Introduction

Le secteur du transport d’électricité est un monopole naturel.

L’établissement d’une infrastructure exige un investissement majeur. Il faut aussi des connaissances très spécialisées pour planifier le projet et l’intégrer aux réseaux de transport d’électricité existants. En outre, l’infrastructure laisse une longue empreinte linéaire, en plus d’exiger des efforts de consultation, de planification et d’évaluation environnementale. L’infrastructure est construite par l’adjonction de tronçons de taille relativement importante et exige d’importants investissements de capitaux affectés pendant des périodes prolongées.

Dans des circonstances très particulières, il est possible d’établir une ligne de transport d’électricité « commerciale » (une ligne entièrement financée à même les recettes provenant de services fournis directement aux clients dans un marché concurrentiel). En effet, une ligne de transport d’électricité de ce genre a été construite pour raccorder les générateurs éoliens de l’ouest du Montana au réseau national de l’Alberta, sans contrepartie, pour répondre à la demande¹. Si ce n’est de ces exceptions précises dans des circonstances très particulières, le transport d’électricité ne se fait pas sans offrir une protection de l’investissement au moyen d’une franchise monopolistique appliquée à long terme.

Quoi qu’il en soit, dans deux provinces canadiennes – en Ontario et en Alberta –, le « transport concurrentiel » n’est plus un « oxymoron »². Il n’y a là aucune coïncidence si ces deux administrations canadiennes nourrissant des aspirations à l’égard de marchés concurrentiels pour le transport d’électricité ont trouvé une façon d’introduire certains des leviers de la concurrence pour développer d’une nouvelle infrastructure de transport d’électricité.

Même si l’on ne peut s’attendre à devenir témoin d’une guerre de prix entre les exploitants de lignes de transport en parallèle en Ontario ou entre les programmes de fidélisation des abonnées aux réseaux de l’Alberta, les organismes de règlementation et les décideurs gouvernementaux de chacune de ces compétences ont élaboré une façon d’assortir la règlementation traditionnelle du monopole économique d’une certaine forme de concurrence. Dans les deux cas, les objectifs sont d’offrir des économies de coût et d’apporter un certain degré d’innovation sur les plans technique et financier, ou en matière d’exécution de projet, dans le marché de la construction de lignes de transport d’électricité.

Règlementation économique : forces et faiblesses

La « règlementation économique » s’entend communément de l’établissement de « tarifs » (taux et conditions de service) pour l’usage de l’infrastructure règlementée. Il s’agit d’un mécanisme de contrôle des prix appliqué en cas de « monopole naturel » pour protéger les abonnés (tenant lieu de discipline du marché sur le prix et la qualité du service) et les investisseurs dans l’infrastructure (en offrant une certaine assurance de rendement de l’investissement).

Le point de départ de la règlementation économique de l’électricité est « le coût du service ». En vertu de la règlementation traditionnelle fondée sur le coût du service, l’organisme de règlementation amorcera un processus (habituellement une audience avec communication préalable et interrogatoire oral) pour contrôler les coûts déclarés par le fournisseur du service d’utilité publique et déterminer le niveau raisonnable des coûts que doit assumer celui-ci pour fournir le service. Le caractère raisonnable « du coût du service » ainsi déterminé se traduit par un « besoin de revenu » pour le service d’utilité publique. Le besoin de revenu est réparti entre les déterminants de la facturation (nombre de clients et volume de clients prévu) pour déterminer les taux.

Il s’est agi d’une méthode relativement stable et prévisible pour déterminer les taux des services d’utilité publique qui permettront à l’organisme règlementé de les recouvrer (y compris le coût de ses immobilisations). Cette stabilité et cette prévisibilité sont souhaitables pour les investisseurs du service d’utilité publique et les clients qui acquittent le tarif déterminé. Il s’agit d’une méthode efficace pour maîtriser les coûts des services d’utilité publique qui permet uniquement de recouvrer des coûts considérés comme « prudents ».

Toutefois, la prudence intervient après la détermination des faits, ce qui rend le refus difficilement applicable dans la pratique et privilégie l’exception plutôt que la pratique courante. À moins de dépassements de coût inacceptables, les risques liés aux coûts échoient habituellement aux abonnés des services. En outre, le fait d’autoriser par défaut le recouvrement des coûts prudents offre un incitatif limité pour réduire les coûts grâce à l’efficience et à l’innovation.

Pendant des années, les organismes de règlementation ont tenté de pallier les faiblesses de la règlementation traditionnelle fondée sur les coûts du service en élaborant des modèles règlementaires tenant lieu d’incitatifs. Ces modèles supposent des gains de productivité en fixant des taux, ou incitent à l’innovation et à l’efficience en permettant aux actionnaires des sociétés de services d’utilité publique de conserver une partie des économies de coût en résultant pendant un certain temps. Bien que ces mécanismes semblent avoir connu un certain succès pour améliorer les résultats de la règlementation économique, l’objet est demeuré, d’une façon générale, axé sur le service d’utilité publique en question, en comparant les coûts prévus ou les coûts réels aux coûts historiques³.

