En ce qui concerne l’Alberta Utilities Commission (AUC), la Cour d’appel de l’Alberta a rendu deux décisions importantes en 2023; dans les deux cas, la décision de l’AUC a été invalidée. Le gouvernement de l’Alberta a également suspendu temporairement la capacité de l’AUC à approuver de nouveaux projets d’énergie renouvelable.

COÛTS DE L’INCENDIE DE FORÊT DE FORT MCMURRAY EN 2016

Dans l’affaire ATCO Electric Ltd v Alberta Utilities Commission^[1], la Cour a examiné la décision de la Commission de 2019^[2] d’attribuer les coûts non amortis des actifs du réseau de distribution électrique d’ATCO détruits par l’incendie de Fort McMurray en 2016 au compte des contribuables d’ATCO, et non à celui de ses actionnaires.

L’approche de la Commission a été guidée par les principes qu’elle a dégagés de la décision fondamentale de la Cour suprême du Canada dans sa décision Stores Block^[3] et de la décision subséquente de la Commission sur la politique d’aliénation d’actifs de services publics (Utility Asset Disposition [UAD])^[4].

L’examen de l’affaire Stores Block, de toutes les décisions ultérieures de l’AUC et des tribunaux qui se sont fondés sur les principes de cette affaire ainsi que sur cette décision en matière d’aliénation d’actifs de services publics (UAD), dépasse largement le cadre de ce résumé. Il y a eu près de vingt ans de litiges sur divers schémas factuels d’aliénation d’actifs en Alberta. Ces affaires n’ont pas permis aux investisseurs et aux contribuables de se faire une idée claire de la manière dont les actifs délaissés devraient être traités. Cette observation émane à la fois des commentateurs de l’industrie et de l’AUC elle-même. La décision de la Cour de 2023 pourrait apporter un élément de certitude supplémentaire, mais seulement pour une catégorie de cas : les actifs détruits par un incendie de forêt.

La décision de la Commission a appliqué les principes relatifs à l’aliénation d’actifs de services publics, en particulier les principes d’amortissement précédemment adoptés par la Commission dans la décision en cette matière, pour attribuer les pertes liées à la mise hors service prématurée d’actifs de services publics.

Conformément à ces principes, pour déterminer si la valeur résiduelle des actifs détruits devait être attribuée à l’actionnaire ou au contribuable, la Commission a examiné si la mise hors service était « extraordinaire »^[5] ou « ordinaire »^[6]. Ce point était important car, selon les principes d’amortissement appliqués, une mise hors service « extraordinaire »^[7] entraînait l’attribution de la valeur résiduelle aux actionnaires, tandis qu’une mise hors service « ordinaire »^[8] était allouée aux contribuables. Enfin, la détermination du caractère « extraordinaire »^[9] ou « ordinaire »^[10] d’un événement dépendait si l’étude d’amortissement la plus récente de la compagnie prenait en compte le risque de mise hors service d’actifs dans le cadre d’événements présentant des caractéristiques similaires. Si l’étude tenait compte de ce risque, l’événement devenait « ordinaire »^[11], dans le cas contraire, on qualifiait l’événement d’« extraordinaire »^[12].

Dans le cas des actifs détruits par l’incendie de forêt de Fort McMurray, la Commission a conclu qu’il n’y avait pas de reconnaissance ou d’intégration d’événements semblables dans l’étude d’amortissement d’ATCO. Par conséquent, la Commission a jugé que les mises hors service d’actifs devraient être qualifiées d’« extraordinaires »^[13]. La Commission a attribué la valeur résiduelle des actifs détruits aux actionnaires d’ATCO.

L’élément essentiel du raisonnement de la Commission consistait à appliquer de nouveau la conclusion de la Commission dans la décision relative à l’aliénation d’actifs de services publics, selon laquelle l’effet de la décision Stores Block et des affaires judiciaires ultérieures a été de limiter la marge de manœuvre accordée à la Commission dans le traitement des questions d’attribution des coûts. Plus précisément, la Commission a interprété la conclusion fondamentale de la Cour suprême, selon laquelle les clients des services publics n’acquièrent pas d’intérêt patrimonial dans les actifs d’une entreprise de service public, comme signifiant que, puisque les actifs utilisés pour les services publics sont la propriété du fournisseur de services publics^[14], tout gain ou risque de perte concernant cet investissement initial serait à la charge du propriétaire de l’actif.

