Introduction

Le réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse subit actuellement d’importants changements, surtout compte tenu du passé de la Nouvelle-Écosse en matière de stratégie et de politique énergétiques². En 2007, lorsqu’un objectif d’énergie renouvelable a pris force de loi, 90 pour cent de l’approvisionnement en électricité de la province provenait de combustibles fossiles, principalement le charbon. Le réseau est maintenant en bonne voie d’atteindre standard sur les énergies renouvelables (SER), soit que 40 pour cent de son électricité provienne de sources renouvelables d’ici 2020. La Nouvelle-Écosse est également sur le point de devenir un chef de file en matière de maîtrise de la demande d’électricité (MDE). Alors que si peu d’efforts ont été consacrés à l’efficacité énergétique pas plus tard qu’avant 2008, le réseau compte maintenant sur l’efficacité énergétique pour réduire son besoin annuel en électricité de plus de 5 pour cent.

L’organisme indépendant de réglementation de l’électricité de la Nouvelle-Écosse, le Utility and Review Board (UARB), a été au centre de ces développements. L’article porte un regard sur le rôle de l’UARB avec un double objectif : premièrement, attirer l’attention sur le rôle que l’un de ces organismes de réglementation des services d’électricité a joué dans le cadre d’un important processus pluriannuel de transformation du secteur de l’électricité, et deuxièmement, illustrer quelle est l’importance d’un processus réglementaire indépendant et respecté pour effectuer cette transformation à un moment où de telles transformations se produisent – ou sont souhaitées – partout au Canada et ailleurs.

Pour atteindre ces objectifs, l’article examine le travail qu’a effectué l’UARB au cours de la dernière décennie dans d’importants cas liés à l’énergie renouvelable, à la maîtrise de la demande d’électricité et à l’établissement des tarifs. En termes généraux, cet examen montre comment l’UARB a contribué à maintenir le processus de transformation sur la bonne voie tout en s’assurant qu’il soit exécuté de façon transparente et responsable dans les intérêts supérieurs des contribuables. À certains égards, on y montre que l’UARB a joué un rôle de catalyseur dans l’élaboration des politiques nécessaires. On y fait également état de la réceptivité de l’UARB relativement aux défis concrets auxquels la Nouvelle-Écosse a fait face pour rendre son réseau d’électricité plus écologique, malgré les tarifs élevés durant et après une récession et l’inquiétude croissante quant au futur économique à long terme de la province. Pour terminer, ce qui est peut-être encore plus fondamental, l’examen montre comment l’UARB a mis en application un système de réglementation qui jouit de la crédibilité et du respect nécessaires pour gagner la confiance de ceux qu’il régit, de ceux qu’il protège, et enfin du gouvernement. Tout repose sur le bien-fondé des décisions prises par l’UARB, de même que sur son processus décisionnel, ce qui comprend son utilisation transparente de conseils d’experts, l’obligation de s’engager de manière significative auprès des parties prenantes qu’il impose à ceux qu’il régit et les raisons claires, détaillées et exhaustives qui soutiennent ses décisions.

À ces égards, on ne suggère pas ici que l’UARB ait été exceptionnel ou particulièrement innovateur ou créatif. On fait plutôt état des attributs communs mais essentiels aux organismes de réglementation dont il a constamment fait preuve, dont l’équité, l’objectivité, la compétence technique, la fiabilité, la prévisibilité, la réceptivité, le pragmatisme, le bon jugement et la responsabilité. Par conséquent, le rôle qu’a joué l’UARB en Nouvelle-Écosse illustre la contribution cruciale qu’une réglementation efficace et stable peut faire pour assurer la bonne mise en œuvre d’un changement à grande échelle à la politique du système énergétique (en l’espèce, des changements majeurs à la politique du système électrique) qui ne peut être mise en œuvre qu’au cours de mandats successifs de différents gouvernements, malgré une grande incertitude et d’importants changements souvent contestés au niveau des conditions économiques, technologiques, environnementales et sociales dans lesquelles la politique a initialement été établie. Parallèlement, le succès de l’UARB montre que la régie du réseau d’électricité en Nouvelle-Écosse a grandement bénéficié de la confiance qui a été accordée à l’UARB. Ce qui nous rappelle que la meilleure contribution des organismes de réglementation à la préservation de leurs mandats indépendants et sur lesquels dépend la réglementation efficace réside dans l’efficacité avec laquelle ils exécutent leurs mandats.