Moteurs de changement : Réduction des coûts, innovation et attrait des capitaux

Bien que les pressions baissières sur les coûts et l’encouragement à l’innovation ne soient pas intrinsèquement tributaires de la règlementation traditionnelle fondée sur le « coût du service », elles sont néanmoins les résultats d’une concurrence appropriée. Les deux innovations règlementaires examinées ici visaient chacune à produire ces résultats.

L’un des objectifs exprès additionnels de ces deux expériences était l’attrait de nouveaux capitaux d’investissement. Il est plus facile de développer une infrastructure majeure pendant les périodes de croissance économique soutenues (comme lorsque la plus grande partie de notre réseau électrique a été construite) que de le faire en des périodes économiques moins stables (comme présentement). Par comparaison avec la croissance économique d’après-guerre, les gouvernements ont moins de liquidité aujourd’hui.

En outre, la population est plus sensibilisée et préoccupée à l’égard des coûts de l’énergie aujourd’hui qu’elle l’était auparavant. On dit que les consommateurs d’aujourd’hui sont plus éduqués et avertis à notre époque où ils ont un accès immédiat à une information illimitée. En même temps (et c’en est peut-être le résultat), les sondages indiquent que la confiance des consommateurs envers le gouvernement et ses institutions a diminué, et cette nouvelle réalité s’observe tout particulièrement dans le domaine de l’électricité. La sensibilisation accrue d’une population plus avisée, couplée à l’érosion de la confiance du consommateur, génère plus de divisions politiques ce qui, réciproquement, incite les gouvernements à se concentrer sur l’évitement des dépassements de coût et d’autres imprévus déplaisants lorsqu’ils déploient des efforts pour établir une nouvelle infrastructure publique comme les réseaux de transport d’électricité.

Le besoin de limiter les coûts, de réduire les coûts et de détourner les risques de la population lors de l’établissement de nouveaux réseaux de transport d’électricité sont autant de facteurs qui ont donné lieu à des innovations règlementaires dans plusieurs compétences.

Au Royaume-Uni, l’Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem) a élaboré un incitatif et un modèle règlementaire novateur qui prévoient l’intervention de tierces parties aux phases de conception, de construction, d’exploitation et de cession des titres des grands projets de transport d’électricité à enrichissement graduel. L’un des objectifs exprès de cette politique est de fournir de la technologie, des solutions et de financer les innovations.

Aux États-Unis, la Federal Regulatory Energy Commission (FERC) s’est affairée à désigner des corridors de transport interétatiques, à la mise au point d’outils d’établissement des tarifs d’abonnement pour fournir des incitatifs aux investissements dans les grandes infrastructures, et à l’élimination des mécanismes fondés sur le « droit de premier refus » enchâssés dans les marchés de l’organisation de transport régional (OTR) et les instruments règlementaires connexes⁴.

La Public Utility Commission of Texas a circonscrit et désigné des Competitive Renewable Energy Zones (CREZ) (zones d’énergie renouvelable concurrentielles) et plusieurs projets de transport précis devant être construits au sein de celles-ci, et par de nouveaux processus règlementaires, elle a invité et a autorisé les promoteurs à développer, construire et exploiter chacun de ces projets.

Au Canada, la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) a élaboré un processus règlementaire concurrentiel, et l’Assemblée législative de l’Alberta a introduit un mécanisme de « règlementation par contrat ».

Un processus règlementaire connexe : le projet East-West Tie Line de l’Ontario

En août 2010, la CEO a publié son Framework for Transmission Project Development Plans⁵. L’objectif global de cette politique est de faciliter [traduction] « le développement rentable et en temps opportun des grandes installations de transport ».

Avec l’adoption de la Loi de 2009 sur l’énergie verte et l’économie verte⁶, l’organisme de règlementation de l’énergie de l’Ontario s’attendait à observer une envolée des projets de génération d’énergie renouvelable distribuée qui seraient tous branchés au réseau. La CEO avait prévu le besoin d’investissements importants dans l’infrastructure de transport afin de pouvoir soutenir la croissance prévue dans la production d’énergie renouvelable.

La politique de la Commission vise expressément à [traduction] « encourager les nouveaux joueurs du secteur du transport de l’Ontario à investir des ressources additionnelles pour le développement de projets ». La politique précise aussi une intention [traduction] « de soutenir la concurrence dans le secteur du transport en Ontario afin de favoriser l’efficience économique au profit des abonnés des services ». La Commission a exprimé sa croyance selon laquelle [traduction] « il sera plus facile d’atteindre l’efficience économique en introduisant la concurrence dans les services de transport, dans la mesure du possible, à l’intérieur du système de règlementation et de mise en marché actuel ».