La Cour d’appel n’a pas fait grand cas de cette contrainte. Elle a estimé que la Commission avait commis une erreur de droit en concluant que les solutions possibles qui s’offraient à elle pour traiter les actifs détruits par des catastrophes naturelles étaient limitées par l’arrêt Stores Block. La Cour a fait remarquer que cet arrêt portait sur la vente d’actifs et non sur des actifs détruits par un incendie, et qu’il n’obligeait pas la Commission à fixer un tarif juste et raisonnable pour les pertes en question. Sur la base de cette conclusion, l’affaire a été renvoyée à l’AUC pour réexamen.

Dans la décision Reconsideration of ATCO Electric Ltd. Z Factor Adjustment for the 2016 Wood Buffalo Fire^[15], la Commission a réexaminé la question à la lumière des directives de la Cour. La Commission a conclu que, dans le contexte de l’incendie de forêt de Fort McMurray, l’attribution de la valeur résiduelle des actifs détruits aux actionnaires d’ATCO a supprimé la possibilité raisonnable pour ATCO de recouvrer ses coûts.

Ce résultat reconnaît que les actifs détruits avaient été inclus dans la base tarifaire, que l’on avait fait preuve de prudence à cet égard et que, bien que ceux-ci aient été détruits pour des raisons indépendantes de la volonté d’ATCO, les actifs de remplacement continuaient d’être nécessaires au service public.

La Commission a pris soin de limiter ce raisonnement aux faits dont elle était saisie (à savoir des actifs détruits par un incendie de forêt). Cependant, le fait de faire assumer aux contribuables les coûts des actifs résultant de catastrophes naturelles n’est sans doute pas conforme au raisonnement sur l’absence de droits acquis dans l’affaire Stores Block, mais correspond davantage à l’approche règlementaire antérieure à cette affaire, selon laquelle les contribuables et les actionnaires partagent à la fois les avantages et les coûts du service publique, en fonction des circonstances.

La Cour a également précisé que les affaires antérieures à l’arrêt Vavilov^[16] continuaient d’être des précédents ayant présomption de force obligatoire, nonobstant le changement d’analyse des normes de contrôle. L’argument d’ATCO à cet égard visait l’imprimatur par la Cour de la décision relative à l’aliénation d’actifs de services publics de la Commission dans l’affaire FortisAlberta Inc v Alberta (Utilities Commission)^[17].

CONTRIBUTIONS DES CLIENTS DE L’AESO

Une deuxième décision à noter est celle de la Cour d’appel dans l’affaire Alta Link Management Ltd v Alberta Utilities Commission^[18].

L’affaire porte sur la question de savoir qui doit payer pour les nouvelles installations de transport et si les contributions des clients doivent être utilisées pour financer l’investissement nécessaire.

Les contributions des clients sont un outil de financement et de règlementation utilisé depuis longtemps pour trouver un équilibre entre l’obligation de servir les clients et le risque de construire des installations pour servir un ou quelques clients, qui seront payées par d’autres clients dans le cadre des tarifs généraux. La politique de contribution est normalement basée sur la collecte de l’excédent des coûts de raccordement du projet par rapport aux recettes de soutien prévues pour les clients.

Dans l’ancien monde de l’intégration verticale, les contributions des clients ne posaient pas un problème. La règlementation approuvait la politique d’investissement de l’entreprise de service public, et cette politique dictait dans quelle circonstance une contribution était nécessaire pour fournir le service. Lorsqu’une contribution était requise et payée par un contribuable à une entreprise de services publics, à des fins de comptabilité règlementaire, le capital d’apport était exclu de la base tarifaire. Ces paiements des clients (appelés contributions des clients ou contributions en faveur de la construction) ont tendance à être temporaires par nature et sont remboursés par l’entreprise de service public au cours de la durée de vie utile de l’installation concernée.