Le réseau d’électricité, l’UARB, le cadre législatif et la transformation du réseau

Le réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse

Le réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse dessert 400 000 clients qui consomment 10 467 GWh d’électricité³. Nova Scotia Power (NSP) est propriétaire et exploitant d’environ 90 pour cent du réseau, dont la puissance installée est de 2730 mégawatts (MW). NSP est un service d’électricité intégré verticalement appartenant au secteur privé par l’entremise de la société de portefeuille appelée Emera. Jusqu’à tout récemment, le réseau obtenait près de 90 pour cent de son énergie de la combustion de charbon et d’autres combustibles fossiles dans des centrales électriques appartenant à NSP. Le réseau ne dispose que d’une connexion limitée au réseau nord-américain grâce à une interconnexion à la frontière de la Nouvelle-Écosse et du Nouveau-Brunswick qui est utilisée entre autres pour gérer la demande de pointe dans chacune de ces provinces.

Depuis 2010, le secteur de l’électricité compte dans ses rangs l’Efficiency Nova Scotia Corporation (ENSC). Il s’agit d’une société constituée par l’Efficiency Nova Scotia Corporation Act⁴ dont le mandat est d’administrer les programmes d’efficacité et de conservation de l’énergie, y compris les programmes de MDE dans le secteur de l’électricité⁵.

Le Utility and Review Board

NSP et l’ENSC sont toutes deux régies par l’UARB, un organisme réglementaire quasi judiciaire établi en vertu de la Utilities and Review Board Act⁶. À tous les égards, l’UARB est considéré comme un « super organisme de réglementation ». En plus d’être l’organisme de réglementation du secteur de l’électricité, l’UARB assure également la réglementation des services de distribution de gaz et d’eau. Il assume des responsabilités réglementaires dans les secteurs de l’assurance automobile, de la délivrance des permis d’alcool, des jeux de hasard, des prêts sur salaire, de l’établissement des prix de détail du pétrole, des transporteurs publics de passagers et des chemins de fer provinciaux. Il exerce des fonctions judiciaires dans les domaines de l’évaluation foncière, de la compensation des victimes d’actes criminels, de l’expropriation, de la classification de films, de la sécurité incendie, des limites municipales et de conseils scolaires et de l’urbanisme municipal.

Pour NSP et l’ENSC, le mandat de réglementation de l’UARB est conféré à ce dernier par la Public Utilities Act⁷, qui est complétée dans le cas de NSP par des dispositions de l’Electricity Act⁸ et de son règlement, et dans le cas de l’ENSC, par des dispositions de l’Efficiency Nova Scotia Corporation Act⁹, ce qui changera sous peu lorsque l’édiction de la loi sur la restructuration récemment adoptée ajoutera des dispositions à la Public Utilities Act et à l’Electricity Act afin de faire du franchisé de la marque Efficiency Nova Scotia un fournisseur de services économiques à haut rendement énergétique à NSP sous la supervision de l’UARB¹⁰.