La COE n’a pas compétence pour fournir des services de transport ou conclure des marchés avec des transporteurs pour construire ou exploiter l’infrastructure de transport d’électricité. Elle a toutefois compétence pour déterminer le mécanisme de recouvrement des coûts des services d’utilité publique règlementés. La Commission a élaboré une politique visant à fournir plus de certitude sur le recouvrement des coûts des projets de développement d’infrastructure de transport d’électricité et pour encourager la participation des nouveaux joueurs à un processus de désignation des projets de développement concurrentiels.

Le planificateur et l’exploitant du réseau de transport d’électricité de l’Ontario – la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité de l’Ontario (SIEREO) (aujourd’hui) – s’occuperait de cerner le besoin d’une ligne de transport. Une fois le besoin cerné, la Commission lancerait une demande de propositions pour le développement, la construction et l’exploitation de la ligne de transport. L’avis devrait prévoir un mécanisme pour désigner « un promoteur » qui deviendrait responsable d’élaborer le projet (c.-à-d. le plan).

Ce mécanisme de désignation signifiait que le promoteur recouvrerait ses coûts de développement jusqu’à concurrence du budget de développement approuvé à l’étape de désignation, que la ligne de transport soit construite ou non (à moins que la non-exécution du projet ne soit la faute du promoteur). Cette assurance permettrait aux nouveaux joueurs, qui n’ont pas de base de clients établie dans la province, d’entreprendre des activités de développement avec le même degré d’assurance que le transporteur d’électricité attitré que les coûts de développement seraient recouvrés. Dans le cas du projet East-West Tie Line, auquel ce nouveau cadre a été appliqué, les coûts de développement devaient s’élever de 18 à 24 millions $; un investissement considérable pour lequel un certain degré d’assurance d’un éventuel recouvrement est un incitatif important.

Le promoteur du développement du projet désigné par la COE devait procéder aux travaux de développement et devait (à moins que la détermination initiale du « besoin » de la SIEREO soit revue et renversée) présenter une proposition de type « autorisation de construire ». Le processus d’« autorisation de construire » servirait à trancher sur le besoin (fondé principalement sur la détermination de la SIERO ci-dessus), confirmant la « nécessité et le caractère d’utilité publique » du projet, en l’état, et à approuver des prévisions de coûts de construction qui, en retour, serviraient de base à un éventuel mécanisme de recouvrement des coûts de construction auprès des abonnés du service.

Les particularités de la politique ont aussi été conçues en ayant à l’esprit les forces concurrentielles.

Seul le transporteur désigné pourrait recouvrer les coûts rattachés à la préparation de la demande visant à obtenir la désignation. Lors du processus East-West Tie, les promoteurs mis en concurrence ont déclaré des coûts de préparation de la demande de l’ordre de 1 à 2 millions $, ce qui indique que même les travaux de préparation de la proposition de prédéfinition de projet comportent un investissement à risques considérables. Comme la COE l’a indiqué dans sa politique, la nature « risquée » des coûts initiaux rattachés à la préparation de la demande en vue d’une désignation [traduction] « est comparable au modèle d’affaires le plus ordinaire dans le cadre duquel les promoteurs préparent des propositions ou des soumissions, à leurs frais et à leurs risques ». Il convient de mentionner que la plupart des promoteurs, dont le soumissionnaire retenu, offraient d’absorber leurs propres coûts liés à la préparation de la proposition si celle-ci était retenue; voilà un autre indicateur de la pression qu’exercent la concurrence et l’innovation.

La COE a aussi indiqué dans sa politique que [traduction] « les modèles financiers [pour la construction et l’exploitation de la ligne] qui ne placent pas le risque sur les abonnés ou qui n’augmentent pas les tarifs seraient d’intérêt pour la Commission »⁷. Les soumissionnaires qui ont participé au processus concurrentiel de désignation du promoteur pour le projet East-West Tie ont expressément proposé différents mécanismes de partage des risques dans leurs propositions.

Étant donné que le choix du promoteur retenu était fondé sur la comparaison des budgets de développement (entre autres facteurs), le recouvrement des coûts de développement imprévus devait représenter un obstacle relativement élevé, plaçant le risque de dépassement de coûts sur le promoteur.

Le nouveau processus de désignation du promoteur de développement de projet concurrentiel de la COE a été utilisé à une reprise à ce jour.

En novembre 2010, le gouvernement de l’Ontario a publié son premier Plan énergétique à long terme (PELT 2010)⁸. Le PELT 2010 prévoyait cinq projets de transport d’électricité prioritaires. Hydro one était déjà occupé à brancher le système de production d’énergie renouvelable, notamment par le biais des projets identifiés, et avait un endettement élevé et un accès limité à des capitaux additionnels.

L’un des cinq projets de transport d’électricité prioritaires du PELT 2010 était le projet East-West Tie. Celui-ci prévoyait la construction d’une ligne de transport reliant Thunder Bay et Wawa, renforçant le tronçon existant entre les réseaux de transport d’électricité de l’Est et de l’Ouest de l’Ontario.

