Le 27 octobre 2025, la British Columbia Utilities Commission (« BCUC ») a approuvé^[1] le projet d’agrandissement de l’installation de stockage de gaz naturel liquéfié Tilbury (« projet TLSE ») de FortisBC Energy Inc. (« FEI »), ce qui représente un important investissement dans le renforcement de la résilience du réseau de gaz naturel. Le projet TLSE consiste en une nouvelle installation de gaz naturel liquéfié (« GNL ») de 1,1 milliard de dollars située dans une banlieue de Vancouver, dont les deux tiers du réservoir sont consacrés à l’approvisionnement d’urgence en cas de perturbation de l’approvisionnement en gaz naturel dans la vallée du Bas-Fraser. Les processus règlementaires qui ont abouti à l’approbation du projet TLSE par la BCUC offrent un aperçu de la façon dont un organisme canadien de règlementation des services publics a abordé la question de la résilience du réseau de gaz naturel en l’absence de normes de résilience à l’échelle de l’industrie. La décision favorable à FEI met également en lumière un type de planification et d’analyse de la résilience qui peut appuyer un investissement important dans l’infrastructure du gaz naturel.

Les sections qui suivent portent sur : (1) le projet TLSE et son bien-fondé pour le renforcement de la résilience du réseau; (2) les décisions et l’orientation règlementaires sur lesquelles s’est appuyé FEI pour justifier le bien-fondé du projet TLSE; et (3) les aspects de l’analyse de la résilience du service de FEI qui ont démontré que le projet TLSE est dans l’intérêt public.

LE PROJET TLSE ET SON BIEN-FONDÉ POUR LE RENFORCEMENT DE LA RÉSILIENCE DU RÉSEAU

En 2020, FEI a déposé une demande de certificat de service public pour son projet TLSE. Le projet TLSE, tel qu’il a été proposé, consistait à remplacer une installation de gaz naturel liquéfié vieille de 55 ans, d’une capacité de 0,6 Gpi³, une unité d’écrêtement des pointes au GNL dans la ville de Delta, par un réservoir de stockage de 3,0 Gpi³ et une capacité de regazéification de 800 Mpi³/j^[2]. La nouvelle installation offrirait cinq fois plus d’espace de stockage de GNL et plus de cinq fois plus de capacité de regazéification que l’installation d’origine. Les besoins d’approvisionnement de pointe et d’écrêtement des pointes ne représentaient qu’environ un tiers de la capacité de regazéification et du réservoir proposé. La justification de FEI pour investir dans le renforcement de la capacité disponible était la résilience du réseau; les deux tiers du réservoir (2,0 Gpi³) seraient mis de côté comme « réserve de résilience » à utiliser en cas d’urgence d’approvisionnement^[3]. Le coût total du projet est estimé à 1,14 milliard de dollars, le coût différentiel de la réserve de résilience et de la regazéification supplémentaire représentant environ 22 % de ce coût^[4].

La justification de cet investissement dans le renforcement de la résilience du service est que FEI compte sur le pipeline T-Sud (« T-Sud ») de Westcoast Energy Inc. pour la grande majorité de son approvisionnement en gaz naturel destiné à la région métropolitaine de Vancouver et à l’île de Vancouver durant l’hiver^[5]. Cela crée un risque lié à l’approvisionnement important pour FEI. Les données probantes de FEI révélaient qu’une interruption totale du débit de gaz (événement d’interruption de débit) dans le pipeline T-Sud de moins d’une journée en hiver (même en supposant des températures hivernales moyennes) ferait inévitablement perdre à FEI sa capacité de servir les clients de la vallée du Bas-Fraser en quelques heures^[6]. Les appareils électroménagers et l’équipement commercial et industriel dans cette zone cesseraient de fonctionner. Au moins 600 000 clients résidentiels, commerciaux et industriels perdraient leur service de gaz pendant plusieurs semaines, principalement en raison du temps nécessaire pour rallumer des millions d’appareils après le rétablissement des débits de gaz dans le pipeline T-Sud^[7].