Dans ces paramètres établis par la loi, le mandat de l’UARB est celui d’un organisme de réglementation économique traditionnel de fournisseurs monopolistiques de services publics. Sa responsabilité fondamentale est de pré-approuver le « barème de prix, de droits et de frais » qui peuvent être facturés aux clients pour ces services¹¹. Pour s’acquitter de cette responsabilité, l’UARB utilise le modèle de réglementation économique¹² du « coût-de-service » subordonné à l’exigence que les droits, les prix et les frais soient facturés équitablement à toutes personnes dans des « circonstances sensiblement analogues » selon la réglementation établie par l’UARB¹³. L’approbation de l’UARB est également requise pour les dépenses en capital supérieures à 250 000 $¹⁴. L’UARB a également la responsabilité d’établir et de déterminer l’échelle de tarification d’un service public et de déterminer les recettes annuelles « justes et raisonnables » que le service pourra tirer de ses tarifs¹⁵. De façon plus générale, l’UARB doit assurer la « supervision générale de tous les services publics »¹⁶ et a le pouvoir de rendre les ordonnances « qu’il estime justes concernant les droits, les prix et les frais à payer à tout service public rendu ou installations fournies »¹⁷. En ce qui concerne la MDE, à ces responsabilités et pouvoirs s’ajoute l’exigence imposée à l’ENSC par l’Efficiency Nova Scotia Corporation Act de soumettre un « programme de maîtrise de la demande d’électricité » à l’UARB pour son approbation¹⁸.

Le cadre législatif de la politique énergétique

La transformation du réseau d’électricité est attribuable à l’effet combiné de lois sur l’environnement et le réseau d’électricité. Depuis 2005, NSP est assujetti en vertu des Air Quality Regulations¹⁹ établies au titre de l’Environment Act²⁰ à des limites d’émission croissantes jusqu’à l’année 2020 et au-delà de celle-ci pour le dioxyde de soufre, l’oxyde d’azote et le mercure. En 2007, l’objectif voulant qu’au moins 18,5 pour cent de l’électricité produite à partir de sources renouvelables d’ici 2013 a été inclus dans la liste des 21 objectifs de performance environnementale établis dans l’Environmental Goals and Sustainable Prosperity Act²¹. En 2009, les Greenhouse Gas Emissions Regulations²² établis au titre de l’Environment Act²³ imposaient à NSP des plafonds d’émissions de gaz à effet de serre croissants jusqu’à l’an 2030. Les normes en matière d’énergie renouvelable s’appliquent à NSP depuis 2010 en vertu du règlement établi au titre de l’Electricity Act²⁴. Celles-ci exigent que 10 pour cent ou plus du total d’électricité fourni en 2013 et en 2014 soit de l’« électricité renouvelable à faible impact » produite par des « installations de production d’électricité à faible impact »²⁵; que 25 pour cent ou plus du total d’électricité fourni de 2015 à 2020 soit de l’électricité renouvelable, ce qui comprend 300 GWh supplémentaires devant être acquis auprès de producteurs d’énergie indépendants²⁶; et que 40 pour cent du total d’électricité fourni en 2020 et chaque année subséquente provienne d’électricité renouvelable²⁷.

Une autre composante essentielle du cadre législatif est l’Accord d’équivalence entre la Nouvelle-Écosse et le Canada qui a été négocié en 2012 et signé en 2014²⁸. En vertu de cet Accord, ce qui est exigé du réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse relativement à la réduction des émissions de gaz à effet de serre comprise dans les lois de la Nouvelle-Écosse, plus particulièrement l’Environment Act et les Greenhouse Gas Emission Regulations, est stipulé comme étant l’équivalent de ce qui serait exigé du réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse par les dispositions de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement²⁹ et le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon³⁰ pris en vertu de cette loi, ce qui a donné à la politique de transformation du réseau d’électricité en cours en Nouvelle-Écosse un niveau supplémentaire de non-négociabilité et qui a également permis d’épargner un coût important aux contribuables qui aurait autrement été engagé pour fermer les centrales de production d’électricité à partir du charbon pour raison de conformité à la réglementation fédérale.

Transformation du réseau d’électricité en Nouvelle-Écosse

Actuellement, le réseau utilise un peu plus de 1000 GWh d’énergie renouvelable conforme à la norme de 10 pour cent d’énergie renouvelable pour 2013³¹. Pour atteindre l’objectif de 2020, plus de 4000 GWh d’énergie renouvelable conforme à la norme d’énergie renouvelable seront achetés. Cette énergie devrait provenir de multiples sources d’approvisionnement, y compris plus de 1300 GWh de projets d’énergie éolienne construits après 2001, 357 GWh d’un grand projet de bioénergie et au moins 1135 GWh d’hydroélectricité qui seront transportés du projet Muskrat Falls au Labrador à la Nouvelle-Écosse par le Maritime Link, un câble de transport dont la pose est en cours entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse. Le projet Muskrat Falls/Maritime Link constituera une transformation sur un autre plan : il mettra fin à l’isolement de la Nouvelle-Écosse en tant qu’« île électrique » en assurant son interconnexion plus complète au réseau nord-américain et ouvrant ainsi la porte à d’autres changements, peut-être plus profonds, après 2020.

