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Aller de l’avant : La nouvelle politique énergétique de la Nouvelle-Écosse vise le solaire, l’hydrogène et la boucle de l’Atlantique

Auteurs : , et * | avril 2023 – Volume 11, numéro 1 2023

L’année 2022 a été mouvementée en ce qui concerne la politique énergétique de la Nouvelle-Écosse. Les législateurs néo-écossais ont introduit une série de changements législatifs pour faire avancer leur programme environnemental/énergétique pour la province. Les changements visaient principalement à susciter le développement d’une plus grande production d’énergie renouvelable.

À l’instar de nombreuses provinces du Canada, la Nouvelle-Écosse a des cibles ambitieuses de réduction des émissions. L’Environmental Goals and Climate Change Reduction Act de la Nouvelle-Écosse prévoit une réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) de 53 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030 et l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050[1]. C’est un défi de taille, mais un défi que le gouvernement conservateur de la Nouvelle-Écosse semble déterminé à relever en raison de l’avalanche de nouvelles modifications législatives qu’il a adoptées au cours de la dernière année.

En plus des changements législatifs axés sur l’environnement, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a également adopté une loi visant à plafonner les augmentations des tarifs d’électricité.

Cet article examine trois développements législatifs clés survenus en 2022 : a) les modifications apportées à l’Electricity Act[2] et aux Renewable Electricity Regulations[3] de la Nouvelle-Écosse afin d’élargir le programme de facturation nette; b) les modifications apportées à l’Electricity Act et à la législation sur les combustibles liquides afin de promouvoir le développement de projets d’hydrogène vert; et c) les modifications apportées à la Public Utilities Act[4] afin d’imposer un plafond de 1,8 % aux augmentations nettes des tarifs de Nova Scotia Power Inc. (NSPI) en 2022, 2023 et 2024.

LE NOUVEAU PROGRAMME DE FACTURATION NETTE DE L’ÉNERGIE SOLAIRE

Le programme existant

Depuis 2010, le programme de facturation nette de la Nouvelle-Écosse offre aux propriétaires, aux entreprises et aux institutions de la province un moyen éprouvé d’installer des systèmes d’électricité renouvelable. Plus précisément, le programme de facturation permet aux clients de NSPI :

  • d’installer et d’interconnecter au réseau des générateurs d’énergie renouvelable admissibles. Les technologies admissibles comprennent l’énergie éolienne, solaire, marémotrice et la biomasse; actuellement, l’énergie solaire photovoltaïque représente la grande majorité des générateurs d’énergie renouvelable installés dans le cadre des programmes de facturation nette;
  • de réduire leur facture d’électricité d’un montant équivalent à la quantité d’énergie qu’ils produisent; et
  • de recevoir un crédit pour tout excédent d’énergie injecté dans le réseau électrique.

Des centaines, voire des milliers, de clients de NSPI ont profité du programme de la facturation nette.

Cependant, bien que certains clients commerciaux et institutionnels aient participé au programme de facturation nette, à ce jour, la plupart des participants étaient des propriétaires résidentiels. Le plafond de 100 kW sur la capacité nominale installée a limité l’adoption par les acteurs commerciaux et institutionnels.

Modifications récentes de l’Electricity Act

À compter du 22 avril 2022, le ministère des Ressources naturelles et des Énergies renouvelables de la Nouvelle-Écosse a annoncé des modifications à l’Electricity Act[5]. Les modifications ont élargi, protégé et développé les programmes de facturation nette et autres programmes d’électricité renouvelable de la Nouvelle-Écosse, entre autres :

  • en éliminant l’ancien plafond de 100 kW de capacité nominale pour permettre à un plus grand nombre de clients commerciaux et institutionnels d’utiliser le programme;
  • en interdisant à NSPI d’introduire des structures tarifaires ou des frais d’accès au réseau qui découragent la participation aux programmes de facturation nette;
  • en introduisant des dispositions qui soumettent NSPI à une plus grande surveillance réglementaire de la part du Nova Scotia Utilities and Review Board (NSURB) dans l’administration des programmes de facturation nette; et
  • en introduisant un « droit à l’autoproduction » qui permet à tout Néo-Écossais d’installer un équipement de production et de stockage d’électricité renouvelable d’une capacité nominale maximale de 27 kW sans l’approbation de NSPI.

