huit ans seulement. Dans les prochaines années, Bloomberg New Energy Finance prévoit une nouvelle baisse à 94 $ le kilowattheure en 2024 et à 62 $ le kilowattheure en 2030.
Selon Bloomberg New Energy Finance, le marché mondial du stockage de l’énergie devrait atteindre 2 857 GWh d’ici 2040 et attirer plus de 620 G$ d’investissements au cours des 20 prochaines années. En Ontario, la SIERE a eu recours à un certain nombre de processus concurrentiels pour développer plus de 25 projets de stockage, ce qui a permis d’obtenir une capacité de plus de 50 MW. En décembre 2018, la SIERE a publié un rapport intitulé Removing Obstacles for Storage Resources in Ontario52. Elle a été suivie par une initiative de la CEO en mars 2019 dans le même sens et par une étude d’Energy Storage Canada en mai 2019 intitulée Maximizing Value and Efficiency through Energy Storage53. Cette étude était, à certains égards, similaire à celle de l’Alberta Electric System Operator (AESO) réalisée un an plus tôt et intitulée Dispatchable Renewables and Energy storage54.
Le nombre total de véhicules électriques (VE) en circulation dans le monde a atteint 3,1 millions en 2017, soit une augmentation de 50 % par rapport à l’année précédente. La Chine et les États-Unis ont enregistré le volume de ventes le plus élevé en 2017. La Norvège est le leader mondial en termes de part des ventes, les VE représentant plus de 39 % des nouvelles ventes en 2017. Neuf pays, dont la France, le Royaume-Uni et la Norvège, prévoient d’éliminer progressivement tous les véhicules à essence entre 2025 et 2050.
Bien que seulement 2,2 % des véhicules dans le monde soient électriques, un nombre record de 2,2 millions de VE ont été vendus l’année dernière. Bloomberg New Energy Finance (BNEF) prévoit que les VE atteindront 19 % des ventes de véhicules légers en Chine d’ici 2025, contre 14 % en Europe et 11 % aux États-Unis. Actuellement, ces chiffres sont de 4 % en Chine, 2 % en Europe et 2 % aux États-Unis. On estime que d’ici 2020, le prix des VE en Europe sera inférieur au prix des véhicules à moteur à combustion interne. Cet objectif sera atteint en Chine d’ici 2023 et aux États-Unis d’ici 2025.
Aux États-Unis, l’Edison Electric Institute (EEI) estime que d’ici 2030, le nombre de VE aux États-Unis atteindra 18,7 millions, contre 1 million à la fin de 2018. Il a fallu 8 ans pour vendre 1 million de VE aux États-Unis et l’EEI prévoit que le prochain million sera vendu dans 3 ans. On prévoit que les ventes annuelles de VE aux États-Unis dépasseront les 3,5 millions en 2030, ce qui représente plus de 20 % des ventes annuelles de véhicules. Il convient également de noter que l’on estime que 9,6 millions de bornes de recharge seront nécessaires pour alimenter les 18,7 millions de VE aux États-Unis en 2030.
Le Canada a connu une expansion importante des VE, l’Ontario, le Québec et la Colombie-Britannique représentant 97 % de tous les véhicules rechargeables vendus au Canada entre 2013 et 2018. Entre 2017 et 2018, les ventes ont augmenté de 80 %, ce qui fait que la part de marché nationale des VE est maintenant de 2,5 %, contre moins de 1 % en 2017. À la fin de 2018, les ventes en Ontario s’élevaient à plus de 6 000 véhicules, soit une augmentation de 209 % par rapport à la même période en 2017. L’Ontario représente 44 % de toutes les ventes de nouveaux VE au Canada.
Le récent rapport de la phase 2 de la British Columbia Utilities Commission dans son Electric Vehicle Service Inquiry (juin 2019) dresse un excellent bilan de la situation actuelle au Canada. 55
[Traduction] Grâce aux initiatives des gouvernements fédéral, provinciaux et municipaux, ainsi que des services publics et des entreprises privées, l’infrastructure publique de bornes de recharge continue de se développer au Canada. Fin décembre 2017, il y avait environ 5 843 stations de recharge de VE au Canada, dont 5 168 de niveau 2, 483 bornes de recharge rapide à courant continu (RRCC) et 190 chargeurs Tesla. Cela représente une augmentation de 38 % des infrastructures de recharge publiques au Canada en 2017 par rapport à 201656.
Parmi les développements récents du secteur privé, on peut citer la création d’Electrify Canada, un partenariat formé par Electrify America en coopération avec le groupe Volkswagen Canada pour construire des infrastructures de RRCC, en juillet 2018. Il prévoit de construire 32 stations de recharge rapide dans le sud de la Colombie-Britannique, en Ontario et au Québec, dont l’exploitation devrait commencer à l’été 201957. En février 2019, PetroCanada a annoncé qu’elle mettait en place un réseau de 50 installations de RRCC à travers le Canada, de Halifax, en Nouvelle-Écosse, à Vancouver, en Colombie-Britannique, la première station ayant été ouverte en Ontario58.
Les initiatives fédérales ont été menées par Ressources naturelles Canada (RNCan), en collaboration avec divers autres partenaires, pour soutenir l’installation de plus de 500 bornes de RRCC à ce jour59. En 2017, RNCan a collaboré avec trois entreprises privées pour installer 34 stations de recharge rapide le long de la route transcanadienne en Ontario et au Manitoba60. L’Initiative de déploiement de l’infrastructure pour les véhicules électriques et les carburants de remplacement (Initiative VE de RNCan) offre des contributions remboursables pour soutenir la construction d’un réseau de recharge rapide des VE d’un océan à l’autre. L’initiative VE de RNCan paiera jusqu’à 50 % du coût total du projet, jusqu’à concurrence de cinquante mille dollars (50 000 $) par unité de chargement61. BC Hydro a reçu un financement pour 21 stations dans le cadre de sa mise en œuvre de la phase 1, sur un total national de 102.
Au niveau provincial, les gouvernements de l’Ontario, du Québec et de la Colombie-Britannique ont activement soutenu le développement de l’infrastructure de recharge des VE62. Le circuit électrique d’Hydro-Québec, lancé en 2012, a été le premier réseau public de recharge canadien offrant des stations de recharge de 240 et 400 volts. Au début de 2019, le circuit comprenait 1 700 stations, dont 176 stations de recharge rapide63. Les stations sont installées dans les stationnements des nombreux partenaires du circuit à travers le Québec et dans le nordest de l’Ontario, et sont exploitées par Hydro-Québec. En 2019, Hydro-Québec a annoncé qu’elle avait reçu du gouvernement fédéral un financement pour 100 nouvelles stations qui seront installées avant la fin de l’année 2019 et qu’elle avait des plans à long terme pour construire 1600 stations de recharge rapide au cours des 10 prochaines années64.