Parallèlement à cette importante mesure visant les sources d’électricité, la Nouvelle-Écosse est rapidement devenue un chef de file en matière d’efficacité énergétique et d’économie d’énergie dans le secteur de l’électricité³². Ayant consacré très peu d’efforts à l’efficacité et à l’économie avant 2008, le réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse a, depuis 2011, investi près de 40 millions de dollars par année dans des programmes d’efficacité et d’économie administrés par l’ENSC. Ces programmes produisent maintenant un niveau d’économie d’électricité représentant une proportion de l’électricité consommée plus élevé que n’importe où ailleurs au Canada et qui est comparable à ce qui est produit dans les meilleures régions américaines, dont la majorité consacre des efforts à l’efficacité énergétique et à l’économie d’énergie de façon continue depuis bien plus longtemps. Ces économies ont été réalisées à un coût unitaire qui est comparable ou inférieur au coût unitaire des économies réalisées dans d’autres régions. En 2013, grâce aux différents efforts mis de l’avant en matière d’efficacité et d’économie, la consommation d’électricité en Nouvelle-Écosse avait été réduite de 5,5 p. 100 par rapport à ce qu’elle aurait autrement été³³.

Le rôle de l’UARB et du processus de réglementation dans la transformation du réseau

Tracer la voie – Les décisions d’augmenter le tarif général en 2005 et en 2006

La transformation du réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse remonte à l’adoption des Air Quality Regulations, en 2005, qui a marqué un virage dans le contenu de la politique environnementale de la Nouvelle-Écosse relativement à NSP, ainsi que dans l’approche de mise en œuvre de cette politique. Pour la première fois, la Nouvelle-Écosse incorporait dans la loi des engagements visant à apporter d’importants changements dans la façon de produire de l’électricité.

Il est donc logique d’entamer un examen du rôle que l’UARB a joué dans la transformation du réseau depuis cette même année, 2005. Au cours de cette année, l’UARB a pris la première de deux décisions importantes concernant les demandes consécutives de NSP d’augmenter le tarif général d’environ 10 pour cent³⁴. Ni l’une ni l’autre de ces demandes ne traitait directement du virage à l’énergie renouvelable ou de la MDE. Mais comme les demandes subséquentes d’augmentation du tarif général présentées en 2008 et en 2012, celles de 2005 et de 2006 portaient plus particulièrement sur la vulnérabilité des consommateurs d’électricité à l›égard des importantes hausses du tarif occasionnées inexorablement par les augmentations du coût du charbon et d’autres combustibles fossiles. Elles accordaient donc une plus grande importance aux motifs économiques et de protection du consommateur d’une production diversifiée et de la MDE.

Les demandes de 2005 et de 2006 ont également mis à l’épreuve la capacité du système de réglementation à gérer les réalités économiques au vu de la colère généralisée à l’égard de NSP et du gouvernement relativement au coût croissant de l’électricité pour les ménages et les entreprises et de la frustration croissante quant aux progrès limités qui étaient réalisés en ce qui concerne l’environnement et l’incidence des prix de l’électricité sur les ménages à faible revenu. Ce contexte a pesé directement sur le travail de l’UARB. Par exemple, il y a eu 37 intervenants à l’audience de l’UARB sur la demande de hausse du tarif de 2005, dont tous, sauf deux, s’opposaient à la demande³⁵. Au cours de cette audience et de l’audience sur la demande de 2006, ainsi qu’aux audiences subséquentes, des rôles notables ont été joués par des intervenants mettant l’accent sur l’environnement, les ménages à faible revenu et les consommateurs.

