INTRODUCTION

Le réseau électrique canadien est vaste, complexe et remarquablement efficace. Du Labrador à l’île de Vancouver, la plupart des Canadiens bénéficient d’un approvisionnement fiable en électricité. Cependant, derrière cette unité apparente se cache une fragmentation frappante : dix provinces, dix organismes de règlementation canadiens et dix ensembles de règles distincts. L’électricité circule librement vers le nord et vers le sud, vers les États-Unis, mais rarement d’est en ouest à l’intérieur même du Canada.

Alors que le Canada s’électrifie de plus en plus, tout en décarbonisant sa production d’électricité et en renforçant son intégration économique, cette mosaïque soulève une question urgente : le Canada peut-il construire un réseau véritablement national, capable de fournir à tous les Canadiens une énergie abordable, fiable et propre ? La réponse dépend peut-être moins de l’installation de câbles en cuivre et de pylônes en acier que d’un élément plus complexe : la mise en place d’une coopération.

Historiquement, le réseau électrique canadien s’est développé comme un ensemble de réseaux provinciaux, la plupart ayant davantage de liens avec leur voisin du sud qu’entre eux. Le Manitoba vend de l’électricité au Minnesota, le Québec à New York et la Colombie-Britannique à Washington. Les corridors de transport d’électricité sont orientés nord-sud plutôt qu’est-ouest.

Au départ, ce modèle était logique. La géographie rendait les liaisons est-ouest coûteuses – le Bouclier canadien et les Rocheuses sont des terrains difficiles – et les plus gros clients à proximité se trouvaient aux États-Unis. Cependant, cela a laissé le pays avec un angle mort structurel : le commerce interprovincial est l’exception, et non la norme. À l’instar du vin et de la bière, l’électricité circule beaucoup moins entre les provinces qu’à travers notre frontière internationale avec les États-Unis.

Aujourd’hui, alors que la politique climatique favorise l’électrification, que les énergies renouvelables intermittentes remodèlent de plus en plus l’approvisionnement, que l’intérêt pour le commerce intérieur se réveille et que les préoccupations en matière de sécurité énergétique se font plus pressantes, un nouvel enthousiasme se manifeste pour le renforcement des connexions est-ouest. La logique est solide. Les provinces pourraient partager l’électricité comme elles partagent déjà les pipelines et les chemins de fer, en équilibrant les pics et les creux de la demande et en régularisant l’intermittence de l’énergie éolienne et solaire. Cependant, l’acier et le cuivre ne suffiront pas à eux seuls à colmater le réseau : le Canada a également besoin d’institutions règlementaires qui veillent à ce que ces câbles fonctionnent dans l’intérêt public.

Le problème est que le Canada a besoin de structures de gouvernance efficaces pour son réseau national. Nous n’avons pas d’équivalent à la Federal Energy Regulatory Commission (« FERC ») des États-Unis, qui coordonne les marchés interétatiques et applique les règles d’accès ouvert. Nous n’avons pas non plus de société nationale d’exploitation du transport d’électricité ni de coordinateur de la fiabilité. Au lieu de cela, notre réseau électrique fonctionne comme un ensemble d’îlots régionaux interconnectés, reliés physiquement mais séparés sur le plan institutionnel.

Cette fragmentation est peut-être plus évidente au niveau des jonctions : les interconnexions reliant les provinces. Ces lignes pourraient constituer le plus grand atout du Canada en matière de fiabilité, car elles permettent à l’énergie propre d’être acheminée là où elle est nécessaire et réduisent le besoin de capacités redondantes. Cependant, elles sont trop souvent sous-utilisées. Les restrictions imposées par l’Alberta en matière d’interconnexion pour 2025 illustrent comment la prudence technique, les questions économiques et les lacunes politiques peuvent converger pour limiter la coopération interprovinciale.

L’épisode de l’Alberta met également en évidence un problème plus profond : sans règles harmonisées ni autorité de coordination, personne n’est véritablement responsable de l’optimisation du réseau canadien dans son ensemble. La Régie de l’énergie du Canada (« REC »), l’organisme de règlementation fédéral du Canada, a une compétence limitée; les autorités provinciales se concentrent sur leur territoire; les sociétés d’exploitation du marché n’ont pas de mandat au-delà de leurs frontières. En conséquence, la fiabilité nationale dépend d’un ensemble disparate d’accords bilatéraux, de bonne foi et de chance.

Les sections suivantes retracent comment l’expérience de l’Alberta met en évidence ces failles, comment le processus de réforme du marché énergétique restructuré de l’Alberta Electric System Operator (« AESO ») les a traitées et comment les enseignements tirés de la FERC américaine pourraient orienter le Canada vers un modèle national plus cohérent.

L’ALBERTA ET SES INTERCONNEXIONS – UN CANARI DANS UNE MINE DE CHARBON ?

En septembre 2025, une vague de chaleur précoce a poussé la demande provinciale à des niveaux presque records. Alors que la consommation des climatiseurs et des industries atteignait des sommets, l’AESO a discrètement réduit les importations de toutes les interconnexions, c’est-à-dire les liaisons de transport vers la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana. Pendant plusieurs jours critiques, l’Alberta n’a pu ni s’approvisionner en électricité auprès de ses voisins, ni exporter son excédent^[1].

Dans des conditions normales, les interconnexions de l’Alberta constituent un atout important en matière de fiabilité. La connexion Alberta-Colombie-Britannique, qui fait partie de la voie 1 du Western Electricity Coordinating Council (« WECC »), peut transporter environ 1 200 mégawatts (« MW ») d’ouest en est et 1 000 MW d’est en ouest. La ligne d’interconnexion Montana-Alberta (« MATL ») de 230 kilovolts (« kV ») ajoute environ 300 MW, tandis que deux liaisons plus petites vers la Saskatchewan fournissent environ 150 MW au total. Cependant, au cours de la semaine en question, toutes ces liaisons sont restées inutilisées.