En Alberta, l’initiative pour véhicules électriques de RNCan a soutenu la mise en place de trois premières stations de recharge rapide dans des magasins Canadian Tire en 201765, tandis qu’en février 2019, le gouvernement de l’Alberta a annoncé son intention de fournir 1,2 M$ pour cofinancer le réseau de stations de recharge Peak to Prairies, en collaboration avec des partenaires locaux et la Fédération canadienne des municipalités. Le réseau sera composé de 20 stations de recharge rapide qui seront installées dans le sud de l’Alberta d’ici la fin de 2019. La propriété et l’exploitation à long terme de l’infrastructure de recharge seront confiées à ATCO66.
Divers modèles de réglementation sont utilisés dans d’autres ressorts. L’Ontario, la Californie, Washington, l’Oregon, New York et un certain nombre d’autres États américains exemptent la recharge des VE de la réglementation sur l’énergie. La revente d’électricité est autorisée sans autorisation préalable, et les prix sont fixés par le marché. La Colombie-Britannique et certains autres États américains exigent que les fournisseurs de services de recharge électrique deviennent des services publics, sous réserve de tous les autres aspects de la réglementation énergétique, y compris la recharge.
Certains ressorts autorisent les services publics à fournir des services de recharge de VE et à recouvrer leurs coûts au moyen de la tarification. D’autres ressorts n’autorisent pas les services publics à fournir des services de recharge de VE ou les autorisent seulement à fournir des services de recharge en tant qu’entreprise non tarifée.
Voici un aperçu du statut des installations de recharge de VE dans divers ressorts nord-américains.
Le 26 novembre 2018, la British Columbia Utilities Commission (BCUC) a publié son rapport de la phase I de son Enquête sur la réglementation du service de recharge de véhicules électriques67. Dans ce rapport, la BCUC a constaté que le marché public de la recharge des VE ne présente pas de caractéristiques de monopole et qu’il n’est pas nécessaire de réglementer pour protéger les consommateurs contre un pouvoir de marché. La BCUC recommande que le gouvernement de la Colombie-Britannique accorde une exemption à la réglementation de la BCUC aux services de recharge de VE, mais qu’il continue d’en superviser la sécurité.
L’enquête de la BCUC est née d’une demande de FortisBC Inc. visant à faire approuver un tarif pour la recharge des VE dans les stations de recharge appartenant à FortisBC. La BCUC a approuvé le taux demandé à titre provisoire en janvier 2018, mais a également ajourné la demande de FortisBC en faveur de la conduite de l’enquête générale visant à déterminer si et comment on devrait réglementer la recharge des VE en Colombie-Britannique.
La phase 2 de l’enquête s’est concentrée sur les services publics non exemptés (BC Hydro et FortisBC) et a conclu que les services publics non exemptés n’étaient pas tenus de construire des stations de recharge.
En 2018, la Californie a accordé aux trois entreprises de services publics de l’État appartenant à des investisseurs un appui de 738 M$ pour l’infrastructure de recharge des VE. San Diego Gas & Electric a adopté un programme de remise de 137 M$ pour 60 000 stations de recharge à domicile de niveau 2 pour les VE (chargeurs 240 V semblables à un séchoir ou un four électrique) selon un tarif horaire variable. Pacific Gas and Electric a adopté un programme de 22 M$ pour financer 234 stations de recharge rapide sur 52 sites et mettre en place une infrastructure sur au moins 700 sites afin de soutenir l’électrification d’au moins 6 500 véhicules moyens ou lourds. Southern California Edison a adopté un programme de 343 M$ pour les infrastructures d’au moins 870 sites afin de soutenir l’électrification d’au moins 8 490 véhicules moyens ou lourds et de nouveaux tarifs fondés sur le temps d’utilisation pour les clients commerciaux équipés de VE.
En Nouvelle-Écosse, l’Utility and Review Board a rejeté une demande de Nova Scotia Power Incorporated visant à récupérer auprès des contribuables le coût de l’achat et de l’installation de 12 stations de recharge rapide de VE disséminés en Nouvelle-Écosse, car le conseil a constaté que les stations de recharge de VE sont similaires à d’autres équipements chez les clients et qu’il n’est pas pertinent de les facturer aux contribuables68.
Les législateurs de l’Ontario n’ont pas été très favorables envers la recharge des VE. En 2012, la Commission de l’énergie de l’Ontario a rejeté une demande de 600 000 $ pour financer un projet pilote de véhicules électriques69. Cette demande a été motivée par la déclaration du gouvernement de l’Ontario en 2009, selon laquelle un véhicule sur vingt serait électrique d’ici 202070. Toronto Hydro a proposé d’utiliser l’argent pour installer et gérer entre 30 et 40 stations de recharge de VE dans la ville. La CEO a autorisé un montant de 200 000 $ pour les coûts liés à cette activité, à condition que l’argent ne soit pas utilisé pour financer une prestation de service au public. La Commission de l’énergie de l’Ontario a averti que l’élaboration d’une politique concernant la propriété et l’exploitation des bornes de recharge des VE n’avait pas encore eu lieu et qu’il était prématuré de conclure que l’infrastructure de recharge devait être incluse dans la base tarifaire de Toronto Hydro.
Cet argument a été répété en 2019 dans la demande de Toronto Hydro pour les tarifs et redevances de distribution d’électricité pour 2020-2024. Là encore, la CEO a conclu que la décision71 était prématurée et que la question devait être reportée à l’enquête en cours de la commission concernant les ressources de distribution énergétiques. Il faut ajouter que l’une des choses que le nouveau gouvernement conservateur a faites lorsqu’il est arrivé au pouvoir a été d’annuler le programme favorisant l’achat de véhicules électriques et les rabais pour l’achat de VE que le gouvernement libéral précédent avait mis en place.
DÉFIS DE LA CYBERSÉCURITÉ
La plupart des organismes de réglementation de l’énergie canadiens ont une certaine responsabilité dans la surveillance et la gestion des infractions aux normes de fiabilité. En Ontario, par exemple, ces responsabilités incombent à l’Independent Electricity System Operator72, bien que la Commission de l’énergie de l’Ontario exerce une certaine surveillance73. En Alberta, il incombe à l’AESO de proposer les normes de fiabilité à l’Alberta Utilities Commission sur la base des normes établies par la North American Electric Reliability Corporation (NERC). L’AESO effectue des audits sur les acteurs du marché et transmet les infractions présumées à la MSA, qui peut imposer des pénalités spécifiques définies par l’AUC. La complexité de ce régime réglementaire s’est accrue plus récemment avec l’introduction des normes de protection des infrastructures critiques ou PIC74 introduites par la NERC en 2010. Ces normes ont été adoptées en Ontario en 2016 et en Alberta en 2017.
Les normes de PIC ont introduit une nouvelle complexité et concernent pour la plupart les risques de cybersécurité. L’exemple le plus récent est la fermeture d’un pipeline américain sans nom sur la base d’une cyberattaque75.