Dans les décisions de 2005 et de 2006, l’UARB a approuvé d’importantes hausses du tarif pour NSP qui étaient également bien en dessous des hausses demandées. Ces deux décisions ont exposé NSP à de fortes critiques de ses pratiques d’achat de carburant et plus généralement à une étroite surveillance des dépenses de fonctionnement, d’entretien et générales et de rémunération des cadres de l’entreprise. Pour les besoins de cet article, un intérêt plus immédiat est accordé aux mesures qu’a prises l’UARB dans ces décisions pour établir le processus ou le modèle de réglementation qu’il a continué d’élaborer tout en se servant de celui-ci pour dans des cas subséquents, y compris des cas concernant l’énergie renouvelable et la maîtrise de la demande d’électricité. Par exemple, à l’audience menant à la décision de 2005, l’UARB a nommé un protecteur du consommateur qui a immédiatement joué un rôle important au cours de l’audience³⁶. Peu de temps après, la fonction de protecteur du consommateur a été établie dans la loi³⁷, et celui-ci joue depuis un rôle de premier plan à toutes les audiences de l’UARB sur les questions liées à l’électricité ainsi que dans le processus plus vaste de consultation et d’engagement que devraient automatiquement mener NSP et l’ENSC selon l’UARB.

La décision de 2005 a également été marquante en ce qui concerne le rejet par l’UARB d’une entente de règlement proposée entre NSP et la majorité des intervenants, y compris la province³⁸. La raison était considérable, l’incohérence du règlement proposé avec l’évaluation qu’a faite l’UARB des preuves dont il disposait, y compris les preuves sur la prudence des pratiques d’achat de carburant de NSP. Mais l’UARB a également tenu compte des préoccupations de certaines parties prenantes, y compris celles représentant les consommateurs et les contribuables à faible revenu, en ce qui concerne le caractère insuffisamment inclusif du processus par lequel l’entente a été négociée. Au cours de procédures subséquentes, l’UARB a encouragé les discussions visant un règlement et le processus plus vaste d’engagement ouvert et transparent avec les parties prenantes pouvant mener à des ententes de règlement, mais sous réserve des paramètres établis dans la décision de 2005 et les décisions suivantes. Lorsqu’il a approuvé une entente de règlement, il l’a fait parce qu’il approuvait la façon dont l’entente traitait les questions qui seraient autrement litigieuses³⁹.

Maîtrise de la demande d’électricité

Dans la décision de 2006 sur le tarif, l’UARB a rejeté la demande de financement de NSP pour mettre en œuvre un plan de MDE et a plutôt déterminé qu’une audience distincte sur la MDE était nécessaire⁴⁰. Cette décision répondait à une réception généralement critique de la part des intervenants à l’égard du plan qu’avait proposé NSP, de même que le processus qu’avait utilisé NSP pour élaborer ce plan. L’une des questions soulevées, y compris par le protecteur du consommateur et des défenseurs de l’environnement et des ménages à faible revenu, consistait à savoir si NSP serait en conflit d’intérêts à titre d’administrateur de la MDE, étant donné que son activité principale était de vendre de l’électricité.

Avant que l’audience prévue sur la MDE n’eût lieu, l’UARB a demandé à NSP d’élaborer un plan de ressource intégré (PRI)⁴¹. Le but était de donner à l’UARB et aux parties prenantes un aperçu du plan stratégique global aux termes duquel les demandes de NSPI pour des projets d’immobilisations et la MDE devraient être examinées. Le mandat approuvé par l’UARB pour l’élaboration du PRI stipulait que les « parties prenantes » devaient faire « partie intégrante » du processus. Le PRI concluait que les options les plus rentables pour réduire les émissions et répondre aux augmentations prévues dans la charge imposée par les consommateurs seraient des investissements dans la MDE et l’énergie renouvelable, ainsi que des mises à niveau des installations existantes du service, ce qui a mené à un processus d’élaboration de programmes de MDE aux termes du mandat approuvé par l’UARB qui faisait appel à la collaboration entre NSP, le personnel de l’UARB, les consultants et les parties prenantes. La force de l’opposition des parties prenantes au fait que NSP puisse assumer le rôle d’administrateur de la MDE est devenue évidente. Un processus distinct d’engagement des parties prenantes pour savoir comment les programmes de MDE devraient être administrés et régis a été établi par la province. Le résultat a été une recommandation pour la création d’un nouvel administrateur autonome indépendant de la MDE⁴². La loi établissant l’ENSC a été adoptée en 2009 et promulguée en 2010.