Un événement d’interruption de débit de deux jours dans le pipeline T-Sud en octobre 2018 a démontré l’exposition de FEI à ce risque lié à l’approvisionnement posé par sa dépendance à ce pipeline. Une explosion survenue à proximité de Prince George avait perturbé le débit d’une des deux conduites du pipeline T-Sud, et l’organisme de règlementation avait exigé que Westcoast ferme l’autre conduite pendant deux jours par mesure de précaution. Il n’y avait pas eu d’interruption de service pour les clients de FEI dans ce cas parce que l’événement d’interruption de débit s’était produit avant la saison de chauffage d’hiver; la demande de gaz sur le réseau de FEI était plus faible, et FEI a pu accéder à un approvisionnement de rechange suffisant pour compenser la perte de débit dans le pipeline T-Sud. Malgré ces conditions favorables, FEI n’était qu’à quelques heures de connaître une interruption d’approvisionnement. Si le même événement était survenu pendant la saison de chauffage hivernale^[8], il y aurait eu des interruptions de service.

LE PROCESSUS ITÉRATIF QUI A ABOUTI AU PLAN DE RENFORCEMENT DE LA RÉSILIENCE GLOBAL 2024 DE FEI

Il n’y a pas de processus ou de cadre officiel de planification de la résilience en Colombie-Britannique pour les services publics de gaz, et il n’existe pas non plus de normes génériques sur la résilience du service de gaz. Comme il est décrit ci-dessous, la détermination de la nature des activités de planification de la résilience et d’établissement de rapports sur celle-ci de la FEI a été un exercice itératif qui s’est déroulé dans le cadre de multiples processus règlementaires. La deuxième version de l’exercice de planification de la résilience du service de FEI, le plan de renforcement de la résilience 2024, consistait en un examen complet des vulnérabilités et comprenait une analyse très détaillée^[9]. La profondeur de l’analyse du plan de renforcement de la résilience 2024 de FEI a finalement joué un rôle déterminant dans l’approbation du projet TLSE par la BCUC.

En octobre 2018, l’événement d’interruption de débit dans le pipeline T-Sud a mis sous les projecteurs l’importance de la résilience du réseau de gaz naturel. Au début de 2019, la BCUC a demandé à FEI de faire rapport sur les mesures que l’entreprise prenait en réponse à cette interruption de débit dans le pipeline T-Sud^[10]. Par la suite, en acceptant le Long-Term Gas Resource Plan (« LTGRP ») de 2017 de FEI, en réponse aux préoccupations soulevées par les intervenants à la suite de l’interruption de débit dans le pipeline T-Sud de 2018, la BCUC a demandé à FEI d’aborder les préoccupations relatives à la sécurité de l’approvisionnement dans son prochain LTGRP. La BCUC a laissé à FEI le soin de déterminer le contenu de ce qui deviendrait un plan de renforcement de la résilience du réseau gazier^[11].

FEI a inclus la première version de son plan de renforcement de la résilience à son plan pour les ressources subséquent, déposé le 9 mai 2022 (« LTGRP 2022 »)^[12]. Parmi d’autres investissements potentiels aux fins du renforcement de la résilience du service, la première version du plan (le plan de renforcement de la résilience initial) de FEI désignait le projet TLSE comme une mesure potentielle de renforcement de la résilience pour atténuer l’exposition au risque de FEI à un événement d’interruption de débit hivernal dans le pipeline T-Sud^[13]. Le plan de renforcement de la résilience initial consistait principalement en une discussion qualitative sur les risques d’interruption de service les plus importants auxquels sont exposés les clients de FEI et les projets qui pourraient être proposés pour atténuer ces risques.