En 2017, pour la première fois, un organisme de réglementation canadien a mis en place une audience réglementaire pour traiter certaines questions relatives à ces nouvelles normes de cybersécurité. La procédure a été déclenchée par un mémoire de la MSA à la Commission le 29 octobre 2019 en relation avec le plan stratégique 2019-2022 de la Commission. Les questions soulevées concernent notamment l’utilisation de lignes directrices qui ont été établies par le NERC, mais qui ne sont pas utilisées en Alberta, et le degré de publicité qui devrait être attaché aux pénalités ou amendes imposées par la MSA en ce qui concerne les violations des normes de cybersécurité par les participants au marché et l’AESO. En Alberta, la MSA est responsable de l’audit de l’AESO. Les règles de l’AUC relatives à ces normes exigent que la MSA affiche publiquement les sanctions qu’elle impose. La MSA s’est abstenue de le faire en raison de risques pour la sécurité. Cette même question concerne les autorités réglementaires américaines. Un livre blanc commun concernant la divulgation des pénalités a été publié en 2019 par la FERC et la NERC76.
Protection de l’infrastructure critique (PIC)
Les normes de protection des infrastructures critiques (PIC) ont été introduites pour la première fois par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) en 2010 et sont entrées en vigueur en Alberta en 2017. Aujourd’hui, il existe 11 normes de PIC, qui définissent les exigences de cybersécurité pour protéger le réseau de production d’électricité.
Les organismes de réglementation canadiens ont dû faire face à des défis réglementaires dans le cadre de ces nouvelles normes de PIC. Par rapport aux normes de fiabilité traditionnelles auxquelles les acteurs du marché sont confrontés depuis 2010, les normes de PIC sont beaucoup plus complexes et les risques de sécurité qu’elles abordent sont plus importants. Par conséquent, il existe un retard important en Alberta et dans d’autres juridictions canadiennes.
La cybersécurité est un domaine qui évolue rapidement dans tous les secteurs, et pas seulement dans celui de l’électricité. Par conséquent, les normes de PIC de la NERC évoluent à un rythme qui dépasse de loin le rythme de développement des autres normes du NERC. Depuis 2010, la NERC est passée de la version 0 à la version 6, qui est actuellement en vigueur. Les versions 7 et 8 de certaines des normes de PIC entreront en vigueur en 2020.
L’Alberta a adopté la version 5 comme première version des normes de PIC, qui est entrée en vigueur en 2017. L’AESO a choisi d’adopter les normes de PIC le plus près possible de la réalité. Toutefois, certains éléments ont été supprimés des normes de PIC du NERC en Alberta, par exemple le tableau des éléments de conformité, les lignes directrices et les bases techniques.
Dans toute l’Amérique du Nord, l’adoption de la première version des normes de PIC ou les changements importants apportés au contenu des nouvelles versions ont généralement entraîné une augmentation significative des violations signalées, qu’elles aient été signalées par les intéressés eux-mêmes ou révélées par la surveillance. Cela est généralement attribué aux concepts relativement nouveaux qui sont introduits dans l’industrie de l’électricité par le biais des normes et à la complexité des normes de PIC.
La consultation de l’Alberta
En Alberta, la MSA a proposé d’importantes modifications des règles impliquant des directives de sanction élaborées par le NERC qui peuvent réduire les coûts et les délais liés aux normes de PIC encourus à la fois par la MSA et les participants au marché. Le 29 octobre 2019, la MSA a demandé à l’AUC de tenir une consultation pour résoudre un certain nombre de questions en suspens. Le mémoire a été déposé dans le cadre d’une procédure que l’AUC a mise en place pour réviser son plan stratégique pour la période 2019-2022.
Dans le cadre de la consultation, les participants au marché ont été invités à répondre aux questions suivantes77 :
La règle 027 de l’AUC devrait-elle être modifiée pour permettre à la MSA de s’appuyer sur les directives du NERC en matière de sanctions pour déterminer les pénalités en cas de violation des normes de fiabilité de PIC?
La règle 027 de l’AUC devrait-elle être modifiée pour permettre à la MSA de s’appuyer sur le tableau des éléments de conformité du NERC pour déterminer la gravité des infractions aux normes de fiabilité de PIC?
La MSA devrait-elle être autorisée à relever les violations des normes de fiabilité de PIC, à gérer ensuite une procédure d’examen menée par la MSA avant de prendre une décision finale?
Cette consultation a été annoncée le 31 janvier et les parties intéressées doivent déposer leurs observations avant le 29 février.
Le problème de la divulgation
La règle 027 de l’AUC exige que la MSA publie sur le site web de la MSA toute amende émise pour une infraction à une norme de fiabilité au plus tard 45 jours après que l’amende a été donnée.
Il existe toutefois une large controverse au Canada et aux États-Unis sur la question de savoir si cette disposition est appropriée dans les cas des violations des normes de fiabilité de PIC. Les amendes relatives à la protection des infrastructures critiques concernent principalement les infractions à la cybersécurité, qui peuvent résulter de tentatives délibérées de tiers d’endommager des infrastructures critiques. La question est de savoir si la publication des infractions aiderait ces tiers à cibler certaines installations dont la protection a été jugée insuffisante. La MSA a déjà fait part à la AUC de ses préoccupations à cet égard. À ce jour, la MSA n’a publié aucune infraction aux normes de fiabilité de PIC sur son site web, dans l’attente d’éclaircissements supplémentaires de la part de la Commission.
Plus récemment, la FERC et la NERC ont publié un livre blanc78. Ces organismes mènent actuellement une consultation sur cette question. L’approche de l’Alberta concernant la publication des infractions aux normes de PIC, conforme à l’approche américaine, pourrait avoir du mérite.
La MSA a proposé qu’on organise une consultation pour répondre à la question suivante :
La règle 027 de la AUC devrait-elle être modifiée pour limiter la publication des infractions aux normes de fiabilité de PIC à la norme de publication proposée par le Livre blanc conjoint FERC-NERC?
La Commission devrait élaborer le processus de consultation sous peu.
Le blocus de l’Alberta en C.-B.
Plus tôt dans ce rapport, nous avons parlé de l’opposition au projet d’expansion de Trans Mountain visant à accroître la capacité en jumelant le réseau de pipelines existant à 987 km de nouvelles canalisations pour transporter la production de sables bitumineux d’Edmonton, en Alberta, à Burnaby, en Colombie-Britannique. Le projet comprend un agrandissement du terminal maritime de Burnaby et entraînera une augmentation significative du trafic de pétroliers sous le pont Lions Gate.
Cela a suscité une opposition farouche de la part du maire de Burnaby et du premier ministre de la Colombie-Britannique. Dans une tentative pour arrêter le projet, la province a proposé un amendement à la Environmental Management Act79. L’Alberta s’est opposée à cette loi au motif qu’elle était inconstitutionnelle parce qu’elle empiétait sur la compétence exclusive du gouvernement fédéral en matière de pipelines interprovinciaux. La Cour d’appel de Colombie-Britannique s’est dite en accord avec l’Alberta80. La Colombie-Britannique a ensuite fait appel devant la Cour suprême du Canada, qui a confirmé la décision de la Cour d’appel de la Colombie-Britannique81. Le juge en chef de la Cour suprême a lu une décision unanime de la cour rejetant l’affaire sur la même base que la Cour d’appel de Colombie britannique. Il a fallu 10 minutes à la Cour pour arriver à cette décision.