La fermeture par le gouvernement provincial des centrales alimentées au charbon avait retiré une partie importante de la capacité de production du secteur ouest du réseau ontarien, une mesure à l’origine d’une préoccupation selon laquelle il faudrait peut-être davantage de capacité de transmission pour transporter l’électricité à partir de l’Est et maintenir les normes de fiabilité du réseau de transport existant entre les réseaux de l’Est et de l’Ouest. Il y avait aussi d’importants projets miniers dans le nord-ouest de l’Ontario, dont le développement exigerait un besoin énergétique considérablement accru.

En mars 2011, le ministre ontarien de l’Énergie s’est adressé à la COE et a proposé que la Commission utilise la politique de désignation du promoteur de projet de développement de ligne de transport qu’elle avait élaboré pour « choisir l’entreprise de transport d’électricité la plus qualifiée et la plus rentable pour développer le projet East-West Tie »⁹. La lettre du ministre indiquait expressément comme point fort du processus de désignation du promoteur de projet de transport prévu le fait qu’il encourage les nouveaux joueurs et les incite à investir des ressources additionnelles aux fins du développement du projet en Ontario. Le ministre avait en outre souligné la valeur de la concurrence dans le cadre des projets de développement de lignes de transport pour favoriser l’efficience économique au profit des abonnés.

La COE a amorcé le processus de désignation du promoteur de projet de transport concurrentiel East-West Tie par un avis daté du 2 février 2012. Six soumissionnaires qualifiés y ont répondu. Plusieurs milliers de pages de données probantes ont été déposées, étayant six plans de développement du projet de transport East-West Tie. Il y a aussi eu un processus d’interrogation détaillé et deux rondes de présentation des arguments.

Au terme de ce processus, par une décision datée du 7 août 2013¹⁰, Upper Canada Transmission Inc. (UCT) a été désigné pour développer le projet East-West Tie line¹¹. UCT est un partenariat de NextEra Energy Canada, Enbridge Inc. et Borealis Infrastructure Management, trois organismes du secteur nord-américain de l’énergie solides et très respectés. La proposition d’UCT présentait : i) un coût de développement concurrentiel; ii) les coûts de construction prévus les plus bas (pour une proposition à doubles circuits); iii) un calendrier d’exécution concurrentiel; iv) de solides titres de compétence des partenaires, de l’expérience en matière d’exécution de projet et de bons antécédents de réalisation et v) un projet de conception de tour innovateur qui, s’il fonctionne, pourrait permettre aux abonnés d’épargner 30 millions $ additionnels en coûts de construction.

La décision de désignation de la COE a été prise par un examen méthodique et un classement des promoteurs selon dix critères précis : i) organisation; ii) plan relatif à la participation des Premières Nations et des Métis; iii) capacité technique; iv) compétences financières; v) capacité financière; vi) conception proposée; vii) calendrier des phases de développement et de construction; viii) coûts rattachés aux phases de développement, de construction, d’exploitation et d’entretien; ix) plan de consultation des propriétaires fonciers, des municipalités et collectivités et x) consultation des Premières Nations et des Métis.

En ce qui a trait au critère « conception proposée », la COE stipulait ce qui suit :

[traduction] « Les soumissionnaires devaient aussi mettre en valeur les points forts de leur plan pour ce qui est de l’innovation, de la réduction du risque pour les abonnés, de la proposition de coût la moins-disante, des avantages à l’échelle locale et de l’augmentation de la fiabilité du réseau »¹².

En ce qui a trait au critère du « coût », en réponse aux commentaires d’un intervenant d’expérience de la COE portant sur la base selon laquelle la Commission peut prendre une décision de recouvrement des coûts, celle-ci a indiqué :

[traduction] « En désignant l’un des soumissionnaires, la Commission approuvera les coûts de développement jusqu’à concurrence du montant prévu au budget, à des fins de recouvrement. La School Energy Coalition allègue qu’il n’y a pas suffisamment d’information pour que la Commission puisse déterminer que les coûts de développement sont justes et raisonnables. La Commission est en désaccord avec cette affirmation. La Commission a eu le privilège de recevoir six propositions concurrentielles pour entreprendre les travaux de développement. À son avis, le processus concurrentiel oblige les soumissionnaires à faire preuve d’efficience et de diligence dans la préparation de leurs propositions. À l’exception d’Iccon/TPT, les propositions relatives au coût de développement variaient de 18,2 millions $ à 24 millions $, une fenêtre relativement étroite compte tenu de l’envergure du projet. Par conséquent, la Commission estime que les coûts de développement proposés par le transporteur désigné sont raisonnables et seront recouvrables sous réserve de certaines conditions »¹³.

Ces deux passages soulignent le changement dans les principes de règlementation attribuables à l’adoption, par la COE, d’un processus règlementaire concurrentiel pour la désignation des promoteurs de projet de développement de lignes de transport. Le premier de ces passages met en relief l’incitatif concurrentiel attendu pour l’innovation et l’optimisation de la répartition des risques. Le deuxième passage explique le déplacement de l’examen règlementaire conventionnel des coûts assumés par le service d’utilité publique concerné avec déférence à la discipline de coût que permet un processus concurrentiel. Au lieu de se préoccuper de l’examen et de la justification des coûts du service public ligne par ligne, l’organisme de règlementation s’en remet à la concurrence pour générer une discipline appuyant une constatation selon laquelle le coût en résultant soit, par définition, juste et raisonnable.