Modifications aux Renewable Electricity Regulations

À compter du 28 octobre 2022, le ministère des Ressources naturelles et des Énergies renouvelables de la Nouvelle-Écosse a annoncé des modifications aux Renewable Electricity Regulations[6] qui, entre autres changements, créent une filière de facturation nette plus viable pour les clients commerciaux et institutionnels.

Plus précisément, les modifications ont augmenté le plafond de facturation nette de 100 kW à un maximum de 1 MW de capacité nominale. Le règlement modifié permettra donc aux clients commerciaux, institutionnels, agricoles ou aquacoles admissibles d’installer un ou plusieurs générateurs d’énergie renouvelable admissibles jusqu’à 1 MW (ou 1 000 kW) de capacité installée par zone de distribution.

Les clients admissibles comprennent :

  • Les clients qui paient une charge de demande dans le cadre de leur tarif existant (correspondant aux contribuables sous les codes de tarif général, industriel ou municipal);
  • Les clients qui possèdent ou exploitent un établissement vinicole enregistré en vertu de l’Agriculture and Marketing Act;
  • Les clients qui possèdent ou exploitent une ferme enregistrée en vertu de la Farm Registration Act; et
  • Les clients qui possèdent ou exploitent une usine d’aquaculture agréée en vertu de la Fisheries and Coastal Resources Act.

Tous les autres clients peuvent installer des générateurs d’énergie renouvelable admissibles d’une capacité nominale maximale de 200 kW par zone de distribution.

Les modifications rationalisent également les processus de demande de facturation nette pour les clients ayant plusieurs emplacements et/ou générateurs différents en permettant aux clients ayant plusieurs emplacements d’installer un ou plusieurs générateurs d’électricité renouvelable dans le cadre d’une seule entente de facturation nette, à condition que :

  • les générateurs sont tous installés dans la même zone de distribution;
  • les générateurs sont tous assujettis au même taux ou tarif; et
  • La capacité nominale totale de ces générateurs ne dépasse pas les plafonds applicables fixés par l’Electricity Act et aux Renewable Electricity Regulations.

Le règlement modifié améliore également la transparence et la surveillance en exigeant que NSPI soumette les deux éléments suivants à l’approbation du NSURB :

  • Les conditions du programme, y compris les exigences de participation à la facturation nette et les motifs pour lesquels NSPI peut refuser une demande; et
  • Un formulaire standard d’entente de facturation nette qui régit la vente d’électricité renouvelable et à faible impact à NSPI.

La demande de NSPI pour l’approbation de son nouveau programme de facturation nette est actuellement devant le NSURB[7]. NSPI n’est pas autorisée à apporter d’autres changements à son ou ses programmes de facturation nette sans avoir obtenu au préalable l’approbation du NSURB.

Le règlement modifié exige également que NSPI traite les demandes de facturation nette « en temps opportun » et approuve toutes les demandes de facturation nette, sauf s’il existe des « motifs raisonnables » de les refuser. Ces changements servent de base législative pour accélérer les délais de traitement des demandes de facturation nette et réduire les obstacles au traitement de l’approbation des demandes de facturation nette, de la mise en service du système et de l’interconnexion.

Enfin, le règlement modifié prévoit que, à la demande d’un client, NSPI doit enregistrer annuellement tous les « certificats d’énergie renouvelable » associés au(x) générateur(s) d’énergie renouvelable d’un client auprès d’une organisation internationalement accréditée. À la demande d’un client, NSPI doit fournir au client des certificats d’énergie renouvelable décrivant le volume et le millésime de l’électricité renouvelable produite par le ou les générateurs du client annuellement, moment auquel les certificats seront considérés comme retirés.

Le règlement modifié prévoit en outre que NSPI peut compter la production totale de toute l’énergie renouvelable produite dans le cadre d’un programme de facturation nette et de tous les clients résidentiels à facturation nette pour satisfaire à ses normes de rendement en matière d’électricité renouvelable.