Avant les décisions judiciaires, l’Alberta a riposté en indiquant qu’elle n’achèterait plus de vin de C-B, ni d’électricité de la nouvelle installation hydroélectrique du site C de la Colombie-Britannique. L’Alberta allait également cesser de fournir du gaz pour chauffer les maisons de la C.-B. Une injonction temporaire a été obtenue. Ces barrières sont également tombées avec la récente décision de la Cour suprême du Canada, le 16 janvier 2020.
La guerre du carbone
Alors que les gouvernements de la Colombie-Britannique et de l’Alberta se battaient entre eux, les provinces de l’Alberta, de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick et de la Saskatchewan se battaient avec le gouvernement fédéral au sujet de la taxe sur le carbone proposée par le fédéral. Le gouvernement fédéral avait promulgué une loi exigeant de chaque province de créer une taxe sur le carbone répondant à certaines normes. Pour les provinces qui refusaient, le gouvernement fédéral leur imposerait son propre système de tarification obligatoire du carbone.
L’opposition des provinces présentait trois motifs. Premièrement, les provinces ne croyaient pas que la taxe sur le carbone serait efficace. Deuxièmement, elles estimaient qu’elle imposait un coût important aux gens qui se rendent au travail en voiture tous les jours. Troisièmement, elles estimaient qu’elle était anticonstitutionnelle.
En 2019, les affaires ont fait leur chemin dans les tribunaux. En mai 2019, la Cour d’appel de Saskatchewan a rendu une décision majoritaire82 à 3 contre 2, estimant que le gouvernement fédéral avait bien l’autorité constitutionnelle de mettre en place une taxe sur le carbone. Un mois plus tard, en juin, la Cour d’appel de l’Ontario, dans une décision à la majorité de 4 contre 1, est arrivée au même résultat. Les deux décisions ont conclu que la législation fédérale sur la taxe carbone était un exercice valide en vertu du pouvoir du fédéral de faire des lois pour la paix, l’ordre et le bon gouvernement du Canada, enchâssé dans la Constitution.
L’Ontario et la Saskatchewan ont tous deux fait appel de ces décisions devant la Cour suprême du Canada, qui en sera probablement saisie en avril 2020. Pour brouiller les pistes, la Cour d’appel de l’Alberta a conclu le 24 février 2020 que la taxe sur le carbone était inconstitutionnelle83.
Il s’agissait d’une décision à 4 contre 1 menée par le juge en chef de la province. La décision de l’Alberta explique bien les différences entre le tribunal albertain et les tribunaux de l’Ontario et de la Saskatchewan qui ont jugé que la législation relevait de la compétence fédérale. Il s’avère que cela dépend de la façon dont vous définissez ou caractérisez la taxe sur le carbone. La Cour d’appel de l’Alberta a déclaré, à juste titre, que la taxe sur le carbone était un instrument politique qui régissait les ressources naturelles dans la province. La Cour d’appel de l’Alberta s’est naturellement appuyée sur l’article 92A, qui stipule que les ressources naturelles sont de compétence provinciale exclusive. La logique était simple; l’Alberta est une province monoindustrielle. Cette industrie est liée à l’exploration et au développement de la production et du transport de pétrole et de gaz. La taxe fédérale proposée ne visait que cette industrie. Les décisions de l’Ontario et de la Saskatchewan se sont appuyées sur la doctrine de l’intérêt national au sens large en vertu du pouvoir de faire des lois pour la paix, l’ordre et le bon gouvernement du Canada. Le juge en chef a estimé que la réglementation des émissions de gaz à effet de serre ne relevait pas de cette doctrine et a noté que l’application de l’immunité interjuridictionnelle était rarement invoquée par les tribunaux et n’avait été utilisée que dans trois cas dans toute l’histoire des litiges constitutionnels. D’autres juges soutiennent que la loi sur le carbone était un cheval de Troie, qui permettrait au gouvernement fédéral d’exercer un contrôle sur pratiquement tout ce qui relève traditionnellement de la compétence des provinces. Cette affaire va maintenant être portée devant la Cour suprême du Canada, qui entendra les trois affaires ensemble le 24 mars 2020.
Entre-temps, les provinces du Nouveau-Brunswick et de l’Île-du-Prince-Édouard ont conclu un accord étrange avec le gouvernement fédéral. Elles ont proposé de promulguer la taxe fédérale sur le carbone, mais de supprimer une taxe du même montant que celle que chaque province a actuellement mise en place pour payer les routes de la province.
Il s’avère que le gouvernement fédéral allait donner aux provinces l’argent qu’il a reçu de la taxe sur le carbone, de sorte que les provinces ont été neutres en termes de revenus dans le cadre de cette initiative. Ce que ce nouveau système a fait pour réduire le carbone dans ces provinces demeure un mystère pour certains.
Révision des droits d’actifs délaissés
En 2016, un violent incendie a détruit la majeure partie de Fort McMurray, en Alberta. En 2019, trois entreprises, ATCO Gas, ATCO Electric Transmission et ATCO Electric Distribution, ont déposé des demandes auprès de l’AUC afin de récupérer environ 5 M$ pour compenser pour leurs biens détruits par l’incendie. Dans les trois décisions84, la Commission a approuvé ou refusé la demande en se basant sur les principes de la Commission sur la disposition des actifs des services publics (UAD) relatifs aux actifs délaissés, tels qu’ils sont énoncés dans la décision Stores Block85. Il y a eu d’importantes remontrances et mises en garde sur « les effets délétères possibles » de ce principe, la commission ayant appelé à un « débat sur l’évolution de la réglementation des services publics en Alberta ».
Cette incertitude réglementaire a une longue et intéressante histoire. En 2013, l’AUC a publié ce que l’on appelle la décision Utility Assets Disposition86. C’est l’une des nombreuses décisions qui s’appuient sur l’arrêt Stores Block de la Cour suprême du Canada.
L’affaire Stores Block elle-même a commencé en Alberta lorsque TransAlta, une importante société de services publics de l’Alberta, a vendu un immeuble de bureaux dans le centre-ville de Calgary pour un profit considérable. La compagnie voulait conserver tous les bénéfices. La Commission a déclaré que les bénéfices devaient être partagés entre la société de services publics et les contribuables. La Cour suprême du Canada a rejeté l’argument voulant que les contribuables n’avaient pas de droit de propriété; ils avaient simplement droit au service. Cependant, comme le montrent les incendies de Fort McMurray, le revers de la médaille peut créer de réels problèmes pour les services publics. En d’autres termes, si la compagnie conserve tous les bénéfices de la vente d’un bien, elle doit probablement supporter tous les coûts de la destruction de ce bien.