Lorsque l’Alberta a restructuré le marché de l’électricité il y a 25 ans pour favoriser la concurrence dans la fourniture de services de production et de détail, ces changements ont entraîné l’apparition d’une nouvelle interface commerciale entre les réseaux de transport et de distribution qui n’existait pas dans l’ancien monde de l’intégration verticale. De plus, pour faciliter un marché de gros concurrentiel, l’administration de l’accès aux lignes de transport a été confiée à un tiers indépendant, appelé « Transmission Administrator » (administrateur du réseau de transmission), maintenant connu sous le vocable « Independent System Operator » (société indépendante d’exploitation du réseau), qui exerce ces activités sous le nom commercial d’Alberta Electric System Operator (AESO).

Dans ses nouvelles conditions d’accès au réseau de transmission, l’AESO a élaboré une politique de contribution qui établit des signaux en matière de prix à l’interface de transmission/distribution afin d’assurer le développement efficace et économique des installations de transmission.

Cela signifie que les entreprises de distribution seraient tenues, dans certaines circonstances, de payer une contribution lorsqu’elles demandent un service à l’AESO.

Il est juste de dire que la politique de contribution de l’AESO, lorsqu’elle a été approuvée pour la première fois en 2000 par le prédécesseur de la Commission, a été très controversée. Il était largement admis, même par la règlementation, que cette politique, une fois mise en œuvre, pourrait présenter des difficultés au fil du temps. Il s’avère que la décision d’envoyer un signal en matière de prix aux entreprises de distribution dans le cadre de la politique de contribution a créé des incitatifs et des résultats que la Commission a tenté de traiter dans sa décision qui fait l’objet de cet appel.

Les incitatifs et les résultats auxquels la Commission s’est attaquée sont mieux expliqués par un exemple.

Une société de distribution reçoit des demandes de service dans une région frontalière de l’Alberta. L’entreprise de service public évalue la demande afin de déterminer si la meilleure solution économique pour y répondre réside dans une distribution ou transmission accrue. Si la solution de la distribution est retenue, la politique de contribution de l’entreprise l’oblige à déterminer si les coûts de l’installation doivent être attribués à tous les clients du réseau de distribution (pas de risque que les recettes ne correspondent pas aux coûts du projet), ou à un ou plusieurs des clients qui demandent le service (risque de manque à gagner).

Si une contribution est nécessaire, l’entreprise de service public la perçoit auprès des clients, et ce capital d’apport constitue une compensation pour sa base tarifaire.

Si l’entreprise de distribution conclut qu’un prolongement ou un développement du réseau de transmission est la meilleure solution, elle s’adresse à l’AESO pour demander le service.

L’AESO détermine alors si une solution de transmission représente effectivement la solution la plus économique pour fournir le service demandé et, le cas échéant, si une contribution du client doit être payée par l’entreprise de distribution. Pour ce faire, l’entreprise de distribution fournit à l’AESO tous les renseignements nécessaires pour étayer la décision de planifier, de concevoir et de construire une installation de transmission, y compris les prévisions de croissance de la demande, le type de demande et le nombre de clients. Ces renseignements sont essentiels pour déterminer si les recettes prévues permettront de financer l’investissement nécessaire. Si c’est le cas, la demande est classée comme celle d’un réseau, et les coûts d’investissement sont intégrés et payés par tous les contribuables qui paient pour la transmission. Si les recettes prévues sont insuffisantes, une contribution des clients sera exigée.

Si une contribution du client est imposée à l’entreprise de distribution, celle-ci a la possibilité d’attribuer ces coûts à un ou plusieurs clients situés derrière l’interface de transmission/distribution (appelée le point de livraison), à tous les clients situés derrière le point de livraison ou à tous les contribuables du réseau de distribution.

Si l’entreprise répercute la contribution de ses clients, qu’il s’agisse d’un ou de plusieurs clients, l’argent collecté par l’entreprise est versé à la société de transport sélectionnée par l’AESO pour construire la nouvelle capacité de transport, et le paiement est comptabilisé en tant que dépenses à des fins comptables et règlementaires.