FEI a déposé sa demande de certificat de service public pour le projet TLSE le 29 décembre 2020^[14], alors que l’instance de 2022 portant sur le LTGRP était toujours en cours et avant que la BCUC ait donné son avis sur le plan de renforcement de la résilience initial. La demande de certificat de service public pour le projet TLSE, tout comme le plan de renforcement de la résilience initial, soulignait (i) qu’un événement d’interruption de débit sur le pipeline T-Sud s’était déjà produit à une occasion et (ii) que la modélisation du réseau permettait de connaître les conséquences importantes pour les clients d’un tel événement en hiver. La modélisation du réseau a également révélé que la « réserve de résilience » de 2,0 Gpi³ proposée par FEI fournirait suffisamment de gaz dans la vallée du Bas-Fraser pour, au minimum, répondre à la demande hivernale pendant trois jours complets. FEI a qualifié la capacité de combler une interruption d’approvisionnement en amont pendant trois jours d’objectif minimal dans la planification de la résilience du service dans la vallée du Bas-Fraser^[15].

Le 20 mars 2024, la BCUC a publié sa décision sur le plan de ressources 2022 de FEI et a demandé à FEI de préparer une autre version du plan de renforcement de la résilience. La BCUC a fourni des directives plus précises à FEI au sujet du contenu de la prochaine version^[16]. Peu après, la BCUC a ajourné l’instance règlementaire portant sur la demande de certificat de service public pour le projet TLSE (décision d’ajournement) et a invité FEI à fournir des données probantes supplémentaires, en offrant une orientation semblable à celle accompagnant sa décision sur le plan de ressources 2022 de FEI^[17].

La décision d’ajournement de la BCUC a cerné les domaines d’intérêt suivants, en particulier^[18] :

• les menaces actuelles et futures à la résilience du réseau de FEI, en plus de l’événement d’interruption de débit de trois jours indiqué dans la demande appuyant le projet TLSE;
• les actifs du réseau actuel de FEI qui en assurent la résilience, ainsi que les lacunes existantes en matière de résilience du réseau, appuyées par une évaluation quantitative des risques tenant compte de la probabilité de concrétisation et des conséquences;
• une analyse de la façon dont les projets prévus par FEI combleraient ou atténueraient ces lacunes en matière de résilience, y compris l’examen des options à court, moyen et long terme et le coût rattaché à celles-ci;
• une évaluation de la durée de vie restante de l’installation de base existante de Tilbury;
• l’incidence, le cas échéant, de la perte de la capacité de stockage sous contrat sur la résilience du réseau de FEI;
• les coûts et les avantages du projet TLSE par rapport à d’autres solutions de rechange qui offriraient aux clients des avantages moindres, équivalents ou plus importants sur le plan de la résilience du service;
• la façon dont la demande future de gaz naturel pourrait influer sur le risque que le projet TLSE ne demeure pas utilisé et utile pendant sa durée de vie prévue.

ÉLÉMENTS DU PLAN DE RENFORCEMENT DE LA RÉSILIENCE 2024 DE FEI JUSTIFIANT L’APPROBATION DU PROJET

FEI a dû retenir les services d’experts externes pour l’aider à effectuer les analyses nécessaires, et l’analyse et la rédaction ont exigé plusieurs mois de travail. FEI a déposé des données probantes supplémentaires, y compris la version subséquente de son plan de renforcement de la résilience (« plan de renforcement de la résilience 2024 ») le 24 octobre 2024^[19]. Le plan de renforcement de la résilience 2024 était beaucoup plus exhaustif et détaillé que sa version initiale. Les données probantes supplémentaires fournies par FEI ont abordé tous les points soulevés dans la décision d’ajournement de la BCUC et la décision relative au LTGRP de 2022.

Le plan de renforcement de la résilience 2024 de FEI comprenait les éléments importants suivants :