Ce n’est pas la première fois que l’Alberta se débat avec cette question. Le problème est apparu en 2013, lorsque le sud de l’Alberta a été confronté à des inondations inhabituelles dues à la rivière Bow and Elbow. À cette époque, le gouvernement a proposé une nouvelle législation, qui a modifié l’impact de Stores Block en Alberta.
Le principe en cause dans cette affaire concerne tous les services publics canadiens et tous les organismes de réglementation canadiens. Il convient de répéter les conclusions de l’Alberta Utilities Commission aux paragraphes 129-132 de la décision 21609 concernant ATCO Electric87 :
5.4.3.2 Considérations futures
129. Dans la section précédente de cette décision, la Commission a déterminé que dans les circonstances de cette procédure, les mises pertes résultant de l’incendie de la RMWB étaient extraordinaires. En conséquence, l’investissement en capital non récupéré dans les actifs perdus est à la charge de l’actionnaire d’ATCO Electric.
130. La conclusion de la Commission selon laquelle les coûts des équipements ayant dû être remplacés devraient être imputés aux actionnaires se traduit par des tarifs justes et raisonnables. Cette conclusion est conforme à la législation en vigueur, aux principes fondamentaux du droit des biens et du droit des sociétés établis par les tribunaux et aux orientations de ces derniers en matière de répartition des risques et des avantages liés à la propriété des biens. Ces orientations ont été examinées par la Commission dans la décision de l’UAD et ont ensuite été confirmées en appel. Les orientations limitent la flexibilité de la Commission dans la gestion de la répartition des coûts lors de la mise au rancart des actifs des services publics, que cela soit prévu ou non. Le cadre réglementaire résultant de ces orientations est limité en partie par les conclusions suivantes des tribunaux :
L’argument selon lequel les actifs achetés sont reflétés dans la base tarifaire ne devrait pas obscurcir la question de déterminer qui est le propriétaire et le porteur de risque approprié […] le service public absorbe les pertes et les gains, les augmentations et les diminutions de la valeur des actifs, en fonction des conditions économiques et de difficultés techniques occasionnelles et inattendues […]
Le concept selon lequel les actifs deviennent « dédiés au service » et restent donc à jamais dans la base tarifaire est incompatible avec la décision dans l’affaire Stores Block (au paragraphe 69). Une telle approche entraverait le pouvoir discrétionnaire de la Commission face à l’évolution des circonstances. L’inclusion antérieure dans la base tarifaire n’est pas déterminante ou nécessairement importante; comme l’a fait observer la Cour dans l’affaire Alberta Power Ltd. c. Alberta (Public Utilities Board) (1990), 72 Alta. L.R. (2 d) 129, 102 A.R. 353 (C.A.) à la p. 151; « C’était avant, nous sommes maintenant. »
L’utilisation passée des actifs ne permet pas leur inclusion dans la base tarifaire, sauf s’ils continuent à être utilisés.
Les autorités ayant établi que les contribuables ne peuvent participer à aucune des ventes de biens, il s’ensuit que le fait de détenir des biens dans l’assiette tarifaire, à la fin de leur vie utile, se fait au détriment du contribuable […] étant donné que les contribuables ne peuvent pas participer au produit de la vente d’actifs de services publics, leur protection en matière de traitement équitable consiste à exclure de l’assiette tarifaire les actifs qui ne sont pas nécessaires à l’exploitation des services publics.
[…] les termes du pacte réglementaire ont toujours été soumis à l’évolution et au rééquilibrage des intérêts concurrents des consommateurs et des entreprises de services publics lorsque les temps et les circonstances changent. … Il n’y a pas d’industrie aujourd’hui qui soit à l’abri du changement, ou qui jouit d’un droit à une protection contre les conséquences du changement, que celles-ci découlent de choix législatifs, de la déréglementation ou de décisions judiciaires.
La Commission a fourni une justification raisonnable pour sa conclusion selon laquelle il existe et devrait exister une distinction entre la dépréciation ordinaire et la perte imprévue ou l’obsolescence du capital, qui a été caractérisée comme une forme de dépréciation extraordinaire. Je suis persuadé qu’il était raisonnable pour la Commission de conclure que les situations de dépréciation extraordinaire étaient en dehors de la définition de ce qui constituerait un espoir raisonnable de rendement pour les investisseurs des services publics. La Commission, dans son rôle d’expert et son rôle politique, pouvait raisonnablement conclure que la législation indiquait que si l’amortissement ordinaire est une question légitime pour une forme de risque partagé entre les services publics et les contribuables, ces formes d’amortissement extraordinaire du capital acquis avec prudence ne sont pas des risques à partager avec les contribuables.
[…] En l’absence de Stores Block et de la jurisprudence subséquente de cette Cour, d’autres choix politiques auraient été ouverts aux organismes de réglementation. Bien qu’il serait tentant de limiter l’application de ces décisions aux seules compagnies de gaz (pour minimiser ce que je considère comme des effets néfastes sur la réglementation des compagnies de gaz en Alberta), les principes juridiques de Stores Block restent valables.
131. Bien que la Cour d’appel ait souligné que la série d’affaires découlant de Stores Block reste une bonne jurisprudence, elle a également noté que plus d’une décennie de litiges progressifs sur des décisions individuelles et factuelles de la Commission a sans doute entraîné certains « effets néfastes sur la réglementation des services publics en Alberta ». En formulant cette observation, la Cour a indiqué que la Commission disposerait d’une plus grande souplesse pour traiter les questions relatives à l’UAD en l’absence de ce type de décisions judiciaires et a rappelé aux législateurs qu’ils ont la possibilité d’examiner ces questions dans une perspective plus large de politique publique s’ils souhaitent modifier le statu quo et donner à la Commission une plus grande latitude pour traiter les questions factuelles spécifiques à l’UAD, comme on peut le lire cidessous :
En l’absence des déclarations de Stores Block, la Commission aurait probablement une plus grande flexibilité sur la question de savoir qui assume le coût non amorti des actifs rendus inutilisables à la suite d’événements extraordinaires.
La Commission, et cette Cour sont liées par Stores Block et les décisions ultérieures de cette Cour. Seuls une modification législative, un réexamen ou une annulation de l’arrêt Stores Block par la Cour suprême du Canada peuvent changer cela.