Selon un article récent du bulletin Business in Vancouver, ce n’est pas la première fois, du moins pour ce qui est de l’interconnexion Colombie-Britannique-Alberta :

Au cours des deux dernières décennies, la ligne à destination de l’Alberta a rarement atteint sa capacité maximale vers l’est.

Les données indiquent que l’Alberta a constamment limité le transport à 40 à 60 % de la capacité disponible, alors que la Colombie-Britannique a autorisé plus de 90 % de la capacité nominale de l’interconnexion [traduction]^[2].

Des réductions similaires ont également été observées depuis longtemps sur la MATL, comme l’indique une lettre datée d’octobre 2024 adressée par l’American Clean Power Association et l’American Council on Renewable Energy à l’ambassadrice Katherine Tai, représentante commerciale des États-Unis au Canada^[3].

Ceci est illustré dans le tableau ci-dessous (CTM = capacité de transfert moyenne, CTT = capacité de transfert totale)^[4].

Cote de cheminement annuelle moyenne par voie de transfert

L’AESO invoque la fiabilité pour justifier ces réductions de capacité. Il estime que le fait de dépendre de l’interconnexion pour les importations expose la province à des risques en cas de perte soudaine de cette interconnexion. Il affirme également que les limites opérationnelles des lignes en Alberta reliant certaines interconnexions contribuent à la nécessité de réduire la capacité des interconnexions. Les détracteurs ont accusé l’Alberta d’utiliser la « fiabilité » comme prétexte pour pratiquer un protectionnisme économique, protégeant ainsi les producteurs locaux et faisant grimper les prix intérieurs.

La Chambre de commerce de l’Alberta a estimé que ces restrictions avaient coûté aux consommateurs entre 300 et 500 millions de dollars sur plusieurs années. Mark Zacharias, de chez Clean Energy Canada, l’a exprimé de manière plus directe : « ce que vous observez, ce sont les symptômes du fief énergétique provincial » [traduction].

Cet exemple met en évidence un problème plus profond : aucune institution au Canada n’a le pouvoir ou la motivation nécessaire pour garantir que les lignes interprovinciales sont utilisées de manière optimale pour assurer la fiabilité nationale. La REC supervise l’approbation physique des lignes internationales et, en théorie, des lignes interprovinciales, mais il n’a aucun pouvoir opérationnel ni tarifaire une fois qu’une ligne est construite. Les organismes de règlementation provinciaux tels que l’Alberta Utilities Commission (« AUC ») et la British Columbia Utilities Commission (« BCUC ») régissent le secteur à l’intérieur de leurs propres frontières, sans obligation particulière d’harmonisation entre eux.

Dans ce cas, cela a laissé l’AESO, un opérateur de marché provincial, prendre par défaut des décisions relatives à la fiabilité nationale. Lorsqu’il réduit ou rétablit sa capacité d’interconnexion, les conséquences se répercutent sur l’ensemble du réseau occidental. Pourtant, ces décisions sont prises sous l’autorité provinciale, en vertu de la Loi sur l’électricité de l’Alberta, et non dans un cadre pancanadien.

MODERNISATION DE L’INTERCONNEXION ENTRE LA COLOMBIE-BRITANNIQUE ET L’ALBERTA

En 2018, selon les informations disponibles sur le site Web de l’AESO, le projet « Alberta – British Columbia Intertie Restoration » a été lancé, et cette année-là, une consultation publique conjointe a été menée par l’AESO et AltaLink, le propriétaire du réseau de transport de l’Alberta. Sur son site Web, l’AESO a déclaré que :

L’interconnexion entre l’Alberta et la Colombie-Britannique ne fonctionne actuellement pas à sa capacité nominale, ni même à un niveau proche de celle-ci. Afin de rétablir l’interconnexion, l’AESO a déterminé qu’il était nécessaire d’installer de l’équipement supplémentaire à proximité immédiate de la ligne de transport existante de 500 kV, appelée ligne de transport 1201L, et de procéder à des travaux d’aménagement sur certaines portions de la ligne 1201L existante, ainsi qu’à la mise à niveau de la capacité de transformation 500/240 kV de la sous-station existante de Bennett, près de Langdon [traduction]^[5].

Dans un bulletin d’information publié en janvier 2018, également disponible sur le site Web du projet, l’AESO a déclaré qu’elle prévoyait de déposer une demande distincte auprès de l’AUC, conjointement avec la demande d’AltaLink concernant les installations pour ce projet, d’ici le milieu de l’année 2019^[6]. La dernière mise à jour du site, une lettre datée du 18 janvier 2022, indique :

L’AESO continue d’évaluer toutes les options disponibles pour rétablir la capacité nominale de l’interconnexion entre l’Alberta et la Colombie-Britannique. Nous prévoyons que ces évaluations se dérouleront au cours de la prochaine année, et nous communiquerons les prochaines étapes aux parties prenantes concernées une fois ce travail terminé [traduction]^[7].

Cependant, il s’est avéré que les travaux proposés sur l’interconnexion de la Colombie-Britannique devraient attendre au moins jusqu’en 2026. L’attention s’est détournée de l’ingénierie du transport pour se porter sur une refonte de la conception du marché de gros, en partie afin de remédier à l’inadéquation entre l’approche de gestion du marché de gros en Alberta et celle de ses voisins.