• la détermination de toutes les vulnérabilités associées à un point de défaillance unique dans le réseau de FEI et en amont qui, selon la modélisation du système, pouvaient entraîner une interruption de service importante pour les clients en hiver;
• la définition d’un seuil d’importance relative à inclure dans le plan de renforcement de la résilience 2024 axé principalement sur le nombre de clients touchés;
• la mesure des répercussions directes sur les clients (c.-à-d. les conséquences directes) au moyen de deux mesures : le nombre de clients touchés par une interruption et le nombre de jours-interruption-clients (c.-à-d. le nombre de clients touchés multiplié par la durée prévue de l’interruption);
• l’élaboration d’un modèle par une tierce partie pour estimer les répercussions économiques corrélatives associées à chaque vulnérabilité en fonction de l’information sur le PIB propre à la région concernée. Malgré l’incertitude inhérente à ce type de modélisation (que FEI et ses experts ont reconnue au cours du processus règlementaire), le modèle a permis une comparaison des vulnérabilités en fonction du type de demande satisfaite plutôt que simplement en fonction du nombre de clients. L’analyse de la perte de PIB laisse entendre qu’une panne dans une zone urbanisée avec des clients industriels et commerciaux, comme à Vancouver et dans la vallée du Bas-Fraser, peut entraîner des répercussions économiques négatives en cascade;
• des preuves qualitatives indépendantes des effets néfastes sur la santé de l’exposition au froid pendant une panne hivernale;
• le calcul de la probabilité de défaillance pour chaque vulnérabilité du réseau cernée, en fonction des sources potentielles de défaillance ou des dangers;
• le calcul du risque (probabilité multipliée par les conséquences) pour chaque vulnérabilité. Ce calcul a été effectué pour les trois mesures des conséquences (interruptions de service pour les clients, jours-interruption-clients, pertes de PIB) et sur divers horizons temporels;
• les données probantes d’une tierce partie sur la façon d’évaluer le risque. Un élément clé de cette démonstration était que le fait de s’appuyer uniquement sur des calculs du risque rajustés en fonction de la probabilité peut entraîner une prise de décisions mal informée dans le contexte d’événements à faible probabilité d’occurrence et à forte conséquence. Il existe une tendance à sous-estimer le risque. Pour combler cette lacune, la tierce partie qui a fourni les données probantes a recommandé que l’analyse des risques soit complétée par une analyse « fondée sur un scénario », une approche établie qui met l’accent sur les conséquences d’un événement ou d’une défaillance du système. Autrement dit, si les conséquences sont inacceptables, même une faible probabilité peut être intolérable – une logique semblable sous-tend la raison pour laquelle les gens souscrivent une assurance contre les tremblements de terre ou l’incendie.

Comme il a été mentionné précédemment, la BCUC voulait plus de preuves que FEI mettait l’accent sur les bons investissements en matière de résilience. L’analyse ci-dessus a permis à la BCUC de comparer le risque relatif lié aux vulnérabilités dans l’ensemble du réseau de FEI. Elle a démontré que FEI proposait d’effectuer des investissements pour atténuer ses risques les plus importants. Elle a également démontré que le risque non atténué associé à un événement d’interruption de débit dans le pipeline T-Sud était très important, et que ce risque non atténué demeurerait très élevé dans n’importe quel scénario réaliste. La BCUC a déclaré, par exemple^[20] :

Malgré la vaste gamme de probabilités et de conséquences présentées par FEI dans le plan de renforcement de la résilience 2024, son analyse démontre que le risque associé à une perte d’approvisionnement du pipeline T-Sud est considérablement plus élevé que celui de toute autre vulnérabilité cernée dans l’infrastructure gazière. De plus, l’ampleur du risque est importante en soi, comme le montrent les pertes potentielles de milliards de dollars du PIB qui pourraient résulter d’un seul événement d’interruption de débit en hiver. Il est clair que toute interruption prolongée de l’approvisionnement assuré par le pipeline T-Sud pendant l’hiver exposerait des centaines de milliers de clients au risque de perdre le service. FEI a fourni de nombreux éléments de preuve au cours de la phase initiale de l’instance pour démontrer qu’une perte de service de cette envergure exigerait plusieurs semaines avant que le service soit rétabli.

[…]

Dans les cas où il semblait y avoir un degré considérable d’incertitude, par exemple en ce qui concerne le taux de défaillance du pipeline T-Sud en raison de dangers internes, FEI a démontré que les résultats de son analyse n’étaient pas sensibles aux changements des intrants présumés. FEI a également fourni des points de repère pour comparer sa valeur de référence du taux de défaillance du pipeline, comme les données de la PHMSA et du BST. De plus, le comité observe que certains aspects du plan de renforcement de la résilience 2024 peuvent en fait sous-estimer le niveau global de risque, comme l’exclusion, par Exponent, des répercussions découlant d’atteintes à la cybersécurité ou d’actes malveillants [traduction]^[21].