132. La Commission est consciente des difficultés que rencontrent les entreprises de services publics dans un environnement où elles doivent anticiper des événements futurs raisonnablement prévisibles, non seulement pour aligner correctement les paramètres d’amortissement, mais aussi pour réduire le risque de pertes d’actionnaires dues à une mise au rancart extraordinaire d’actifs. Malgré ces efforts, les entreprises de services publics reconnaissent que des pertes d’actionnaires sont susceptibles de se produire bien qu’elles aient agi avec prudence dans la conduite de leurs opérations. De même, il n’est pas dans l’intérêt des clients de payer des taux plus élevés qui reflètent des rendements ajustés au risque ou des paramètres de dépréciation et des décisions d’investissement qui tiennent compte de toutes les éventualités de mise au rancart. Il n’est pas non plus dans l’intérêt des clients que les services publics supportent des coûts d’emprunt plus élevés ou que la prestation d’un service sûr et fiable soit compromise en raison de difficultés financières résultant d’une mise au rancart extraordinaire. En outre, il n’est dans l’intérêt ni des services publics ni des clients de s’engager dans un débat continu et houleux pour caractériser les mises au rancart. Là encore, aucune partie n’y gagne si les services publics sont contraints de répondre à des incitations économiques négatives en adoptant des politiques d’aversion au risque qui entravent l’efficacité de la réglementation ou l’amélioration du service ou de la fiabilité là où des investissements prudents auraient autrement lieu. Ce sont peut-être là certains des effets délétères possibles sur la réglementation des services publics en Alberta, notés par les tribunaux.
Moins de déférence
Les tribunaux ont souvent fait preuve de déférence à l’égard des organismes de réglementation de l’énergie, en particulier lorsqu’ils interprètent leur loi nationale. Le point culminant au Canada a été la décision du juge Brian O’Ferrall dans l’affaire Capital Power v Alberta Utilities Commission88, qui a fait l’objet d’un article dans la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie89. Des principes similaires ont été développés aux États-Unis où ils sont appelés la doctrine Chevron90, qui a été appliquée dans des affaires américaines91 bien que son application ait été réduite dans des décisions récentes92.
Une décision de la Cour suprême du Canada, en décembre 2019, dans l’affaire Vavilov93 semble également réduire le degré de déférence dans le droit canadien. Il existe de nombreux organismes de réglementation de l’énergie au Canada dont les décisions sont soumises à l’examen des tribunaux en vertu de droits d’appel expressément prévus par la loi. D’autres cas où il n’existe pas de droit d’appel légal sont néanmoins soumis à un appel judiciaire par les tribunaux. Dans les deux cas, les décisions des organismes de réglementation sont examinées par les tribunaux en ce qui concerne le bien-fondé de la décision, ainsi que pour des violations de l’équité procédurale ou de la justice naturelle. Dans les deux cas, le contrôle sur le fond porte sur l’application de la norme de contrôle à appliquer. Il s’agit soit d’une norme de « justesse » non déférente, soit d’une norme de « caractère raisonnable » déférente. Les tribunaux, tels que les organismes de réglementation de l’énergie, bénéficient généralement de ce dernier traitement.
Avant Vavilov, la distinction entre les recours statutaires et les contrôles judiciaires était floue et souvent le contrôle judiciaire appliquait la même approche de déférence aux deux. La décision de la Cour suprême dans l’affaire Vavilov modifie la loi élaborée pour la première fois à Dunsmuir en 200894 en ce qui concerne les recours statutaires. Il existe désormais une présomption selon laquelle la norme de contrôle sera le caractère raisonnable, à moins qu’il n’existe une directive législative claire indiquant qu’une norme différente est prévue. La Cour a indiqué qu’il existe cinq catégories spécifiques pour lesquelles une dérogation à la présomption de caractère raisonnable est justifiée. Ces catégories sont les suivantes:
Une norme de contrôle spécifique a été définie dans la loi;
Un droit de recours légal a été défini dans la loi;
Les questions générales; et
Les questions concernant les limites de compétence entre les organes administratifs.
La décision de la Cour suprême dans l’affaire Vavilov est importante. Une analyse détaillée est présentée dans la Revue annuelle des développements du droit administratif relatifs à la législation et à la réglementation énergétiques de David Mullan dans ce numéro de la Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.
La demande de commentaires de l’AESO sur la révision du cadre de tarification, lors de la 1re séance, posait les questions suivantes :
Lors de la séance, l’AESO a exposé les objectifs du cadre de tarification, qui consiste notamment à assurer à la fois le juste équilibre à long terme et une réponse efficace du marché à court terme. Avez-vous des commentaires sur les objectifs du cadre de tarification?
Veuillez nous faire part de vos commentaires sur la description par l’AESO du cadre de tarification du marché de l’énergie de l’Alberta, et sur les niveaux des prix administrés, en particulier sur l’objectif du plafond de l’offre. Y a-t-il quelque chose que vous changeriez ou ajouteriez à la description offerte?
Veuillez nous faire part de vos commentaires sur la description par l’AESO du cadre de tarification du marché de l’énergie de l’Alberta et sur les niveaux des prix administrés, en particulier sur l’objectif du plafonnement des prix. Y a-t-il quelque chose que vous changeriez ou ajouteriez à la description offerte?
Veuillez nous faire part de vos commentaires sur la description par l’AESO du cadre de tarification du marché de l’énergie de l’Alberta, et sur les niveaux de prix administrés, en particulier sur l’objectif du prix plancher. Y a-t-il quelque chose que vous changeriez ou ajouteriez à la description offerte?
L’évaluation de l’adéquation des ressources de l’AESO indique que le marché de l’énergie, avec le plafond d’offre existant, fournira des rendements financiers raisonnables tout en répondant aux exigences d’une offre raisonnable. Êtes-vous d’accord avec les conclusions de l’AESO? Sinon, veuillez décrire vos préoccupations.
L’évaluation de l’AESO sur le niveau des revenus indique que le marché de l’énergie, avec le plafond d’offre existant, a historiquement envoyé des signaux efficaces et rapides pour fixer les prix du marché. Historiquement, de nouveaux actifs se sont ajoutés lorsque les signaux indiquaient que de nouveaux investissements seraient rentables. Êtes-vous d’accord avec les conclusions de l’AESO? Sinon, veuillez décrire vos préoccupations.
Y a-t-il des situations prévisibles où les coûts variables des actifs seraient supérieurs à 999,99 $/MWh? Dans l’affirmative, veuillez décrire la situation.
L’AESO a décrit la portée de ce processus, les points généraux à l’ordre du jour et le calendrier des prochains engagements des parties prenantes, le calendrier des séances est axé sur le document que l’AESO doit remettre au ministre de l’Énergie du gouvernement de l’Alberta. Selon vous, la portée du processus est-elle appropriée. Si ce n’est pas le cas, veuillez expliquer votre raisonnement.
L’approche utilisée pour cet engagement est-elle efficace? Sinon, veuillez fournir des commentaires spécifiques sur la manière dont l’AESO peut rendre ces séances plus constructives.
Veuillez fournir tout autre commentaire en rapport avec l’engagement relatif au cadre de tarification.
On peut compter 15,7 G$ pour Energy East, 7,9 G$ pour Northern Gateway, 7,4 G$ pour l’extension de Trans Mountain et 20,6 G$ pour le projet de sables bitumineux Teck Frontier.
Gitxaala Nation c Canada, 2016 CAF 187.
Renvoi relatif à la Environmental Management Act, 2020 CSC 1.
Reference re Environmental Management Act (Colombie-Britannique), 2019 BCCA 181.
Bande indienne Coldwater c Canada (Procureur général), 2020 CAF 34.