Le projet East-West Tie accuse actuellement un retard, pour des raisons hors de la maîtrise du soumissionnaire retenu. La SIEREO a mis à jour son évaluation des besoins et a repoussé la date de mise en service recommandée.

Le délai est à l’origine d’une demande de la part d’UCT d’un rajustement à la hausse de son budget de développement. Pour information, la COE a rejeté la demande de rajustement¹⁴, concluant que les coûts additionnels mis de l’avant par l’UCT comme des coûts attribuables à une période de développement prolongée n’étaient pas « incompatibles avec les coûts approuvés par la Commission d’une manière qui aurait exigé l’acceptation sans autre examen du caractère prudent et raisonnable des coûts ». Les passages suivants de la décision de la COE sont dignes de mention¹⁵ :

[traduction]  « Le processus de définition des critères de décision de la COE à la Phase Un du processus relatif au projet East-West Tie, et l’exécution subséquente d’une analyse comparative des propositions soumises par les soumissionnaires à la Phase Deux constituent un processus concurrentiel complet. La COE a examiné l’intérêt commercial des soumissionnaires qui ont présenté des propositions pour déterminer le caractère raisonnable des coûts. Les coûts prévus qu’UCT a soumis ne sont pas définis à l’intérieur des mêmes éléments relatifs aux coûts de développement que les coûts initiaux, ni ne sont assujettis à quelque force concurrentielle que ce soit. La COE estime donc que le principe de prudence n’a pas été déterminé ni par la nature ni par l’importance de ces coûts.

Au moment de présenter une demande en vue d’une désignation, UCT connaissait les limites de l’approbation octroyée pour le recouvrement des coûts de développement. La COE, à la Phase 1, Decision and Order, a précisé que les transporteurs d’électricité qui sollicitent une désignation devraient savoir que les coûts de développement qui excèdent les coûts approuvés par la Commission et prévus au budget ne seront pas nécessairement recouvrés auprès des abonnés des services, et seront assujettis à un examen à la lumière du principe de prudence, lequel inclut l’analyse des raisons à l’origine des coûts excédentaires.

La COE ne reconnaît pas que les coûts de développement imprévus dans le cadre de la proposition de projet initiale sont automatiquement admissibles à la même assurance de recouvrement que les coûts de développement prévus au départ dans le budget, sans qu’il y ait examen du caractère raisonnable des coûts et une évaluation de l’hypothèse des risques commerciaux ordinaires attendus pour déterminer les coûts qui devraient être recouvrés auprès des abonnés du service. » [Soulignement ajouté]

Jusqu’ici, il a été décidé qu’UCT devait s’en tenir à son budget de développement établi dans le cadre du processus concurrentiel, qui fait partie intégrante de la justification de désignation d’UCT comme promoteur du projet. Cela signifie que le mécanisme de répartition des risques sous-jacent a été appliqué jusqu’à maintenant.

Les travaux du projet ont ralenti, mais se poursuivent, et il se peut que nous voyions un jour une demande de permis de construire de cette ligne de transport, et l’autorisation de la hausse attribuable aux imprévus de l’étape de désignation du projet de développement d’UCT, déduction faite des coûts de construction prévus pour la base tarifaire du service public.

Règlementation par contrat : Le projet de transport d’électricité de Fort McMurray

Dans le cas de l’Alberta, l’expérience rattachée à l’introduction de forces concurrentielles dans les marchés d’approvisionnement visant des projets de transport d’électricité était celle de l’Assemblée législative et non de l’organisme de règlementation. En décembre 2008, le gouvernement albertain a publié une stratégie provinciale en matière d’énergie. Cette stratégie prévoyait des mises à niveau importantes au réseau de transport d’électricité afin : de répondre de façon fiable à la demande actuelle et future, de réduire la congestion, de favoriser et d’appuyer le développement de nouvelles technologies de production, de réduire les pertes attribuables à la surcharge, d’introduire des sources d’alimentation plus modernes (renouvelables, à faibles émissions, production de combustibles fossiles plus propres), d’accroître la capacité interconnexion, d’accroître l’efficience, de maintenir une infrastructure de transport d’électricité robuste et d’atteindre les objectifs du gouvernement d’augmenter la concurrence dans le secteur de l’infrastructure essentielle de transport d’électricité, et d’attirer l’investissement dans celui-ci.

Outre la stratégie énergétique de la province, en novembre 2009, l’Alberta a adopté une loi pour traiter les approbations visant « l’infrastructure essentielle de transport » (IET). La loi prévoyait que cette infrastructure serait désignée par le ministre de l’Énergie. Une fois qu’un projet de transport avait été désigné comme IET, il existait deux voies de désignation d’un promoteur pour ce qui est du développement, de la construction et de l’exploitation de l’infrastructure : i) désignation d’un promoteur par le ministre et ii) désignation d’un promoteur au moyen d’un processus concurrentiel dirigé par l’Alberta Electricity System Operator (AESO).