L’analyse des risques présentée dans le plan de renforcement de la résilience 2024 a également fourni une base de référence qui a permis à FEI de démontrer les différents avantages de l’atténuation des risques pour chacune des solutions de rechange au projet. Cette démonstration a été importante pour répondre au désir exprimé par la BCUC d’obtenir des renseignements sur la réduction relative du risque compte tenu du montant de l’investissement. Essentiellement, l’analyse a révélé qu’une installation plus grande offrait une protection beaucoup plus grande contre une défaillance qu’une installation de plus petite taille. Compte tenu des économies d’échelle importantes découlant de la construction d’une installation de GNL, il est clair qu’une plus grande installation génère plus de valeur pour les clients. La BCUC a déclaré :

Pour ce qui est de la méthodologie d’évaluation des diverses solutions de rechange à l’installation Tilbury et d’autres, le comité estime que les hypothèses et les critères sont exhaustifs et raisonnables. Ils appuient le choix de [l’installation la plus grande] comme solution de rechange privilégiée, compte tenu des importants avantages supplémentaires en matière d’approvisionnement en gaz et de résilience du service ainsi que des économies d’échelle associées à cette option par rapport aux autres solutions de rechange viables [traduction]^[22].

FEI a été en mesure d’utiliser l’analyse figurant dans le plan de renforcement de la résilience 2024 pour montrer la valeur considérable de l’atténuation des risques pour les clients, même selon des hypothèses défavorables au sujet de la durée de vie utile de l’installation. Dans sa décision d’ajournement, la BCUC s’est dit préoccupée par la diminution de la demande du service et les actifs délaissés en raison de la transition énergétique^[23]. Ces éléments de preuve appuyaient à la fois le besoin du projet TLSE et la proposition de FEI de construire la plus grande installation.

Les intervenants ont généralement accepté l’analyse contenue dans le plan de renforcement de la résilience 2024, y compris le risque sous-jacent posé par un événement d’interruption de débit du pipeline T-Sud en hiver. Tous les groupes de clients / d’abonnés représentés, sauf un, ont reconnu le besoin d’assurer la résilience du service et ont finalement appuyé le projet TLSE tel que proposé. Dans plusieurs cas, les intervenants ont changé d’avis et appuyé le projet TLSE après avoir vu les éléments de preuve supplémentaires et le plan de renforcement de la résilience 2024 présentés par FEI.

CONCLUSION

La décision de la BCUC à l’égard du plan de renforcement de la résilience initial de FEI, la décision d’ajournement et sa décision d’accorder un certificat de service public pour le projet TLSE témoignent toutes de la reconnaissance de l’importance de la résilience du réseau gazier. Les décisions illustrent également les défis que doivent relever les entreprises de services publics, malgré cette reconnaissance, pour justifier un investissement important dans le renforcement de la résilience du réseau de gaz naturel en l’absence de normes de résilience à l’échelle de l’industrie. Le processus itératif a été long, complexe et coûteux. Toutefois, il a fini par aboutir à un cadre de planification de la résilience solide qui continuera de servir FEI pendant plusieurs années. Et plus important encore, il a culminé avec l’approbation d’un projet de renforcement de la résilience d’une importance cruciale. 

• * Les auteurs étaient avocats pour FortisBC Energy Inc., le service public demandeur.

  Niall Rand est avocat principal au bureau de Fasken à Vancouver et membre du groupe Global Energy and Climate. Il conseille les entreprises de services publics et les entreprises règlementées sur l’approbation des grands projets, les demandes de tarification, la conception des tarifs, la planification à long terme des ressources et les questions liées aux permis autochtones et environnementaux.

  Matthew Ghikas, FCIArb est un avocat spécialisé en règlementation, arbitre et médiateur qui cumule plus de 25 ans d’expérience dans l’Ouest canadien. Ses clients comprennent les plus grandes entreprises de services publics de gaz et d’électricité de la Colombie-Britannique, des sociétés de transport de l’Alberta, des propriétaires d’installations de GNL et de raffineries, ainsi que l’entreprise d’électricité du Manitoba. Reconnu par Chambers, Best Lawyers, Lexpert et d’autres, il a été nommé « avocat de l’année – Vancouver » en droit de l’énergie à cinq reprises depuis 2018 et agit en tant qu’arbitre auprès de trois institutions arbitrales.