Si l’entreprise de distribution décide que le coût de la contribution doit être attribué à tous les contribuables du réseau de distribution, elle paie elle-même la contribution. Cependant, à des fins comptables et règlementaires, la contribution des clients finalement payée par l’entreprise de distribution à l’entreprise de transmission est ajoutée à l’assiette tarifaire de l’entreprise de distribution, et ce capital génère un rendement jusqu’à ce que les actifs correspondants soient entièrement amortis.

La contribution du client reçue par l’entreprise de transport représente une compensation de sa base tarifaire et réduit sa base d’actifs à des fins de revenus.

Ce résultat potentiel incite l’entreprise de distribution à choisir entre les politiques de contribution des clients de l’entreprise de distribution et de l’AESO. Le choix d’une solution de transmission, avec une contribution du client payée par l’entreprise de distribution (une attribution de réseau), offre la possibilité d’augmenter sa base de capital et ses revenus.

D’autre part, le capital d’apport reçu par l’entreprise de transmission est traité comme une compensation de son actif de base, ce qui diminue le capital de base et ses bénéfices, même si elle a construit et exploité l’installation de transmission connexe.

La Commission a cherché à supprimer l’incitation de la compagnie de distribution à favoriser une solution de transmission en éliminant la pratique consistant à ajouter la contribution du client qu’elle paie à sa base tarifaire lorsqu’elle attribue la contribution à tous les contribuables du secteur de la distribution. Elle a également estimé que la société de transport ne devait pas être en mesure d’ajouter la contribution du client reçue à son assiette tarifaire.

La Cour a estimé que la Commission n’avait pas été suffisamment informée du fait que la possibilité de réaliser un gain à partir des contributions des clients pourrait être supprimée tant pour les entreprise de transmission que pour celles de distribution, et elle a renvoyé l’affaire à la Commission pour qu’elle la réexamine. La Commission n’a pas encore rendu sa décision de réexamen.

PAUSE ET ENQUÊTE SUR LA PRODUCTION D’ÉNERGIE RENOUVELABLE

Le 3 août 2023, le ministre de l’Abordabilité et des Services publics a ordonné à l’Alberta Utilities Commission de suspendre les approbations de nouveaux projets de production d’électricité renouvelable jusqu’au 29 février 2024^[19]. Le même jour, le ministre a demandé à la Commission d’enquêter et de faire un rapport sur les questions relatives à l’utilisation des terres concernant les centrales de production d’énergie renouvelable, et sur l’impact de la croissance toujours plus grande des énergies renouvelables à la fois sur l’offre de production et sur la fiabilité du réseau électrique. La Commission a été chargée de présenter au ministre un rapport contenant des conclusions ou des observations au plus tard le 29 mars 2024^[20].

La Commission a divisé l’enquête en deux modules : le module A, qui traite des questions d’utilisation des terres, et le module B, qui porte sur les questions relatives à la composition de l’offre et à la fiabilité du réseau^[21].

Dans le module A, la Commission a chargé des experts de préparer des rapports sur les différentes questions à examiner. Il s’agissait notamment d’examiner l’impact des centrales d’énergie renouvelable sur les terres agricoles et les paysages vierges, de déterminer s’il fallait mettre en œuvre des exigences obligatoires en matière de garantie de remise en état pour faire face aux coûts d’abandon des centrales d’énergie renouvelable et d’étudier le potentiel de développement des centrales d’énergie renouvelable sur les terres de la Couronne.

Dans son rapport sur le module A^[22], la Commission a formulé des observations et des engagements concernant les changements à apporter aux pratiques et aux procédures de l’AUC, ainsi que des solutions à envisager par le gouvernement en ce qui concerne d’éventuels changements législatifs ou politiques. De plus, la Commission a examiné le rôle des administrations municipales dans le développement et l’examen des projets d’énergie renouvelable.