Dans le cadre du modèle de planification du transport d’électricité qui existait en Alberta, l’AESO investissait un transporteur attitré du pouvoir de solliciter l’approbation de l’Alberta Utilities Commission (AUC) pour construire une ligne de transport et pour établir les tarifs relatifs au transport d’électricité pour les installations. Dans le cadre du nouveau modèle concurrentiel, l’AESO utilise un processus concurrentiel pour choisir le promoteur des projets de transport et le soumissionnaire retenu se voit investi du pouvoir de solliciter une autorisation de construire la ligne de transport d’électricité. En outre, les tarifs des services offerts par les nouvelles installations doivent être fixés selon les modalités du marché découlant du processus concurrentiel de l’AESO. Dans le cadre du nouveau modèle concurrentiel, le rôle de l’AUC pour déterminer un tarif de service de transport juste et raisonnable consiste à approuver un processus de demande de soumissions dirigé par l’AESO qui soit véritablement concurrentiel. La position du législateur veut que les coûts de transport (tarifs) résultant d’un processus de demande de propositions concurrentiel approprié soient « justes et raisonnables ».

Le gouvernement albertain a désigné une ligne d’IET qui s’étend d’Edmonton à Fort McMurray à laquelle s’appliquerait le nouveau processus concurrentiel de l’AESO approuvé par l’AUC. Après l’adoption de la loi albertaine, l’AESO a amorcé un processus de consultation afin d’élaborer le modèle d’approvisionnement concurrentiel à appliquer au projet de Fort McMurray et au prochain marché d’approvisionnement par voie concurrentielle visant l’IET.

La documentation de l’AESO décrit quelques-uns des objectifs et des principes clés du processus convoité¹⁶ :

[traduction] « Ces objectifs et ces principes sont conçus pour réaliser l’objectif du processus d’IET de créer une occasion juste, transparente et ouvertement concurrentielle pour les promoteurs attitrés et les nouvelles entités qui désirent élaborer, définir et exploiter l’IE…

• Le modèle concurrentiel doit contribuer à réduire les coûts du cycle de vie par l’utilisation de mécanismes d’établissement des prix concurrentiels.
• Le modèle concurrentiel doit optimiser les possibilités d’innovation pendant le cycle de vie de l’installation de l’IET.
• Le processus concurrentiel doit favoriser la participation de nouveaux joueurs.
• Le processus concurrentiel doit répartir les risques de manière à réduire les coûts et à atténuer les risques de la façon la plus efficiente et efficace qui soit… ».

Après plusieurs rondes de consultation, en septembre 2011, l’AESO a sollicité l’approbation de son processus concurrentiel auprès de l’AUC.

La première tâche de l’AUC, compte tenu des diverses positions présentées devant elle, consistait à clarifier son interprétation et l’application prévue du nouveau régime législatif en cadrant les processus d’établissement des tarifs et d’approvisionnement concurrentiel des projets de transport d’électricité. Le processus proposé par l’AESO comprenait la possibilité de négociations bilatérales entre elle et le soumissionnaire retenu, afin de mettre au point les conditions financières du marché qui seraient, au final, acceptées par l’AUC au moyen d’un décret concernant les taux. La Commission craignait qu’en procédant ainsi, les tarifs définitifs soient déterminés non plus par un processus concurrentiel transparent, mais par des discussions bilatérales entre l’AESO et le soumissionnaire retenu. Dans la « Partie A » de la décision rendue en cette matière, datée du 27 février 2012¹⁷, la Commission a conclu que pour que les tarifs résultant du processus de l’AESO soient considérés comme justes et raisonnables, l’AUC devait être convaincue que le format et le contenu du processus produiraient des résultats véritablement déterminés au moyen d’un mécanisme concurrentiel. Ce n’est qu’à cette condition que le processus règlementaire traditionnel de détermination de la « prudence » de certains coûts précis pourrait être remplacé par une analyse du caractère « juste et équitable » des tarifs pour les abonnés en résultant et de l’intérêt public. La Commission a conclu que les négociations bilatérales avec le soumissionnaire retenu ne satisferaient pas aux exigences du régime selon lequel les prix soient déterminés au terme d’un processus concurrentiel robuste et transparent.

L’AUC a appliqué les mêmes processus aux changements apportés en cours d’exécution de marché. La Commission a constaté que même si ces changements eux-mêmes généraient un processus concurrentiel robuste et transparent, ils exigeraient l’approbation de la Commission selon le mode traditionnel.

La Commission a aussi déterminé qu’il serait important que le marché prévoie des normes relatives à l’état des biens à la fin du mandat (justifiant des droits d’inspection) et des dispositions relatives à des récompenses/sanctions effectives afin d’assurer un réinvestissement approprié dans les actifs, plutôt que l’exploitation au détriment de ceux-ci, étant donné que le processus concurrentiel produirait en fin de compte un marché à revenu fixe pour la construction et l’exploitation de la ligne de transport de l’électricité.