La Colombie-Britannique, le Montana et la Saskatchewan, les trois territoires connectés, ne disposent pas d’un marché de gros concurrentiel. Tous les trois sont des territoires « verticalement intégrées ». Les services publics individuels disposent d’un territoire de franchise où ils possèdent et exploitent des installations de production, de transport et de distribution. Les tarifs de détail sont fixés sur la base du coût du service; il n’existe aucune règlementation économique des tarifs de gros ni aucun mécanisme transparent de détermination des prix pour les tarifs de gros.

Dans le rapport Market Pathways Report (2022) de l’AESO, on soulevait cinq obstacles structurels à une utilisation efficace des interconnexions : (1) des intervalles de tarification mal alignés, (2) l’absence de mécanismes de gestion de la congestion, (3) un traitement incohérent des offres d’importation, (4) un approvisionnement insuffisant en services auxiliaires et (5) une réciprocité limitée entre les marchés verticalement intégrés et les marchés concurrentiels^[8].

L’AESO a conclu que ces défis ne pouvaient être relevés uniquement au moyen de matériel informatique, mais qu’ils nécessitaient une restructuration du cadre règlementaire du marché.

LE NOUVEAU MARCHÉ RESTRUCTURÉ DE L’ÉNERGIE (« MRE ») DE L’AESO

Le 18 juillet 2024, l’AESO a publié son document intitulé « Intertie Participation Options Paper » afin de recueillir des commentaires sur la manière dont les connexions de transport de l’Alberta pourraient fonctionner dans le cadre du MRE^[9]. L’AESO a souligné que la conception des interconnexions était essentielle à un échange d’électricité efficace et équitable avec les territoires voisins et a présenté des objectifs d’accessibilité financière, de fiabilité, de décarbonisation d’ici 2050 et de mise en œuvre raisonnable.

Le document présentait quatre options :

1. Statu quo – les échanges auto-programmés restent des preneurs de prix;
2. Interconnexions tarifées – offres et enchères économiques;
3. Planification optimisée – répartition coordonnée entre les provinces;
4. Adhésion aux marchés occidentaux – participation au programme Markets+ de Southwest Power Pool (« SPP Markets+ ») ou au marché étendu du prochain jour (« MEPJ ») du California Independent System Operator (« CAISO »).

Plus de 30 parties prenantes ont participé, notamment Powerex, SaskPower, Berkshire Hathaway Energy Canada, TransAlta et Capital Power. Powerex s’est déclaré favorable à une participation transparente et établie sur le marché, mais a mis en garde contre les restrictions unilatérales des importations. Berkshire Hathaway a fait valoir que le manque de clarté des tarifs d’accès décourageait les investissements, tandis que les producteurs d’électricité de l’Alberta ont averti que l’augmentation des importations pourrait faire baisser les prix et réduire les investissements nationaux^[10].

La conception finale de l’AESO n’est pas allée jusqu’à l’intégration complète du marché externe (option 4). Elle a plutôt intégré les règles de participation à l’interconnexion directement dans le cadre du MRE — en définissant l’admissibilité, la programmation, la répartition des coûts et les contraintes opérationnelles — afin d’équilibrer les objectifs de fiabilité, d’accessibilité financière et d’émissions.

Une directive ministérielle (10 décembre 2024) a exigé de l’AESO qu’il :^[11]

• dépose un plan auprès de l’AUC d’ici 2026 pour restaurer et moderniser l’interconnexion Alb.-C.-B.;
• maintienne des niveaux élevés de services auxiliaires pour une capacité d’importation totale sur la ligne Alb.-C.-B. et la MATL;
• Procède sans appel d’offres concurrentiel;
• Collabore avec l’AUC pour mettre en œuvre des intervalles de règlement de cinq minutes d’ici 2032 (à l’échelle du réseau d’ici 2040)^[12].

Le processus du MRE illustre le paradoxe du Canada : l’innovation sur le marché de l’énergie est florissante au niveau provincial, mais sans coordination interprovinciale, les réformes restent des expériences isolées plutôt que des éléments d’un réseau continental unifié.

COMPÉTENCE FÉDÉRALE CANADIENNE LIMITÉE EN MATIÈRE DE TRANSPORT RÉGIONAL

Lorsque les Canadiens envisagent l’électricité, ils le font à l’échelle provinciale : Hydro-Québec, BC Hydro, Manitoba Hydro, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (« SIERE ») en Ontario, l’AESO en Alberta. Ottawa fait rarement partie de l’équation. La raison réside dans la Constitution et dans des décennies d’inertie institutionnelle qui ont maintenu la règlementation de l’électricité largement à l’intérieur des frontières provinciales. Cependant, à mesure que l’interdépendance s’accroît, l’absence de coordination fédérale devient de plus en plus coûteuse.

En vertu de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (« LREC »), la REC dispose d’une autorité claire sur les lignes électriques internationales et interprovinciales. L’article 261 permet au Cabinet fédéral de désigner une ligne comme interprovinciale, tandis que l’article 262 exige que les lignes désignées obtiennent un certificat fédéral d’utilité publique et de nécessité. L’article 58.1 habilite la REC à adopter et à appliquer des normes de fiabilité pour les lignes désignées et les connexions internationales, alignant ainsi le Canada sur le cadre de fiabilité de la North American Electric Reliability Corporation (« NERC »).

Cependant, malgré cette formulation législative claire, le rôle du gouvernement fédéral dans le transport de l’électricité est limité dans la pratique. Depuis que la Loi sur l’Office national de l’énergie a été remplacée par la LREC en 2019, aucune ligne électrique interprovinciale n’a jamais été désignée – et il semble que, au cours de son histoire considérablement plus longue, le prédécesseur de la REC, l’Office national de l’énergie, ne l’ait pas fait non plus. La REC continue de régir les lignes internationales et les exportations, mais sa surveillance du transport interprovincial reste largement théorique.