États-Unis, Application No OP-0003 – (TransCanada), 303 Neb 872 (Neb Sup Ct 2019), en ligne : <https://www.nebraska.gov/apps-courts-epub/public/supreme>.
Coastal GasLink Pipeline Ltd v Huson, 2018 BCSC 2343.
Compétence sur le projet Coastal GasLink Pipeline, MH-053-2018 (2019) (Office national de l’énergie).
Westcoast Energy Inc c Canada (Office national de l’énergie), [1998] 1 RCS 322.
États-Unis, Application of Enbridge Energy, Limited Partnership, for a Certificate of Need and a Routing Permit for the Proposed Line 3 Replacement Project in Minnesota from the North Dakota Border to the Wisconsin Border, (Minn App Ct 2019), en ligne : <https://mn.gov/law-library-stat/archive/ctappub/2019/OPa181283-060319.pdf>.
États-Unis, Matter of the Application of Enbridge Energy, Limited Partnership for a Certificate of Need for the Proposed Line 3 Replacement Project in Minnesota from the North Dakota Border to the Wisconsin Border, PL9/CN-14-916, PL9/PPL-15-137, 3 février 2020.
Veuillez consulter l’ouvrage de Rowland J Harrison, « Offshore Oil Development in Uncharted Legal Waters: Will the Proposed Bay du Nord Project Precipitate Another Federal-Provincial Conflict? », (2018) 6:4 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.
Loi fédérale sur les hydrocarbures, LRC 1985, c 36 (2e suppl).
Kate Kyle, « Feds return $430M to oil and gas companies ahead of Arctic offshore exploration ban », CBC News, 18 décembre 2019, en ligne : <https://www.cbc.ca/news/canada/north/beaufort-sea-moratorium-deposits-nwt-1.5399157>.
Atle Staalesen, « Moscow outlines a €210 billion incentive plan for Arctic Oil ArcticToday », 5 février 2020, en ligne :
<https://www.arctictoday.com/moscow-outlines-a-e210-billion-incentive-plan-for-arctic-oil/>.
Gouvernement de l’Alberta, communiqué de presse, « Consumers to benefit from stable, reliable electricity market », 23 novembre 2016, en ligne : <https://www.alberta.ca/release.cfm?xID=44880BD97DCDC-D465-4922-25225F9F43B302C9>.
AESO, « Request for Information regarding Market Power Mitigation », 8 octobre 2019, en ligne : <https://www.aeso.ca/assets/Uploads/Mitigation-Stakeholder-Letter-v6.pdf>.
AESO, « Market Efficiency – Pricing Framework », en ligne : <https://www.aeso.ca/stakeholder-engagement/aeso-initiatives/market-related-initiatives/market-efficiency-pricing-framework/>.
AESO, « AESO Initiatives Engagement » (2020), en ligne : <https://www.aeso.ca/event/2020-02-12-review-of-price-cap-price-floor-and-shortage-pricing>.
Projet de loi C-69, Loi édictant la Loi sur l’évaluation d’impact et la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, modifiant la Loi sur la protection de la navigation et apportant des modifications corrélatives à d’autres lois, 1re sess, 42e parl, 2019.
Bob Heggie, « Governance of Administrative Agencies » (2019) 7:3 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.
Rowland J Harrison QC, Neil McCrank QC and Dr Ron Wallace, « fte structure of the Canadian energy regulator : A questionable new model for governance of energy regulation tribunals? » (2020) 8:1 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.
Régie canadienne de l’énergie, « Enbridge Pipelines Inc. (Enbridge) Canadian Mainline Contracting Application (Application) Notice of Public Hearing and Registration to Participate Instructions », 24 février 2020, en ligne : <https://docs2.cer-rec.gc.ca/ll-eng/llisapi.dll/fetch/2000/90465/92835/155829/3773831/3890507/3908468/3910006/C04811-1_CER_-_Notice_of_Public_Hearing_and_Registration_to_Participate_Instructions_%E2%80%93_Enbridge_Canadian_Mainline_Contracting_Application_-_A7D5Y6.pdf?nodeid=3910007&vernum=-2>.
Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario, LO 1998, c 15, annexe B.
PL 87, Loi de 2019 pour réparer le gâchis dans le secteur de l’électricité, 1re sess, 42e leg, Ontario, 2019.
Rapport final du Comité consultatif pour la modernisation de la Commission de l’énergie de l’Ontario, octobre 2018, en ligne : <https://files.ontario.ca/endm-oeb-report-en-2018-10-31.pdf>.
En Alberta, voir les détails sur le site de l’AESO, y compris la feuille de route, en ligne : <https://www.aeso.ca/market/current-market-initiatives/energy-storage>; Alberta Utilities Commission, «Distribution System Inquiry», en ligne : <http://www.auc.ab.ca/Pages/distribution-system-inquiry.aspx>.
Alberta Utilities Commission, « Distribution System Inquiry », Proceeding 24116, Exhibit 24116-X0106, para 12.
Ontario Energy Board, « Re: Utility Remuneration and Responding to Distributed Energy Resources Consultation Initiation and Notice of Cost Awards Process Board File Numbers: EB-2018-0287 and EB-2018-0288 », 15 mars 2019.
Ontario Energy Board, « Utility Remuneration and Responding to Distributed Energy Resources Board File Numbers: EB-2018-0287 and EB-2018-0288 », 17 juillet 2019.
Ontario Energy Board, « Re: Board File Number: EB-2019-0207 Distributed Energy Resources Connections Review Initiative », 13 août 2019.
Independent Electricity System Operator, « A Progress Report on Contracted Electricity Supply: First Quarter 2019 » (2019), tableau 3, à la p 18.
Alberta Utilities Commission, « AUC Bulletin 2019-16 », en ligne : <http://www.auc.ab.ca/News/2019/Bulletin%202019-16.pdf>.
EPCOR Water Services Inc re EL Smith Solar Power Plant, Decision 23418-D01-2019, 20 février 2019; Advantage Oil and Gas Ltd re Glacier Power Plant Alteration, Decision 23756-D01-2019, 26 avril 2019; International Paper Canada Pulp Holdings ULC re Request for Permanent Connection for 48-Megawatt Plant, Decision 24393-D01-2019, 6 juin 2019.
EPCOR Water Services Inc re EL Smith Solar Power Plant, supra note 36 au para 101.
AltaLink Management Ltd, « Re: Bulletin 2019-16 Consultation on the Issue of Power Plant Self-Supply and Export », 11 octobre 2019, au para 13, en ligne : <http://www.auc.ab.ca/regulatory_documents/Consultations/2019-10-11-SelfSupplyandExport-AltaLinkManagementLtd.pdf>.
Market Surveillance Administrator, «2019 Market Share Offer Control », 24 septembre 2019, en ligne : <https://static1.squarespace.com/static/5d88e3016c6a183b1bcc861f/t/5d8cf795c3fa58146f1f13ad/1569519510719/2019+Market+Share+Offer+Control+Report.pdf>.