Enfin, la Commission a déterminé qu’au terme de la période initiale, un nouveau processus concurrentiel serait requis pour déterminer l’entité admissible à présenter une demande d’autorisation d’exploitation continue de l’installation. À défaut de se doter d’un tel mécanisme, il faudrait s’en remettre au mécanisme traditionnel de la Commission pour approuver l’exploitant et ses coûts.

La décision d’interprétation de la loi d’AUC a fait en sorte que l’AESO a dû se retirer et ajuster le processus qu’elle entendait proposer et soumettre des données probantes additionnelles au détriment des révisions convoitées pour son processus afin d’uniformiser le cadre de présentation des propositions pour s’assurer que tous les mécanismes d’adjudication de marchés ont été déterminés avant la soumission des propositions.

À la suite des révisions apportées à la proposition de l’AESO en réponse aux orientations interprétatives de la Commission, l’AUC a procédé à ses audiences. L’AUC a approuvé un cadre d’approvisionnement concurrentiel pour ce qui est du transport d’électricité par une décision datée du 14 février 2013 ¹⁸.

Entre temps, la modification législative apportée a fait en sorte que le projet de ligne de transport Fort McMurray – Edmonton est devenu la seule ligne de transport actuellement assujettie à ce nouveau processus concurrentiel (même si l’on prévoit un retour de ce modèle).

L’AESO a tout d’abord procédé par le tronçon Fort McMurray West, un tronçon de 500 km de la ligne de transport complète reliant Edmonton à Fort McMurray. En mai 2013, l’AESO a sollicité des lettres d’expression d’intérêt. Le site Web d’AESO stipulait ce qui suit [traduction] « Le processus concurrentiel a attiré des entreprises de partout dans le monde ». Une demande de qualification a par la suite été publiée de juillet à décembre 2013. L’AESO a fourni une ébauche d’accord de projet pour permettre aux soumissionnaires de se faire une idée du mécanisme de répartition des risques proposé entre le promoteur et les abonnés. L’AESO a indiqué que [traduction] « cinq équipes de classe mondiale ont satisfait aux critères fixés par l’AESO, ont été sélectionnés provisoirement et invité à soumettre des propositions techniques ainsi qu’un prix… ». La DDP a été publiée en 2014 et prévoyait ce qui suit : i) des propositions techniques des soumissionnaires ; ii) des rondes multiples de réunions confidentielles de collaboration (qui étaient axées à la fois sur les aspects technique et commercial) avec chaque soumissionnaire et iii) la publication des versions finales des accords de projet. Le processus en entier a été assujetti à un examen consultatif sur le caractère « équitable » et à la publication d’une opinion relative au caractère « équitable ».

Au terme de ce processus, l’Alberta PowerLine Limited Partnership – un partenariat entre Canadian Utilities Limited (une entreprise ATCO) établi en Alberta et Quanta Capital Solutions, Inc., établi aux États-Unis – s’est vu attribuer le marché pour le projet de transport d’électricité de 500 kV Fort McMurray West en décembre 2014. En décembre 2015, Alberta PowerLine a déposé une demande d’approbation auprès d’AUC visant l’installation proposée de Fort McMurray West, en vue d’une date de mise en service fixée en 2019. Au moment de la rédaction, une audience verbale était prévue et devait avoir lieu sous peu.

Selon l’AESO, en faisant référence à une estimation hâtive des coûts du projet [traduction] « les économies de coût réalisées par voie concurrentielle dans le cadre du projet [Fort McMurray West] pour les abonnés de l’Alberta sont estimées, de façon conservatrice, à plus de 400 millions $ ».

Réussite?

Est-ce que « l’approvisionnement concurrentiel pour le transport d’électricité » a produit les résultats escomptés dans le cadre des deux expériences canadiennes?

L’expérience de l’Ontario dans le cadre d’un processus concurrentiel règlementaire pour la désignation d’un promoteur pour développer une infrastructure majeure de transport d’électricité a : i) attiré un nouveau joueur; ii) donné lieu à la détermination d’un coût de développement fixe à l’intérieur d’une fourchette de coûts définie par la concurrence et iii) promis les coûts de construction les plus bas parmi six répondants, et considérablement inférieurs aux coûts élevés exigés par le transporteur actuel de la province avant que le projet ne soit mis en liste pour le nouveau processus de développement concurrentiel. Une demande hâtive d’augmentation du coût de développement a été rejetée, sous réserve d’un réexamen ultérieur, assorti d’une indication selon laquelle les augmentations des coûts du développement puissent représenter un risque que devra assumer le promoteur désigné plutôt que les abonnés. Si le projet devait être mis en œuvre et qu’une autorisation de construire était consentie par UCT, la discipline relative au coût de construction et de développement ainsi que l’incitatif d’innovation promis par le processus de désignation concurrentiel du promoteur du projet de développement seront contrôlés dans le cadre de ce que l’on espère un processus règlementaire exhaustif et transparent.