L’interaction de ces dispositions suggère que les clients commerciaux ou institutionnels à facturation nette peuvent appliquer les certificats d’énergie renouvelable résultant de leur(s) générateur(s) d’énergie renouvelable à leurs exigences internes de rendement en matière d’électricité renouvelable et de déclaration. Parallèlement, NSPI peut appliquer l’énergie produite par tous les systèmes à facturation nette à sa norme d’énergie renouvelable prévue par la loi. Si un client commercial souhaite enregistrer, vendre ou céder les certificats d’énergie renouvelable associés à son système de façon indépendante, il doit le faire en dehors du contexte du programme de facturation nette.

Dans l’ensemble, les changements apportés à l’Electricity Act et aux Renewable Electricity Regulations visent à étendre le programme de facturation nette à un plus grand nombre de participants commerciaux, à rationaliser le processus de demande et à conférer une plus grande transparence et obligation redditionnelle au processus d’examen des demandes de NSPI.

DÉVELOPPEMENT DE L’HYDROGÈNE VERT

Au cours des dernières années, l’excitation entourant le potentiel de l’hydrogène comme source d’énergie verte a pris de l’ampleur. L’hydrogène comme source d’énergie a suscité une attention considérable à l’échelle mondiale tout au long de 2022, et le Canada atlantique n’a pas fait exception. En effet, le Canada atlantique s’est positionné pour devenir une plaque tournante clé de l’exportation d’hydrogène et a tenu son rang dans ce secteur en plein essor. Par exemple, en août 2022, le Canada et l’Allemagne ont tenu un sommet sur l’hydrogène à Terre-Neuve et ont signé une « déclaration d’intention conjointe » pour commencer à investir dans la création d’un « corridor d’approvisionnement transatlantique Canada-Allemagne » afin de permettre l’exportation d’hydrogène produit au Canada atlantique vers l’Allemagne[8].

En Nouvelle-Écosse, il existe au moins six projets actifs d’hydrogène vert, dont quatre grands projets d’exportation visant à fournir de l’énergie à faible teneur en carbone aux marchés européens, et deux projets plus petits destinés à un usage domestique[9].

Les récentes modifications législatives en Nouvelle-Écosse visent à faciliter le développement de projets d’hydrogène vert.

Modifications du régime juridique des combustibles liquides de la Nouvelle-Écosse

En novembre 2022, l’assemblée législative de la Nouvelle-Écosse a adopté des modifications à la Pipeline Act[10], à la Gas Distribution Act[11] et à la Subsurface Energy Storage Act[12] (anciennement connue sous le nom d’Underground Hydrocarbon Storage Act). Ces trois textes de loi établissent des règles et des normes pour le stockage, le transport et la distribution des combustibles liquides en Nouvelle-Écosse. Voici les changements spécifiques qui ont été apportés :

  • l’hydrogène, l’ammoniac, la séquestration du carbone et le stockage par air comprimé ont été ajoutés au champ d’application de l’Underground Hydrocarbon Storage Act;
  • les pipelines construits pour l’hydrogène ou les mélanges d’hydrogène ont été inclus dans la Pipeline Act; et
  • l’hydrogène est désormais considéré comme faisant partie d’un réseau de distribution de gaz en vertu de la Gas Distribution Act, et donc soumis à la surveillance du NSURB en vertu de cette loi.

En mettant à jour ces trois textes de loi, la Nouvelle-Écosse a confirmé que son régime juridique actuel pour les carburants liquides s’applique aux nouveaux carburants à base d’hydrogène.

Ces changements apportent une certaine certitude aux entreprises qui entreprennent (ou souhaitent entreprendre) de nouveaux projets d’hydrogène vert, et clarifient les règles, les procédures et les normes qu’elles doivent suivre.

Nouveaux projets d’hydrogène vert en Nouvelle-Écosse

En novembre 2022, le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a présenté le projet de loi 207[13] visant à modifier l’Electricity Act. Le projet de loi 207 (a) établira un « Programme d’innovation en matière d’hydrogène » pour faciliter les projets d’hydrogène vert et (b) permettra aux entreprises d’hydrogène vert admissibles et participantes d’acheter de l’électricité en gros sur le marché libre en vertu du tarif de libre accès au réseau de transport (TLART) de la Nouvelle-Écosse.