Cette lacune en matière de gouvernance entraîne des conséquences importantes. Lorsqu’une province réduit la capacité de ses interconnexions, cela affecte la fiabilité du réseau. Or, il n’existe aucun mécanisme fédéral, à part la négociation politique, pour résoudre ces différends. La REC ne peut contraindre les provinces à rétablir la capacité ou à harmoniser les tarifs. Elle ne peut pas non plus imposer un traitement réciproque aux participants d’interconnexions.

Il est ironique de constater qu’Ottawa dispose d’une autorité plus forte sur les frontières avec les États-Unis que sur celles qui relient deux provinces canadiennes. Cette asymétrie reflète un fédéralisme conçu pour une autre époque, où les provinces étaient des réseaux autonomes avec une interdépendance limitée. Aujourd’hui, cela constitue une faiblesse structurelle.

Cet écart institutionnel contraste fortement avec la situation aux États-Unis, où la FERC agit comme un arbitre central puissant. Comprendre ce contraste permet de mettre en lumière ce qui manque au Canada et ce qu’un futur modèle coopératif pourrait nécessiter.

COMMENT CELA SE COMPARE-T-IL À LA COMPÉTENCE FÉDÉRALE AUX ÉTATS-UNIS ?

Si l’autorité de la REC en matière d’électricité interprovinciale se situe à l’extrémité modeste du spectre, la FERC américaine se trouve à l’extrémité opposée. La FERC est la pierre angulaire d’un cadre fédéral unifié pour le transport d’électricité, les marchés de gros et la fiabilité. Son évolution montre comment un système fédéral peut équilibrer l’autonomie des États et la coordination nationale, ce que le Canada n’a pas encore réussi à faire.

L’autorité de la FERC sur le réseau de transport d’électricité aux États-Unis14 découle de la Federal Power Act (FPA – loi fédérale sur l’électricité) de 1935, qui a étendu la compétence fédérale au « transport d’énergie électrique dans le commerce interétatique » et à « la vente en gros de cette énergie dans le commerce interétatique »^[13]. La raison était simple : les flux d’électricité ne respectent pas les frontières des États, et une règlementation non coordonnée risquait de créer des réseaux fragmentés. La clause sur le commerce interétatique de la Constitution américaine a donné au Congrès le pouvoir de règlementer ce commerce, permettant ainsi au gouvernement fédéral d’imposer des règles cohérentes dans tous les États.

Par conséquent, si les ventes d’électricité en gros, même au sein d’un seul État, peuvent avoir une incidence sur les flux et les marchés interétatiques, elles relèvent de la compétence fédérale. Ainsi, si une transaction de gros se déroule entièrement au sein d’un même État (l’acheteur et le vendeur étant tous deux situés dans le même État), la FERC peut la règlementer et le fait si :

• L’électricité circule sur un réseau interconnecté qui traverse les frontières des États (ce qui est le cas de la plupart des réseaux américains);
• La transaction a une incidence sur les prix de gros ou la fiabilité entre les États.

Aujourd’hui, la compétence de la FERC englobe le transport et la vente en gros d’électricité dans le commerce interétatique, ainsi que les pipelines et les licences d’hydroélectricité. Sa mission est de veiller à ce que les tarifs soient « justes et raisonnables », que les marchés fonctionnent sans discrimination indue et que les normes de fiabilité soient respectées.

Cette autorité n’est pas absolue – les États contrôlent toujours les tarifs de détail de l’électricité, la planification des ressources et l’implantation des centrales –, mais elle est suffisamment étendue pour unifier l’infrastructure du réseau américain. Toute transaction ou installation ayant une incidence sur les flux interétatiques relève de la compétence de la FERC.

Ouverture du réseau – ordonnances 888 et 889

Les marchés américains modernes de l’électricité ont probablement vu le jour en 1996, lorsque la FERC a publié les ordonnances 888 et 889. L’ordonnance 888 exigeait des services publics verticalement intégrés qu’ils fournissent un accès ouvert et non discriminatoire à leurs réseaux de transport, une notion désormais intégrée dans les tarifs de libre accès au réseau de transport (« TLART »). L’ordonnance 889 a complété cette mesure en créant le système d’information en temps réel sur l’accès ouvert (« SITRAO »), une base de données publique indiquant en temps réel les capacités de transport disponibles. Pour la première fois, les producteurs et les négociants pouvaient consulter et réserver des capacités sur une plateforme transparente et normalisée. La combinaison de ces ordonnances a jeté les bases de marchés de gros concurrentiels dans une grande partie des États-Unis.

L’ordonnance 2000 et l’émergence des organismes de transport régionaux (« OTR »)

En 2000, la FERC a publié l’ordonnance 2000, encourageant les services publics à former des OTR. Ces entités coordonnent la répartition régionale, la planification du transport et la gestion de la congestion, servant efficacement d’opérateurs de réseau neutres sur des territoires couvrant plusieurs États. Aujourd’hui, les OTR, ainsi que les exploitants de réseaux autonomes (« ISO ») similaires couvrant un seul État, gèrent plus des deux tiers de la charge électrique des États-Unis.

Le plus grand, PJM Interconnection, couvre 13 États et le district de Columbia, coordonnant un marché de plus de 1 000 participants. Parmi les autres, on peut citer le Midcontinent Independent System Operator (« MISO »), SPP, le CAISO, le New York ISO (« NYISO ») et l’ISO New England (« ISO-NE »). Ces organisations gèrent les marchés de l’énergie, de la capacité et des services auxiliaires selon des tarifs approuvés par la FERC, garantissant ainsi une tarification transparente et cohérente dans de vastes régions.