Entretemps, en 2008, l’UARB a approuvé un plan de MDE de 12.9 millions de dollars élaboré par NSP pour 2008-2009 en approuvant une entente de règlement qui décrivait NSP comme « administrateur temporaire de la MDE ».⁴³ L’un des éléments importants du règlement approuvé a été la formation d’un groupe de travail sur l’élaboration des programmes de MDE devant être présidé par un consultant de l’UARB. Ce groupe de travail, maintenant présidé par l’ENSC, a assuré un haut niveau de contribution des participants au processus réglementaire aux plans subséquents de MDE et, par conséquent, un haut niveau de confiance de la part des parties prenantes dans le processus de planification de la MDE. Un autre résultat important de la décision de 2008 a été l’acceptation par l’UARB des propositions du protecteur du consommateur et de l’Ecology Action Centre voulant que le rendement des programmes de MDE soit assujetti à une évaluation par un évaluateur indépendant nommé par l’administrateur de la MDE et vérifié par un consultant de l’UARB. Ensemble, ces deux résultats de la décision de 2008 concernant la MDE ont contribué à assurer rigueur et responsabilité dans la planification et l’administration de la MDE et à gagner la confiance des parties prenantes dans les économies d’énergie réalisées. Depuis la décision de 2008, l’UARB a approuvé cinq autres plans de MDE⁴⁴.

Énergie renouvelable

Les décisions de l’UARB ont également joué un rôle essentiel dans le développement de sources d’énergie renouvelable (SER). Par exemple, en vertu des Renewable Energy Regulations établis aux termes de l’Electricity Act,⁴⁵ l’UARB a rendu une importante décision établissant une politique sur les tarifs communautaires de rachat garantis d’énergie renouvelable et une autre sur les tarifs de rachat garantis d’énergie marémotrice en 2013⁴⁶. Dans les deux cas, l’audience a suivi un processus consultatif concluant pour l’établissement de tarifs mené par un consultant de l’UARB, Synapse. Des cas sur les formes classiques d’accords d’achat d’énergie et les grands projets d’énergie éolienne ont également été portés devant l’UARB⁴⁷.

La décision la plus importante de l’UARB concernant l’énergie renouvelable a été sa décision sur le projet Maritime Link, qui a déjà été abordée dans ce bulletin⁴⁸. On y présentait l’UARB devant faire face à des questions difficiles et exigeantes des domaines de la réglementation, de la stratégie et de la politique.

Le projet comprend la pose d’une ligne de transport entre Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse⁴⁹. Elle aura la capacité de transporter jusqu’à 4 térawattheure (TWh) d’électricité produits par de nouveaux barrages hydroélectriques au Labrador, dont un en cours de construction à Muskrat Falls, de Terre-Neuve à la Nouvelle-Écosse. Plus de 3 TWh d’électricité pourront probablement transportés par le Nouveau-Brunswick vers la Nouvelle-Angleterre. En vertu d’accords avec Nalcor, le service public appartenant à l’État de Terre-Neuve, une société affiliée de NSP appelée NSP Maritime Link Incorporated (NSPML) paie 20 pour cent du coût de Muskrat Falls et de Maritime Link. En contrepartie, Nalcor s’est engagé à fournir à la Nouvelle-Écosse, pendant 35 ans, 20 pour cent de l’électricité produite par Muskrat Falls en plus de 240 GWh d’électricité par année au cours des cinq premières années d’exploitation du Maritime Link à être utilisés en Nouvelle-Écosse.