Le paragraphe 4FA de l’Electricity Act[14] modifiée exigera du ministre des Ressources naturelles et des Énergies renouvelables qu’il « élabore et maintienne un programme d’innovation en matière d’hydrogène pour l’interconnexion d’une installation d’hydrogène au réseau électrique d’un service public aux fins de production et de traitement d’hydrogène » [traduction].

Les nouvelles modifications permettront au gouvernement d’adopter un règlement établissant les modalités et conditions de participation à ce nouveau programme. Les propriétaires ou les exploitants d’installations de traitement ou de production d’hydrogène pourront demander au ministre de participer au Programme d’innovation pour l’hydrogène, sous réserve des conditions établies par le nouveau règlement adopté en vertu de la modification.

Le projet de loi 207 fournit relativement peu de détails concrets sur la substance du Programme d’innovation pour l’hydrogène. Cependant, les pouvoirs réglementaires créés par le projet de loi 207 fournissent néanmoins plusieurs indices importants concernant la forme que le programme devrait finalement prendre :

  • Le programme créera une voie permettant aux propriétaires ou aux exploitants d’installations d’hydrogène de s’interconnecter au réseau électrique de la Nouvelle-Écosse et d’acheter de l’électricité sur le marché libre pour exercer leurs activités. L’achat et la vente d’électricité par l’intermédiaire du réseau de NSPI sont rendus possibles par le TLART, qui impose des frais aux acheteurs et aux vendeurs d’électricité en gros qui utilisent le réseau électrique de la Nouvelle-Écosse, et y sont assujettis.
  • Pour profiter de ce programme, les propriétaires et les exploitants d’installations d’hydrogène doivent se conformer aux critères d’admissibilité du programme, aux exigences de déclaration des données et aux normes de rendement établies par le règlement adopté en vertu de l’Electricity Act modifiée.
  • Les exigences en matière de rapports et les obligations de conformité continue pour les participants au programme seront conçues pour (entre autres) : (a) permettre au gouvernement de surveiller et de mesurer les émissions de carbone de nouveaux projets d’hydrogène; (b) établir des normes de performance concernant l’intensité de carbone de ces projets; (c) établir des pénalités pour les projets d’hydrogène qui ne satisfont pas aux normes de performance; et (d) établir des exigences ou des conditions pour la vente d’hydrogène ou d’électricité produite à partir d’hydrogène dans les installations d’hydrogène participantes[15].

D’autres détails concernant le Programme d’innovation pour l’hydrogène seront probablement communiqués dans les mois qui suivront l’entrée en vigueur du projet de loi 207 (le projet de loi 207 a reçu la sanction royale le 9 novembre 2022 et entrera en vigueur lorsque le gouverneur en conseil l’aura proclamé).

Clarté sur les évaluations environnementales (EE) pour les projets d’hydrogène

La Nouvelle-Écosse a également modifié deux séries de règlements afin de clarifier, pour les promoteurs d’hydrogène vert, quelles seront leurs obligations en matière d’évaluation environnementale par rapport à ces types de projets. Les changements ont été apportés aux Environmental Assessment Regulations[16] et aux Activities Designation Regulations[17], et se présentent comme suit :

  • Les projets à grande échelle qui produisent et/ou stockent de l’hydrogène ou de l’ammoniac nécessitent une évaluation environnementale de classe I;
  • Les installations qui produisent et/ou stockent de l’hydrogène ou de l’ammoniac nécessitent des agréments opérationnels; et
  • Plusieurs agréments opérationnels peuvent être regroupés sous un seul agrément clair, au niveau de l’installation, pour les installations d’hydrogène.

Une fois de plus, ce changement législatif apporte une plus grande certitude et prévisibilité quant aux obstacles environnementaux qui devront être satisfaits au cours de la phase de planification des projets d’hydrogène.

LA BOUCLE DE L’ATLANTIQUE

Comme nous l’avons indiqué, la Nouvelle-Écosse a intégré dans sa législation son objectif de réduire les émissions de GES d’au moins 53 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030 et d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. L’atteinte de ces objectifs passe en grande partie par un programme visant à réduire la dépendance de la Nouvelle-Écosse au charbon pour produire de l’électricité.