Ordonnances 1000 et 2222 : planification pour un réseau changeant

À mesure que le réseau évolue, les outils règlementaires de la FERC évoluent également. L’ordonnance 1000 (2011) exigeait une planification régionale et interrégionale du transport et une répartition des coûts. Elle obligeait les services publics et les OTR à coordonner leurs investissements dans de nouvelles lignes offrant des avantages régionaux, en veillant à ce que les coûts soient répartis équitablement.

Plus récemment, l’ordonnance 2222 (2020) a ouvert les marchés de gros aux ressources énergétiques décentralisées (« RED ») telles que les batteries, les panneaux solaires installés sur les toits et la réponse agrégée à la demande. Cette ordonnance reconnaît que la fiabilité et l’efficacité dépendent de plus en plus de l’intégration d’actifs petits et flexibles, une évolution à laquelle le Canada commence seulement à s’adapter.

FERC, fiabilité électrique et NERC

La FERC délègue la surveillance de la fiabilité aux États-Unis à la NERC, qui opère sous l’autorité de la FERC. L’article 215 de la FPA, ajouté en 2005, rend les normes de la NERC obligatoires et applicables.

Les normes de fiabilité comprennent des normes relatives à la cybersécurité et à la sécurité physique, à la gestion de la végétation, au maintien de l’équilibre entre la production et la charge, aux préparatifs et aux opérations d’urgence, à la classification des installations, aux exigences en matière de marge de réserve, à la fourniture de données et de modèles précis pour la planification et les opérations, aux opérations de transport, à la planification du transport et au raccordement des ressources au réseau au moyen d’onduleurs.

La NERC élabore des normes de fiabilité dans le cadre d’un processus auquel participent les parties prenantes; la FERC les approuve et veille à leur respect par le biais d’amendes et de mesures correctives.

Cet arrangement – surveillance fédérale avec mise en œuvre technique déléguée – garantit à la fois la responsabilité et la flexibilité. Il lie également le Canada au même cadre de fiabilité, puisque les services publics canadiens qui commercent avec les marchés américains doivent se conformer aux normes du NERC.

LE PRINCIPE DE RÉCIPROCITÉ

Lorsque la FERC a publié l’ordonnance 888 en 1996, exigeant l’accès ouvert aux réseaux de transport, elle a également étendu une condition de réciprocité aux services publics étrangers. Pour vendre sur les marchés de gros américains, les entités non américaines devaient offrir un « accès ouvert comparable » dans leur pays. Cela signifiait que les services publics canadiens qui souhaitant exporter de l’électricité vers les États-Unis devaient offrir un accès non discriminatoire similaire à leurs propres réseaux de transport.

Le résultat fut subtil mais profond. Sans adopter de nouvelles lois, les provinces canadiennes ont effectivement adopté le cadre d’accès ouvert de la FERC par intérêt personnel. La plupart des grands services publics canadiens — BC Hydro, Manitoba Hydro, Hydro-Québec et la SIERE de l’Ontario — ont élaboré des tarifs de libre accès au réseau de transport (« TLART ») qui reflétaient les tarifs pro forma de la FERC, parfois presque mot pour mot.

Dans la pratique, cela signifiait qu’un producteur de Washington ou du Minnesota pouvait accéder au réseau de transport à des conditions comparables à celles d’un producteur de l’Alberta ou de l’Ontario. Cela garantissait également que les exportations canadiennes respectaient les exigences de transparence de la FERC. En résumé, la réciprocité est devenue le mécanisme par lequel le fédéralisme américain a façonné la politique canadienne en matière d’électricité, sans aucun traité officiel ni modification constitutionnelle.

Alignement en matière de fiabilité

La REC reconnaît officiellement la NERC et ses entités régionales — le WECC, la Midwest Reliability Organization (« MRO ») et le Northeast Power Coordinating Council (« NPCC ») — comme fondement de la conformité en matière de fiabilité au Canada. Les provinces directement reliées à la partie américaine du réseau adoptent et appliquent la plupart ou la totalité des normes de fiabilité de la NERC et, dans la plupart des cas, celles-ci sont mises en œuvre par l’organisme provincial de règlementation des services publics.

Cet arrangement garantit que le Canada et les États-Unis fonctionnent selon un cadre continental unique en matière de fiabilité. Il assure également un certain degré de cohérence technique qui facilite les échanges transfrontaliers d’électricité. Cependant, le système repose entièrement sur l’adoption volontaire et l’auto-application. Si une province choisissait de ne pas appliquer les normes de la NERC, aucun organisme fédéral canadien ne pourrait l’y contraindre.

Un réseau volontaire, et non national

La participation du Canada à la NERC et l’adoption de tarifs de type FERC peuvent donner l’illusion d’une intégration continentale. En réalité, le système repose sur la conformité volontaire et la bonne volonté bilatérale. Cette structure fonctionne lorsque les intérêts provinciaux coïncident, mais elle manque de mécanismes pour résoudre les différends ou équilibrer les coûts et les avantages. Lorsque l’Alberta réduit la capacité de ses interconnexions ou lorsque les provinces sont en désaccord sur les frais de transport, il n’y a pas d’arbitre pour intervenir. La poignée de main ne tient que tant que les deux parties choisissent de se serrer la main. Comme nous l’avons vu dans l’exemple de l’Alberta, le droit du Montana d’accéder à l’interconnexion de l’Alberta ne l’emporte pas sur les préoccupations de l’Alberta en matière de fiabilité et sur les décisions opérationnelles visant à réduire la capacité de l’interconnexion.