La question pour l’UARB était de savoir si l’investissement de NSPML dans le projet devrait être recouvrable auprès des contribuables de la Nouvelle-Écosse. Cette question a été soumise à l’UARB aux termes de la Maritime Link Act⁵⁰ et des Maritime Link Cost Recovery Process Regulations qui stipulaient que l’UARB devait approuver le projet s’il était satisfait des deux questions suivantes : que le projet représentait l’option à long terme la moins coûteuse d’électricité pour les contribuables de la Nouvelle-Écosse et que le projet permettait à NSP de s’acquitter des obligations que lui conféraient l’Electricity Act, l’Environment Act et la Loi canadienne sur la protection de l’environnement⁵¹. Le règlement imposait également un délai de 180 jours à l’UARB pour examiner le projet à partir de la date de sa présentation.

L’UARB a conclu que le projet Maritime Link permettait à NSP de s’acquitter de ses obligations en vertu de la loi spécifiée⁵². Il a également conclu que le projet était l’option à long terme la moins coûteuse pour les contribuables « mais pas dans une mesure très imposante »⁵³. Cette conclusion découle du fait qu’il y avait d’autres options pour satisfaire les obligations conférées par la loi dont le rendement était aussi bon, voir meilleur dans certains scénarios d’avenir. Néanmoins, l’UARB en est venu à la conclusion que le projet Maritime Link était « légèrement plus robuste que les différentes autres options » et qu’il « surpassait effectivement les autres options »⁵⁴. L’approbation a toutefois été assujettie à une importante condition : que NSPML puisse obtenir de l’énergie à la valeur marchande auprès de Nalcor en plus de l’énergie qui lui serait fournie au besoin en vertu du « principe 20 pour 20 » afin de satisfaire économiquement à la demande des contribuables de NSP⁵⁵. Cette condition concorde avec la conclusion de l’UARB selon laquelle la disponibilité de l’énergie à la valeur marchande passant par le Link était « essentielle à la viabilité du projet Maritime Link comparativement aux autres options »⁵⁶. Elle concordait également avec les preuves présentées par NSPML, c’estàdire que la Nouvelle-Écosse aurait accès à de l’énergie supplémentaire à la valeur marchande si le Link était construit.

Le premier ministre de Terre-Neuve-et-Labrador, qui n’a pas soumis le plus grand projet à l’examen de son organisme de réglementation, et le premier ministre de la Nouvelle-Écosse ont répondu à l’approbation conditionnelle de l’UARB pour le projet Maritime Link en déclarant que le projet ne dépendait pas de l’approbation de l’UARB. Malgré cela, Emera, Nalcor et NSPI ont négocié une entente d’accès d’urgence (EAU) pour répondre à la condition que la Nouvelle-Écosse ait accès à de l’énergie à la valeur marchande auprès de Nalcor. Cette entente a été soumise à l’UARB aux fins de conformité par NSPML vers la fin 2013. Essentiellement, l’entente oblige Nalcor à offrir un total cumulatif sur 24 ans de 28,8 TWh d’énergie à la valeur marchande et une moyenne annuelle de 1,2 TWh allant jusqu’à 1,8 TWh au cours d’une année donnée⁵⁷. Deux des nombreuses autres préoccupations qui ont été portées à l’attention de l’UARB au sujet de l’entente étaient fondamentales : d’abord, que l’obligation cumulative imposée à Nalcor pour fournir de l’énergie à la valeur marchande pourrait être épuisée après seulement ١٦ ans, et deuxièmement, que l’entente n’offre aucune assurance de la disponibilité de l’énergie à la valeur marchande pour les 11 dernières années des 35 ans du projet. Pour ce qui est de la première préoccupation, l’UARB a accepté le témoignage d’experts appelés par son conseiller juridique et qui ont souligné que l’entente donnait essentiellement à NSPI un droit de premier refus relativement à toute énergie supplémentaire à la valeur marchande tout au long des 24 ans de l’entente en obligeant Nalcor à soumissionner aux appels d’offres annuels de NSPI pour de l’énergie du marché⁵⁸. Pour ce qui est de la deuxième préoccupation, l’UARB a simplement réitéré la conclusion à laquelle il était arrivé dans sa décision initiale, soit que la disponibilité de l’énergie du marché pourrait être assumée après l’expiration de l’entente de Churchill Falls entre Terre-Neuve-et-Labrador et le Québec en 2041⁵⁹.