Une partie importante de ce programme est un nouveau projet de transport d’électricité de plusieurs milliards de dollars appelé la boucle de l’Atlantique qui donnera à la Nouvelle-Écosse un meilleur accès à l’hydroélectricité produite au Labrador et au Québec.

La structure de financement du projet est encore à l’étude. Le gouvernement fédéral, les gouvernements de la Nouvelle-Écosse et du Québec, ainsi que NSPI, sont engagés dans des discussions continues au sujet du projet de la boucle de l’Atlantique[18]. Le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a adopté la position selon laquelle la boucle de l’Atlantique ne sera pas économiquement réalisable sans financement fédéral. Plus précisément, Karen Gatien, sous-ministre du ministère des Ressources naturelles et des Énergies renouvelables de la Nouvelle-Écosse, a récemment déclaré qu’« [i]l n’y a pas de boucle sans soutien fédéral, c’est tout simplement trop coûteux[19] » [traduction].

Cependant, le projet a récemment fait face à une certaine incertitude en raison de la récente législation de la province visant à limiter les augmentations de tarifs que l’organisme de réglementation de l’énergie de la Nouvelle-Écosse pourrait accorder au service public[20].

Le 27 janvier 2022, NSPI a déposé une demande de taux général (General Rate Application) visant à obtenir des augmentations du taux moyen pondéré général sur l’ensemble des catégories de taux de 3,6 % à compter du 1er août 2022, du 1er janvier 2023 et du 1er janvier 2024. La mise à jour sur le combustible que NSPI a déposée le 2 septembre 2022 montrait une prévision considérablement plus élevée pour les coûts du combustible et de l’énergie achetée, représentant une augmentation de 681,5 millions de dollars par rapport à la prévision initiale pour la période allant de 2022 à la fin de 2024. La province de la Nouvelle-Écosse a accepté de soulager quelque peu les clients de NSPI de ce montant en exemptant NSPI d’environ 165 millions de dollars de dépenses de conformité aux normes sur les GES jusqu’à la fin de 2022.

Le 19 octobre 2022 (après la fin de l’audience, mais avant le dépôt des conclusions écrites des parties), le gouvernement de la Nouvelle-Écosse a présenté le projet de loi 212 à l’Assemblée législative. La législation est entrée en vigueur le 8 novembre 2022 et a limité l’augmentation des taux pour les produits non combustibles à 1,8 % au cours des deux prochaines années[21]. Les modifications apportées à la Public Utilities Act ont également imposé des limites au taux maximal de rendement des capitaux propres, soit (9,25 % par rapport aux 9,5 % demandés par NSPI), et à une proportion des capitaux propres (40 % par rapport aux 45 % demandés par NSPI)[22].

En réponse à ce plafond législatif, NSPI a annoncé qu’elle mettait en attente le projet de la boucle de l’Atlantique[23]. Le gouvernement fédéral a déclaré qu’il est toujours déterminé à poursuivre les négociations en vue de conclure une entente de principe pour le projet de la boucle de l’Atlantique, et que malgré la pression exercée par NSPI pour mettre fin à sa participation, le gouvernement fédéral demeure engagé envers le projet[24].

Le 2 février 2023, le NSURB a rendu sa décision concernant la demande de tarif général de NSPI. La décision a largement approuvé un accord de règlement entre NSPI et plusieurs intervenants. Dans l’accord de règlement, les parties ont convenu (sous réserve de l’approbation du NSURB) d’une augmentation moyenne des tarifs de 6,9 % (pour toutes les catégories de clients pour chacune des années 2023 et 2024, et incluant les coûts de carburant et autres).

Le développement de la boucle de l’Atlantique, y compris la structure de financement qui sera mise en place pour le projet, est toujours en cours de négociation. On ne sait pas encore quel impact, le cas échéant, les récents développements auront sur l’avancement du projet de la boucle de l’Atlantique. Cependant, une chose est certaine : l’évolution de la discussion autour de la boucle de l’Atlantique sera suivie de près par tous ceux qui s’intéressent de près à l’espace énergétique du Canada atlantique au cours de l’année 2023.