Le ministre a examiné le rapport du module A et a indiqué les changements de politique que le gouvernement de l’Alberta mettra en œuvre par voie législative avant la fin de 2024^[23].

Si la pause dans l’approbation des projets d’énergie renouvelable a pu surprendre le secteur, avant cela, la Commission avait examiné les projets d’énergie renouvelable de plus près, notamment en refusant des demandes ou en recourant davantage à des conditions et à des mesures d’atténuation pour répondre aux préoccupations des parties prenantes.

Quatre décisions prises en 2023 sont remarquables à cet égard.

Le 20 avril 2023, la Commission a rejeté une demande pour le projet solaire Foothills Solar Project^[24]. Le refus était fondé en partie sur le fait que le projet risquait d’entraîner une mortalité élevée chez les oiseaux et qu’il était situé dans la zone importante pour la conservation des oiseaux (ZICO) du lac Frank. Environ 80 % du projet était situé dans la zone de retrait de la ZICO du lac Frank.

Le 20 juillet 2023, la Commission a rejeté une demande de construction et d’exploitation du projet solaire Burdett Solar Project^[25]. Encore une fois, le refus était basé sur le fait que l’emplacement du projet entraînait des risques inacceptables pour les oiseaux migrateurs et les oiseaux d’eau.

Le 19 juillet 2023, la Commission a également rejeté une demande de raccordement au réseau de la centrale solaire Nova Solar Power Plant^[26] en raison d’un processus déficient de choix du tracé et de consultation des parties prenantes.

Enfin, le 8 novembre 2023, dans la décision AECG Forty Mile Wind GP Corp^[27], la Commission a refusé l’implantation de deux turbines pour le projet d’énergie éolienne Halkirk 2 Wind Power Project en raison d’un risque inacceptable pour la sécurité de l’aviation lié aux opérations aériennes d’un aérodrome proche.

L’examen complet de la politique du gouvernement de l’Alberta et l’orientation politique qui en découle apporteront des éclaircissements aux promoteurs dans l’examen des projets et de leur conception, et aideront la Commission à évaluer les projets à la lumière des récents précédents.

En ce qui concerne le module B, la Commission a été chargée d’étudier l’impact de la croissance toujours plus grande des énergies renouvelables sur la composition de l’offre de production et sur la fiabilité du réseau électrique.

La Commission a utilisé trois approches analytiques, notamment une modélisation quantitative du marché et une modélisation financière du marché de l’énergie de l’Alberta, une prévision des futures factures d’électricité des consommateurs et une évaluation qualitative de l’attrait du marché de l’énergie de l’Alberta.

Le rapport du module B a été remis au ministre de l’Abordabilité et des Services publics le 28 mars 2024.

Bien que le rapport du module B n’ait pas été rendu public, le ministre a déjà demandé^[28] à l’AESO^[29] et à la Market Suveillance Administration (MSA)^[30] d’apporter des modifications au marché de l’énergie de l’Alberta.

Ces modifications comprennent l’introduction d’un marché du lendemain obligatoire, l’engagement centralisé des unités et des mécanismes pour encourager l’investissement dans la production qui valorise les attributs de répartition et de fiabilité. Le gouvernement de l’Alberta a également annoncé qu’il évaluait les modifications proposées à la Transmission Regulation^[31]. Ce règlement enchâsse le cadre réglementaire quelque peu inhabituel d’une grille entièrement libre payée par chargement au moyen des « tarifs timbres-poste ». D’éventuelles modifications de ce cadre pourraient amener les producteurs d’énergie renouvelable à payer une part plus importante des coûts de transmission et à être confrontés à des niveaux de congestion plus élevés.

* Bob Heggie est le directeur général de l’Alberta Utilities Commission.