  ¹ Re FortisBC Energy Inc Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Tilbury Liquefied Natural Gas Storage Expansion Project, Decision and Order No C-6-25 (27 octobre 2025), British Columbia Utilities Commission, en ligne (pdf) : <ordersdecisions.bcuc.com/bcuc/orders/en/522934/1/document.do>.

• ² Ibid à la p 1.

• ³ Ibid. 

• ⁴ Ibid à la p 27. 

• ⁵ Ibid à la p 1. 

• ⁶ FortisBC Energy Inc, « FortisBC Energy Inc Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Tilbury Liquefied Natural Gas Storage Expansion Project: Supplemental Evidence (Exhibit B-60) » (24 octobre 2024) à la p 47, en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/proceedings/2024/doc_78972_b-60-fei-supplemental-evidence-public.pdf>.

• ⁷ Supra note 1 à la p 22; voir aussi ibid, Figures 3 et 4, aux pp 21 et 22. 

• ⁸ Supra note 1 à la p 3. 

• ⁹ FortisBC Energy Inc, « FortisBC Energy Inc Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Tilbury Liquefied Natural Gas Storage Expansion Project: 2024 Gas System Resiliency Plan (Exhibit B-61) » (24 octobre 2024), en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/proceedings/2024/doc_78974_b-61-fei-2024gassystemresiliencyplan-redacted-public-web.pdf.>.

• ¹⁰ Lettre de Patrick Wruck, Commission Secretary, British Columbia Utilities Commission, à FortisBC Energy Inc, BC Hydro, et Pacific Northern Gas Ltd (5 février 2019), Letter L-1-19, en ligne (pdf) : <ordersdecisions.bcuc.com/bcuc/orders/en/362391/1/document.do>.

• ¹¹ Re FortisBC Energy Inc 2017 Long Term Gas Resource Plan, Decision and Order G-39-19 (25 février 2019), British Columbia Utilities Commission, en ligne (pdf) : <ordersdecisions.bcuc.com/bcuc/decisions/en/363860/1/document.do>.

• ¹² FortisBC Energy Inc, « 2022 Long Term Gas Resource Plan (Exhibit B-1) » (9 mai 2022) à l’annexe E, en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/proceedings/2022/doc_66503_b-1-fei-2022-longtermgasresourceplan.pdf>.

• ¹³ Ibid aux pp 27-28.

• ¹⁴ FortisBC Energy Inc, « FortisBC Energy Inc Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Tilbury Liquefied Natural Gas Storage Expansion Project: Application (Exhibit B-1) » (24 octobre 2024), en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/proceedings/2021/doc_60434_b-1-fei-tilbury-lng-cpcn-application-redacted.pdf>.

• ¹⁵ Ibid ss 3 et 4, pp 19-118.

• ¹⁶ Re FortisBC Energy Inc 2022 Long Term Gas Resource Plan, Decision and Order G-78-24 (20 mars 2024), British Columbia Utilities Commission, en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/other/2024/doc_76411_g-78-24-fei-2022-long-term-gas-resource-plan-decision.pdf>.

• ¹⁷ Re FortisBC Energy Inc Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Tilbury Liquefied Natural Gas Storage Expansion Project, Decision and Order G-62-23 (23 mars 2023), British Columbia Utilities Commission, en ligne (pdf) : <docs.bcuc.com/documents/other/2023/doc_70693_g-62-23-fei-tilbury-cpcn-decision-adjourn.pdf>.

• ¹⁸ Ibid aux pp i et ii; supra note 1 à la p 3. 

• ¹⁹ Supra note 9, Exhibit B-61.

• ²⁰ Supra note 1 à la p 22.

• ²¹ Ibid.

• ²² Ibid aux pp 30–31.

• ²³ Ibid à la p 31.