La règlementation albertaine, selon l’expérience du marché concurrentiel, aurait généré des épargnes de 400 millions de $ pour les abonnés, par comparaison à l’estimation antérieure des coûts du cycle de vie du projet Fort McMurray West effectuée par l’AESO. L’expérience de l’Alberta est plus éloquente que celle de l’Ontario, car elle s’applique à un nouveau modèle concurrentiel et le marché à long terme en résultant s’applique à toutes les décennies du cycle de vie du projet, y compris pour ce qui est des coûts de construction et d’exploitation, de la répartition des risques et des tarifs en résultant. En revanche, on se demande si les coûts de construction et d’exploitation réels seront suffisamment transparents pour valider les économies alléguées. Bien que le processus de passation de marchés concurrentiel ait réussi à attirer de nouveaux capitaux d’investissement grâce à Quanta Capital Solutions, Inc., le partenaire d’exploitation du soumissionnaire retenu (ATCO) demeure l’un des transporteurs attitrés de la province.

Même si le projet Ontario East-West Tie Line semble procéder lentement, et même si l’audience sur le projet Alberta Fort McMurray West semble imminente, ni l’Ontario ni l’Alberta n’ont élargi leurs expériences en matière d’approvisionnement par voies concurrentielles dans le cas de projets de transport d’électricité au-delà de ces incursions initiales. Si ces deux expériences finissent par porter leurs fruits, le transport d’électricité « concurrentiel » aura une autre occasion de frayer son chemin au Canada.

* Ian Mondrow dirige la pratique en matière de règlementation et politique du secteur de l’énergie de Gowling WLG dans leur bureau de Toronto. Il conseille sur une variété de sujets reliés aux secteurs de l’électricité et du gaz naturel.

1. La ligne Montana-Alberta Tie Line (MATL) acquise en 2011 par Enbridge, de Tonbridge, a été mise en service en septembre 2013.
2. L’auteur réfère à la phrase de Scott Hempling utilisée pour le titre de son essai mensuel d’août 2016 qui décrit le retrait des dispositions relatives au « droit de refus » de la U.S. Federal Energy Regulatory Commission, des marchés de l’American Regional Transmission Organization (RTO) et des cadres législatifs connexes pour l’établissement d’une nouvelle infrastructure de transport d’électricité. Maintenant publié, Scott Hempling, «Concurrence dans le transport d’énergie aux États-Unis : la nouvelle réalité» (2016) 4:3 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie 53.
3. Bien que les attentes relatives à la productivité découlent souvent de niveaux de références externes ou de tendances dans les coûts, il est difficile de trouver des points de comparaison pertinents.
4. Supra note 2 à la p 53.
5. Commission de l’énergie de l’Ontario, Framework for Transmission Project Development Plans, EB-2010-0059 [OEB Framework].
6. Green Energy and Green Economy Act, 2009, LO 2009, c 12.
7. OEB Framework, supra note 5 à la p 14.
8. Gouvernement de l’Ontario, Ontario’s Long Term Energy Plan: Building Our Clean Energy Future, Toronto, Gouvernement de l’Ontario, novembre 2010.
9. Ontario, Ministère de l’Énergie, “Minister’s letter regarding the East-West Tie”, Toronto, Ministère de l’Énergie, 29 mars 2011.
10. East-West Tie Line Designation Phase 2 Decision and Order (7 août 2013), EB-2011-0140, en ligne : OEB <http://www.ontarioenergyboard.ca/oeb/_Documents/EB-2011-0140/Dec_Order_Phase2_East-WestTie_20130807.pdf>.
11. Le rédacteur a agi en qualité de conseiller juridique auprès d’UCT pendant les Phases 1 et 2 du processus de désignation, mais n’est pas intervenu par la suite.
12. Supra note 10 à la p 23.
13. Ibid à la p 30.
14. Upper Canada Transmission Inc: Application for Approval of Schedule and Costs related to the Development of the East-West Tie Transmission Line (19 novembre 2015), EB-2015-0216, online: OEB: < http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/505980/view/dec_order_east%20west%20tie_20151119.PDF>.
15. Ibid à la p 8.
16. Alberta Electric System Operator, Competitive Process for Critical Transmission Infrastructure, Recommendation Paper, Calgary, AESO, 1 juin 2011, section 6.1.
17. Alberta Electric System Operator Competitive Process Pursuant to Section 24.2(2) of the Transmission Regulation, Part A: Statutory Interpretation (27 février 2012), 2012-059, online: AUC <http://www.auc.ab.ca/applications/decisions/Decisions/2012/2012-059.pdf>.
18. Alberta Electric System Operator Competitive Process Pursuant to Section 24.2(2) of the Transmission Regulation, Part B: Final Determination (14 février 2013) 2013-044, online: AUC <http://www.auc.ab.ca/applications/decisions/Decisions/2013/2013-044.pdf>.