1. ATCO Electric Ltd v Alberta Utilities Commission, 2023 ABCA 129.
2. ATCO Electric Ltd Z Factor Adjustment for the 2016 Regional Municipality of Wood Buffalo Wildfire (2 octobre 2019), 21609-D01-2019, en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/799233>.
3. ATCO Gas & Pipelines Ltd v Alberta (Energy & Utilities Board), 2006 CSC 4 [Stores Block].
4. Décision 2013-417 (26 novembre 2013), Alberta Utilities Commission [Décision UAD].
5. Supra note 2 au para 88.
6. Ibid.
7. Ibid.
8. Ibid.
9. Ibid au para 89.
10. Ibid.
11. Ibid.
12. Ibid.
13. Ibid au para 128.
14. Stores Block, supra note 3 au para 83.
15. Reconsideration of ATCO Electric Ltd Z Factor Adjustment for the 2016 Wood Buffalo Fire (10 décembre 2023), 28320-D01-2023, en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/799233>.
16. Canada (Ministre de la Citoyenneté et de l’Immigration) c Vavilov, 2019 CSC 65 [Vavilov].
17. FortisAlberta Inc v Alberta Utilities Commission, 2024 ABCA 110 (CanLII).
18. Alta Link Management Ltd v Alberta Utilities Commission, 2023 ABCA 325 (CanLII).
19. Generation Approvals Pause Regulation, Alta Reg 108/2023 (Alberta Utilities Commission Act).
20. Terms of Reference for the Inquiry into the ongoing economic, orderly and efficient development of electricity generation in Alberta, Alta Reg 171/2023 (Alberta Utilities Commission Act).
21. Inquiry into the ongoing economic, orderly and efficient development of electricity generation in Alberta (11 septembre 2023), AUC 2023-06.
22. AUC inquiry into the ongoing economic, orderly and efficient development of electricity generation in Alberta, Module A Report (31 janvier 2024).
23. Policy Guidance to the Alberta Utilities Commission (Minister of Affordability) (28 février 2024), (lettre à l’AUC).
24. Foothills Solar GP Inc, (10 avril 2023), 27486-D01-2023, [Foothills Solar Project], en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/786809>.
25. Aura Power Renewables Ltd, (20 juillet 2023), 27488-D01-2023, [Burdet Solar Project], en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/791273>.
26. Nova Solar GP Inc & AltaLink Management Ltd: Nova Solar Power Plant and Transmission Connection (19 juillet 2023), 27589-D01-2023, [Nova Solar Power], en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/791225>.
27. AECG Forty Mile Wind GP Corp: Forty Mile Wind Power Project Amendments (8 novembre 2023), 27561-D05-2023, [AECG Forty Mile Wind GP Corp], en ligne (pdf) : Alberta Utilities Commission <efiling-webapi.auc.ab.ca/Document/Get/796413>.
28. Voir la lettre du ministre de l’Abordabilité et des Services publics au président-directeur général de l’administrateur de la surveillance des marchés (11 mars 2024), en ligne (pdf) : <www.albertamsa.ca/assets/Documents/Letter-from-Minister-Neudorf-to-the-MSA.pdf>; Voir aussi la lettre de la ministre de l’Abordabilité et des Services publics au président et chef de la direction de l’Alberta Electric System Operator (11 mars 2024), en ligne (pdf) : <ehq-production-canada.s3.ca-central-1.amazonaws.com/7fa2c98bd3f6d937ebce1b9700fe25f999b07129/original/1710193426/d439ab6c3817d3b5b0404cca1a7148ec_Direction_Letter_from_Minister_11March2024.pdf>.
29. Alberta Electric System Operator, Alberta’s Restructured Energy Market AESO Recommendation to the Minister of Affordability and Utilities, (31 janvier 2024), en ligne (pdf) : <ehq-production-canada.s3.ca-central-1.amazonaws.com/530bdb99b5d359617971a5afbfb7c6ce102c948d/original/1710186949/d9df2d63906c31e963da4d8b6a51f3a8_AESO_REM_Recommendation_Report_31Jan2024.pdf>.
30. Market Surveillance Administrator, Advice to support more effective competition on the electricity market: Interim action and an Enhanced Energy Market for Alberta, (21 decembre 2023), en ligne (pdf) : <www.albertamsa.ca/assets/Documents/MSA-Advice-to-Minister.pdf>.
31. Transmission Regulation, Alta Reg 86/2007.