Alors que le Canada poursuit ses efforts en faveur d’une électrification accrue, ce patchwork volontaire semble de plus en plus fragile. Le gouvernement fédéral a commencé à reconnaître cette situation au moyen de programmes comme le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (« ERITE ») et le Conseil pancanadien du réseau électrique, mais sans autorité règlementaire claire, la coordination reste un objectif ambitieux^[14].

Selon de nombreux analystes, la prochaine étape consiste à passer d’une poignée de main à un cadre, c’est-à-dire un modèle coopératif qui préserve l’autonomie des provinces tout en établissant des règles applicables en matière de fiabilité et d’accès ouvert. L’expérience américaine montre qu’un tel modèle est réalisable dans un système fédéral. La question de savoir si le Canada pourra rassembler la volonté politique nécessaire pour le mettre en place reste ouverte.

LA FIABILITÉ GRÂCE À LA DIVERSITÉ – POURQUOI NOUS AVONS BESOIN D’UN RÉSEAU ÉLECTRIQUE CANADIEN

Bien que la possibilité d’acheter et de vendre de l’électricité à une province voisine profite directement à ces deux provinces, les interconnexions interprovinciales peuvent bénéficier à d’autres provinces que celles qu’elles relient. Une plus grande diversité est-ouest (et ouest-est) peut stimuler le commerce de l’électricité dans tout le pays. Par exemple, la charge de pointe en soirée au Manitoba survient environ deux heures avant celle de la Colombie-Britannique. Cela permet à la Colombie-Britannique de compléter la production du Manitoba afin de répondre à la demande, et vice versa. La connexion des réseaux électriques provinciaux est-ouest au Canada permet aux provinces de tirer parti de cette diversité de charge, réduisant ainsi le besoin de nouvelles capacités de production dans chaque province à mesure que la population et la charge augmentent.

Le transport est-ouest assure également une diversité géographique pour les énergies renouvelables intermittentes : si le vent ne souffle pas au Nouveau-Brunswick, il souffle peut-être quelque part en Ontario, et vice versa. Il permet également aux provinces disposant d’une production répartissable (comme l’hydroélectricité) de « consolider » les sources de production intermittentes d’autres provinces en fournissant de l’électricité lorsque ces sources intermittentes ne peuvent pas produire d’électricité.

Les économistes démontrent depuis longtemps que la diversité régionale réduit la capacité totale nécessaire pour maintenir la fiabilité. Une étude réalisée en 2022 par l’Institut climatique du Canada a estimé qu’une meilleure connectivité interprovinciale pourrait réduire les besoins d’investissement total dans la production d’électricité de 1,7 milliard de dollars par an d’ici 2050^[15]. En d’autres termes, le partage des réserves et l’équilibrage de la variabilité peuvent permettre de réaliser des économies tout en améliorant la résilience.

Un cadre national de fiabilité permettrait également de diversifier les risques. Les phénomènes météorologiques extrêmes – inondations en Colombie-Britannique, sécheresses dans les Prairies, tempêtes de verglas en Ontario – respectent rarement les frontières. Si une province subit une panne ou un déficit de production, l’accès aux réseaux voisins peut empêcher des défaillances en cascade. Dans un réseau entièrement coopératif, aucune province n’aurait besoin de surdimensionner ses installations « au cas où ».

Équité en matière d’accès et de prix

La fiabilité et l’équité sont les deux faces d’une même médaille. Les provinces riches en capacité hydroélectrique répartissable, telles que la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec, possèdent une flexibilité précieuse qui peut consolider les énergies renouvelables intermittentes ailleurs. Les provinces qui ne disposent pas de telles ressources, comme l’Alberta et la Saskatchewan, doivent faire face à des coûts plus élevés pour garantir l’adéquation. Un commerce coordonné pourrait égaliser ces avantages, permettant aux provinces hydroélectriques de tirer des revenus de leur flexibilité tandis que les provinces dépendantes des énergies fossiles auraient accès à une énergie propre à des prix compétitifs.

Cependant, sans coordination, les disparités s’accentuent. Les prix de l’électricité au Canada varient d’un facteur de trois, passant de moins de 0,08 $ par kWh au Manitoba à plus de 0,25 $ dans certaines régions du Canada atlantique. Cela s’explique en partie par la richesse en ressources, mais surtout par la fragmentation des politiques. Lorsque les provinces investissent dans des capacités redondantes plutôt que dans des infrastructures partagées, ce sont les consommateurs qui paient le prix de l’isolement.

Pourquoi l’équité est importante

L’électrification croissante amplifiera ces défis. La décarbonisation de l’électricité est un objectif national, mais son coût et sa faisabilité varient d’une province à l’autre. Les régions riches en hydroélectricité décarboniseront leur électricité relativement facilement, tandis que celles qui dépendent des combustibles fossiles auront des difficultés à le faire, à moins d’avoir accès à des énergies moins polluantes. Une transition équitable nécessite donc une coopération interprovinciale, non pas sous forme de charité, mais de réciprocité.

L’équité revêt également une importance politique. Le soutien public à la politique climatique nationale dépend d’une équité visible. Si une province supporte des coûts plus élevés en raison d’un manque de ressources locales, le ressentiment s’accroît. Un réseau partagé répartit à la fois les opportunités et les responsabilités. C’est là l’essence même du fédéralisme coopératif : non pas l’uniformité, mais l’entraide.