CONCLUSION

Atteindre la « carboneutralité d’ici 2050 » est un objectif ambitieux. Il sera difficile à atteindre sans des changements radicaux et variés de la législation existante : il faudra l’équivalent législatif d’une « pressions des tribunaux » pour obtenir le type de changement législatif nécessaire pour relever les défis et saisir les opportunités qui ont été introduites par la transition vers les énergies renouvelables.

Dans le même temps, ces changements législatifs doivent être suffisamment flexibles pour évoluer avec le développement continu des solutions énergétiques de rechange.

Dans l’ensemble, il est de plus en plus clair qu’en matière d’énergie renouvelable, les vents de l’industrie sont en train de tourner, obligeant les législateurs à relever le défi de guider ce changement de direction : L’histoire de la Nouvelle-Écosse en 2022 fournit un exemple des efforts multiformes d’un gouvernement pour relever ce défi.

 

* Gordon Kaiser est membre de l’Energy Law Chambers à Toronto : Melanie Gillis et Noah Entwisle sont avocate et avocat chez McInnes Cooper à Halifax.

  1. Environmental Goals and Climate Change Reduction Act, SNS 2021, c 20, s.6.
  2. Electricity Act, SNS 2004, c. 25.
  3. Renewable Energy Regulations, NS Reg 155/2010.
  4. Public Utilities Act, RSNS 1989, c. 380.
  5. Supra note 2.
  6. Supra note 3.
  7. Nova Scotia Utility and Review Board, In the Matter of an Application by Nova Scotia Power Incorporated for approval of a new Commercial Net-Meting Program (M10872), Hearing Order (NSURB, 2022), en ligne (pdf): <www.nsuarb.novascotia.ca/sites/default/files/M10872%20-%20Notice%20of%20Paper%20Hearing.pdf>.
  8. Ressources naturelles Canada, « Le Canada et l’Allemagne signent un accord pour renforcer la sécurité énergétique de l’Allemagne au moyen d’hydrogène propre du Canada » (23 août 2022), en ligne : Gouvernement du Canada <www.canada.ca/fr/ressources-naturelles-canada/nouvelles/2022/08/le-canada-et-lallemagne-signent-un-accord-pour-renforcer-la-securite-energetique-de-lallemagne-au-moyen-dhydrogene-propre-du-canada.html>.
  9. Natural Resources and Renewables (Nova Scotia), « Legislation Supports Green Hydrogen Development » (17 octobre 2022), en ligne : Province of Nova Scotia <www.novascotia.ca/news/release/?id=20221017007>.
  10. Pipeline Act, RSNS 1989, c. 345.
  11. Gas Distribution Act, SNS 1997, c 4.
  12. Subsurface Energy Storage Act, SNS 2001, c 37.
  13. Bill 207, Electricity Act (amended), 1st Sess, 64th Gen Ass, 2022 [Bill 207].
  14. Supra note 2.
  15. Supra note 13.
  16. Environmental Assessment Regulations, NS Reg 26/95.
  17. Activities Designation Regulations, NS Reg 47/95.
  18. Francis Campbell, « Nova Scotia, others still in the Atlantic loop but little progress being made, deputy minister says », Saltwire (11 janvier 2023), en ligne : <www.saltwire.com/atlantic-canada/news/nova-scotia-others-still-in-the-atlantic-loop-but-little-progress-being-made-deputy-minister-says-100813358/>.
  19. Ibid.
  20. Bill No. 212, An Act to Amend the Public Utilities Act, 1st Sess, 64th Assembly, Nova Scotia, 2022, en ligne : <www.nslegislature.ca/legc/bills/64th_1st/1st_read/b212.htm>.
  21. Ibid.
  22. Ibid.
  23. Paul Withers, « Emera is pausing the Atlantic Loop in the wake of power rate cap legislation », CBC News Nova Scotia, (21 octobre 2022), en ligne : <www.cbc.ca/news/canada/nova-scotia/emera-pauses-atlantic-loop-after-ns-power-rate-cap-1.6624183>.
  24. Paul Withers, « Ottawa ‘very committed’ to Atlantic Loop electricity mega project despite pause », CBC News Nova Scotia (9 novembre 2022), en ligne : <www.cbc.ca/news/canada/nova-scotia/trudeau-government-atlantic-loop-project-pause-emera-1.6646208>.

 

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