En Ontario, par exemple, cette production représente 10 % de l’offre totale, contre 30 % en Alberta. Plus précisément, à la fin de 2019, l’Ontario disposait d’une capacité de production indépendante connectée en distribution d’environ 3 400 MW et d’une autre capacité de production connectée en transport de 37 500 MW. Veuillez consulter IESO, « Ontario’s Supply Mix », en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Learn/Ontario-Supply-Mix/Ontario-Energy-Capacity>.
Alberta Utilities Commission, « Bulletin 2020-01 », 9 janvier 2020, en ligne : <http://www.auc.ab.ca/News/2020/Bulletin%202020-01.pdf>.
Capital Power, « Re: Alberta Utilities Commission Consultation on the issue of power plant self-supply and export: Comments of Capital Power Corporation », 11 octobre 2019, en ligne : <http://www.auc.ab.ca/regulatory_documents/Consultations/2019-10-11-SelfSupplyandExport-CapitalPower.pdf>.
La décision de la Commission dans EPCOR Water Services Inc re EL Smith Solar Power Plant, supra note 36 examine en détail toutes les exemptions de participation des producteurs au groupe d’électricité.
Electric Utilities Act, SA 2003, c E-5.1, s 6(1); Voir aussi Fair, Efficient and Open Competition Regulation, AR 159/2009.
The Brattle Group, « Solar-Plus-Storage: The Future Market for Hybrid Resources », décembre 2019, en ligne :
<https://brattlefiles.blob.core.windows.net/files/17741_solar_plus_storage_economics_-_final.pdf>.
GTM Research and Energy Storage Association, «U.S. Energy Storage Monitor: Q4 2017 Full Report», décembre 2017.
Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, 162 FERC ¶ 61,127.
Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, 18 CFR § 35.
Toronto Hydro-Electric System Limited Application for Electricity Distribution Rates beginning January 1, 2020 until December 31, 2024, EB-2018-0165, Decision and Order, 19 décembre 2019.
IESO, «Removing Obstacles for Storage Resources in Ontario », 19 décembre 2019, en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Sector-Participants/IESO-News/2018/12/IESO-report-outlines-next-steps-to-leveling-playing-fiel%20d-for-energy-storage>.
Energy Storage Canada, « Maximizing Value and Efficiency for Ratepayers through Energy Storage: A Roadmap for Ontario », mai 2019, en ligne : <https://energystoragecanada.org/highlights/2019/5/29/maximizing-value-and-efficiency-for-ratepayers-through-energy-storage-a-roadmap-for-ontario>.
AESO, « Dispatchable Renewables and Energy Storage », 31 mai 2018, en ligne : <https://www.aeso.ca/assets/Uploads/AESO-Dispatchable-Renewables-Storage-Report-May2018.pdf>.
Voir British Columbia Utilities Commission, « An Inquiry into the Regulation of Electric Vehicle Charging Station: Phase Two Report », 24 juin 2019, en ligne : <https://www.bcuc.com/Documents/Proceedings/2019/DOC_54345_BCUC%20EV%20Inquiry%20Phase%20Two%20Report-web.pdf>.
See International Energy Agency Hybrid & Electric Vehicle, « 2018 HEV TCP Annual Report » (2018), en ligne :
<http://www.ieahev.org/assets/1/7/Report2018_Canada.pdf>.
Voir Electrify Canada, « About Electrify Canada », en ligne : <https://www.electrify-canada.ca/about-us>; Electrify Canada, Communiqué de presse, « Volkswagen Group Canada Forms Electrify Canada to Install Ultra-Fast Electric Vehicle Chargers », 19 juillet 2018, en ligne : <https://elam-cms-assets.s3.amazonaws.com/inline-files/Volkswagen%20%20Group%20Canada%20Forms%20Electrify%20Canada%20to%20Install%20Ultra-Fast%20Electric%20Vehicle%20Chargers.pdf>.
Voir Petro-Canada, « Introducing our EV fast charge », en ligne : <https://www.petro-canada.ca/en/personal/fuel/alternative-fuels/ev-fast-charge-network>.
Voir Transport Canada, « Zero-emission vehicles », en ligne : <http://www.tc.gc.ca/en/services/road/innovative-technologies/zero-emission-vehicles.html>.
Voir Ressources naturelles Canada, « EV Charging Stations across Trans-Canada Highway (TCH) – Ontario and Manitoba », en ligne : <https://www.nrcan.gc.ca/energy/funding/icg/19851>; Le projet a été financé par une «contribution remboursable» de 8 millions de dollars de RNCan dans le cadre du Programme canadien d’innovation énergétique, ainsi que par des investissements privés de eCAMION, un développeur de systèmes de stockage d’énergie basé à Toronto, de Leclanché, un fournisseur de stockage d’énergie, et de SGEM, un producteur d’électricité basé à Genève. « Fast-charging stations for electric vehicles coming to Trans-Canada Highway », 24 juillet 2017, en ligne : <http://www.ecamion.com/fast-charging-stations-for-electric-vehicles-coming-to-trans-canada-highway/>.
Ressources naturelles Canada, « Electric Vehicle and Alternative Fuel Infrastructure deployment Initiative » 2019, en ligne : <https://www.nrcan.gc.ca/energy/alternative-fuels/fuel-facts/ecoenergy/18352>.
L’Ontario s’est engagé à prendre des mesures favorisant les véhicules à zéro émission (VZE) et à soutenir le déploiement des infrastructures en veillant à ce que la capacité de recharge soit intégrée dans les stationnements désignés appartenant au gouvernement de l’Ontario et dans les stationnements de GO Transit. La province a depuis lors mis fin à ses programmes d’incitation à l’utilisation des VE et à l’installation de bornes de recharge. Gouvernement de l’Ontario, « À propos des véhicules à faibles émissions de carbone », en ligne : <http://www.mto.gov.on.ca/french/vehicles/electric/about-electric-vehicle.shtml>.
Hydro-Québec, communiqué de presse, « Le Circuit électrique inaugure une superstation de recharge à Saint Apollinaire », 11 mars 2019, en ligne : <http://nouvelles.hydroquebec.com/fr/communiques-de-presse/1469/le-circuit-electrique-inaugure-une-superstation-de-recharge-a-saint-apollinaire-en-collaboration-avec-le-groupe-filgo-sonic/>.
Jacob Serebrin, « Federal government to fund 100 new electric car charging stations in Quebec » Montreal Gazette, 23 janvier 2019, en ligne : <https://montrealgazette.com/business/local-business/federal-government-to-fund-100-new-electric-car-charging-stations-in-quebec/>.
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British Columbia Utilities Commission, « An Inquiry into the Regulation of Electric Vehicle Charging Service: Report Phase 1 », 26 novembre 2018, en ligne : <https://www.bcuc.com/Documents/Proceedings/2018/DOC_52916_2018-11-26-PhaseOne-Report.pdf>.
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Dunsmuir c New Brunswick, 2008 CSC 9.