La fiabilité en tant qu’actif national

La fiabilité électrique est souvent considérée comme un indicateur provincial, mesuré à l’aide de l’indice de durée moyenne des interruptions de service touchant le réseau (« SAIDI ») et de l’indice de fréquence moyenne des interruptions de service touchant le réseau SAIDI. Cependant, à grande échelle, il s’agit d’un atout national. La fiabilité de l’électricité est le fondement de toutes les industries modernes, de la fabrication à l’exploitation minière en passant par les services numériques. Lorsque la fiabilité est compromise dans une région, cela affecte les chaînes d’approvisionnement, les prix et la confiance du public à l’échelle nationale. Et alors que nous semblons prêts à étendre notre dépendance de l’électricité au secteur des transports, l’effet de la fiabilité de l’électricité aura un impact encore plus grand sur nous tous.

En ce sens, la fiabilité est au secteur de l’électricité ce que les autoroutes interprovinciales sont au transport : un fondement essentiel de la vie économique. Cependant, alors que le Canada dispose d’un réseau routier national financé par les deux ordres de gouvernement, il n’existe aucun équivalent pour le transport d’électricité. L’infrastructure existe, mais pas la gouvernance.

CONCLUSION : INSTAURER LA CONFIANCE DANS LE RÉSEAU

L’histoire du réseau électrique canadien est, fondamentalement, une histoire de confiance. Les câbles peuvent assurer le transport de l’électricité, mais seules les institutions peuvent assurer la confiance dans le réseau. L’infrastructure physique des interconnexions et des sous-stations est impressionnante, mais sans un cadre de gouvernance partagée, elle reste sous-utilisée, comme un projet national à moitié achevé.

Apprendre de la FERC – sans la copier

Le Canada n’a pas besoin de reproduire le modèle de la FERC, mais il peut s’inspirer de son approche. L’autorité de la FERC ne repose pas sur la centralisation, mais sur la clarté : les États savent ce qu’ils contrôlent (la production et la vente au détail), et le gouvernement fédéral sait ce qu’il contrôle (le transport interétatique et les marchés de gros). Cette clarté crée une prévisibilité qui attire les investissements et facilite la planification.

L’ambiguïté actuelle du Canada – Ottawa a une compétence théorique sur les frontières interprovinciales, mais n’en exerce aucune – crée le pire des deux mondes : un chevauchement des responsabilités sans aucune application. Un modèle de coopération clairement défini, soutenu par la reconnaissance fédérale des frontières interprovinciales, permettrait de mettre de l’ordre dans cette incertitude.

De la stratégie à la politique

Les obstacles à une telle réforme ne sont pas d’ordre technique, mais politique. Les provinces craignent de perdre leur contrôle, et le gouvernement fédéral craint de les provoquer. Cependant, l’histoire démontre que le partage des compétences ne signifie pas nécessairement un contrôle à somme nulle. La Confédération elle-même a été fondée sur l’idée que les infrastructures communes pouvaient coexister avec l’autonomie locale. Le chemin de fer intercolonial^[16] du XIX^e siècle était un projet fédéral au service des économies provinciales. La Transcanadienne et les pipelines nationaux ont suivi la même logique. Le transport de l’électricité ne devrait pas être différent.

Le calcul politique pourrait également évoluer. Les conditions météorologiques extrêmes, les perturbations de la chaîne d’approvisionnement et le coût croissant de la fiabilité ont fait de la sécurité énergétique une préoccupation publique majeure. Les électeurs se soucient moins de la fierté territoriale que du maintien de l’approvisionnement en électricité. À mesure que l’électricité devient le pilier de l’économie carboneutre, sa gouvernance prendra inévitablement un caractère plus national.

Un modèle de fédéralisme coopératif

La structure de la FERC démontre que la coordination fédérale ne compromet pas nécessairement l’autonomie régionale. Les États conservent le contrôle sur les choix en matière de production et les marchés de détail, tandis que la FERC fournit un cadre transparent et établi sur des règles pour garantir la fiabilité et le commerce interétatiques. Il en résulte un système qui encourage les investissements, l’utilisation d’énergies renouvelables, et qui gère la congestion au-delà des frontières.

Pour le Canada, ce contraste est instructif. Le modèle américain montre que même dans un pays fédéral où les droits de l’État sont solides, la fiabilité nationale et le libre accès peuvent être obtenus par des lois, une délégation et une reddition de comptes claire. Il ne s’agit pas d’un modèle à reproduire, mais d’un exemple utile.

Ce dont le Canada a besoin, ce n’est pas d’une prise de contrôle fédérale descendante, mais plutôt d’un pacte de fiabilité fédéré — un cadre contraignant fondé sur la coopération, la transparence et la réciprocité. Les provinces conserveraient le contrôle opérationnel, mais s’engageraient à adopter des normes communes et des mécanismes de règlement des différends supervisés par la REC ou un organisme semblable.

Cela pourrait commencer modestement : planification conjointe pour une poignée d’interconnexions clés et ententes coordonnées de partage des réserves. Au fil du temps, cela pourrait évoluer pour donner lieu à un partenariat à l’échelle nationale, ce qui redéfinirait les valeurs canadiennes d’équité et d’équilibre régional.

Les retombées seraient énormes. Un réseau plus interconnecté réduirait les coûts, améliorerait la fiabilité et aiderait à soutenir la politique d’électrification, sans pour autant sacrifier l’autonomie provinciale. Cela permettrait également au Canada de présenter un visage cohérent aux États-Unis en ce qui concerne l’intégration des marchés transfrontaliers, renforçant ainsi à la fois la souveraineté et la compétitivité.

Instaurer la confiance dans le réseau

Au bout du compte, le défi de la coopération interprovinciale concerne moins les électrons que les institutions. Une fois instaurée, la confiance peut contribuer à faire bouger le pouvoir de façon rapide, fiable et efficace, mais elle exige des règles claires, équitables et applicables. L’avenir énergétique du Canada dépendra de sa capacité à passer de la diplomatie de la poignée de main à un partenariat fondé sur des règles entre les provinces et entre les provinces et Ottawa.

La leçon à tirer du MRE de l’Alberta, de l’évolution de la FERC et du pouvoir dormant de la REC est la même : la coopération n’est pas un acte de charité; c’est un geste de prudence. À mesure que le réseau devient le système nerveux central de notre économie, le Canada doit décider s’il s’agira d’un ensemble de demandes provinciales ou d’une intervention nationale coordonnée.

Certains câbles sont déjà en place et le reste peut être installé. La question est maintenant de savoir si nous avons la volonté de les brancher. 

 

• * David Morton, Interprovincial Cooperation and Energy Reliability (Canadian Energy Reliability Council, 2025).

  ¹ Pour les trois interconnexions, les données de l’AESO indiquent :

  Du 1^er au 7 septembre – entre 400 MW et 600 MW

  Du 8 au 18 septembre – entre 0 MW et 200 MW

  Du 19 au 28 septembre – 0 MW

  Du 29 septembre au 1er octobre – entre 400 MW et 600 MW

• ² Stefan Labbé, Failed B.C.-Alberta transmission line holds lessons for a national grid, (dernière modification : 18 juillet 2025), en ligne : <biv.com/news/resources-agriculture/failed-bc-alberta-transmission-line-holds-lessons-for-a-national-grid-10725383>.

• ³ United States Council for International Business, Comments Regarding Foreign Trade Barriers to U.S. Exports for 2025 Reporting—Canada [no du document : USTR-2024-0015] (Washington, D.C. : 2024); American Clean Power Association, communiqué de presse 220508, Joint Statement from American Clean Power Association and American Council on Renewable Energy to Ambassador Katherine Tai United States Trade Representative Office of the U.S. Trade Representative (17 octobre 2024).

• ⁴ Albert Electric System Operator, 2024 Annual Market Statistics, (Alberta : 2025) à la p 29, en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/market-and-system-reporting/Annual-Market-Stats-2024.pdf>.

• ⁵ Alberta Electricity System Operator, « Transmission Project: Alberta – British Columbia Intertie Restoration (7006) » (dernière consultation le 21 janvier 2026), en ligne : <aeso.ca/grid/transmission-projects/intertie-restoration>.

• ⁶ Alberta Electricity System Operator, « Alberta – British Columbia Intertie Restoration » (janvier 2018), en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/Tx-Newsletter-AB-BC-Intertie-Restoration-Final.pdf>.

• ⁷ Lettre de Mike Deising, directeur des communications et des relations avec les investisseurs (31 janvier 2022) lettre visant à présenter aux intervenants un compte rendu au sujet du projet de restauration de l’interconnexion entre l’Alberta et la Colombie-Britannique, en ligne (pdf) : <aeso.ca/assets/Uploads/projects/2022-Update-letter-Intertie_FINAL.pdf>.

• ⁸ Alberta Electric System Operator, Market Pathways Report (Calgary : Alberta Electric System Operator, 2022).

• ⁹ Alberta Electric System Operator, Restructured Energy Market (2024).

• ¹⁰ Alberta Electric System Operator, « Request for Feedback on REM Intertie Participation Options / July 18 – Aug. 9, 2024 » (dernière consultation le 21 janvier 2026), en ligne : <aesoengage.aeso.ca/rem-intertie-participation/surveys/rem-intertie-options-initial-stakeholder-input>.

• ¹¹ Lettre de Nathan Neudrof, ministre de l’Abordabilité et des Services publics de l’Alberta, au président et directeur général de l’Alberta Electric System Operator (10 décembre 2024), en ligne (pdf) : <ehq-production-canada.s3.ca-central-1.amazonaws.com/38a16e7be66e925f4b09f1d909e64f0a6c40d908/original/1733868706/b1377d0d48bd3f0f4b39963b4d7f993d_Direction_Letter_from_Minister_10Dec2024.pdf>. Voir aussi : Jessica Kennedy et al, « Alberta Issues Directive for Power Regime Overhaul: Fast and Furious Implementation » (18 décembre 2024), en ligne (blog) : <bennettjones.com/Insights/Blogs/Alberta-Issues-Directive-for-Power-Regime-Overhaul-Fast-and-Furious-Implementation/pdf>.

• ¹² L’AESO a également sollicité des commentaires du public sur l’adoption d’intervalles de règlement de cinq minutes dans le cadre du processus de consultation sur le MRE. 

• ¹³ Le « réseau interconnecté » régi par la FERC comprend toutes les lignes fonctionnant à 100 kV ou plus et est appelé « réseau de production-transport d’électricité » (Bulk Electric System ou BES en anglais). 

• ¹⁴ Ressources naturelles Canada, Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (ERITE), aperçu du programme (Ottawa : Ressources naturelles Canada, 2023). 

• ¹⁵ Institut climatique du Canada, Connected and Ready: How Interprovincial Transmission Can Help Canada Achieve Net Zero (Ottawa : Institut climatique du Canada, 2022). 

• ¹⁶ En tant que chemin de fer canadien historique qui a fonctionné de 1872 à 1918, date à laquelle il a été intégré au réseau ferroviaire national canadien. Comme le chemin de fer était également détenu et contrôlé à 100 % par le gouvernement du Canada, l’Intercolonial a également été l’une des premières sociétés d’État du Canada.