L’examen du projet Maritime Link par l’UARB a été limité par le délai que lui imposait la loi. Dans sa décision initiale sur le projet, l’UARB a indiqué ne pas avoir été en mesure d’étudier pleinement une alternative au Maritime Link que NSPML n’avait pas analysée et selon laquelle les exigences relatives à l’énergie renouvelable seraient satisfaites grâce à la combinaison d’énergies renouvelables provenant de différentes sources⁶⁰. On pourrait donc se demander si la conclusion de l’UARB aurait été différente après un examen plus complet. En raison de cela et d’autres préoccupations soulevées concernant les conditions de l’EAU, on pourrait se questionner quant à savoir si les conditions sous lesquelles le projet Maritime Link a été approuvé donnent suffisamment de protection aux contribuables de la Nouvelle-Écosse. Il est toutefois plus difficile de mettre en doute le fait que le processus réglementaire leur a assuré une importante protection supplémentaire à laquelle ils n’auraient pas eu droit autrement. Il leur a également assuré transparence et responsabilité dans la justification du projet, de ses avantages et de ses coûts escomptés.

Dans un autre ordre d’idées, la même chose s’applique aux décisions de 2009 et de 2010 de l’UARB sur le projet de cogénération à la biomasse à l’usine de pâtes et papiers de Port Hawkesbury, appartenant à ce moment à New Page et qui est maintenant la propriété de Pacific West Commercial Corporation. Le projet exigeait l’installation d’un générateur et condenseur de vapeur à l’usine afin que la chaudière à fibres de bois se trouvant déjà à l’usine puisse être utilisée pour produire de l’électricité renouvelable pour NSP tout en continuant de fournir l’usine en vapeur⁶¹. La question avait manifestement autant à faire avec la viabilité de l’usine, qui fut mise sous séquestre peu après, qu’avec le besoin de NSPI d’avoir accès à des sources supplémentaires d’électricité renouvelable. Cela explique peut-être pourquoi la question a d’abord été portée devant l’UARB en 2009 dans une demande de la part de NSP pour une pré-approbation de la prudence du projet proposé – ou plutôt, de l’entente d’achat d’électricité que NSP signerait avec la société créée pour exploiter le projet – ainsi qu’une dispense des exigences concernant la demande concurrentielle d’électricité achetée établies dans le manuel de NSP sur le combustible.

L’UARB a jugé qu’il n’était pas de son ressort de pré-approuver la prudence de l’entente d’achat d’électricité, pour la même raison qu’il avait jugé dans des décisions antérieures qu’il n’était pas de son ressort de déterminer le prix et les conditions offerts par NSP dans l’appel d’offres de producteurs d’énergie éolienne indépendants : son autorité s’appliquait aux tarifs que NSPI proposait exiger de ses clients, et non les prix que NSPI payait à ses fournisseurs⁶². L’UARB a utilisé un langage péremptoire pour faire ressortir qu’une ligne claire devait être maintenue entre la gestion et la réglementation des services publics. Par conséquent, contrairement à ce qui avait été suggéré dans les preuves fournies par NSP, l’UARB n’avait aucunement comme rôle d’« établir un partenariat » avec NSP. Il devait plutôt s’assurer que sa capacité d’examiner indépendamment et rigoureusement la prudence de NSP dans la gestion de ses activités dans le contexte d’une demande d’approbation de tarifs n’était pas compromise par sa participation antérieure aux décisions de gestion mêmes qui devaient être scrutées de près afin de déterminer si ces tarifs étaient justes et raisonnables. Il a de plus été souligné que l’autre approche transférerait le risque que pose la fonction d’assurer la prudence des décisions d’affaires – un élément important dans la justification du taux de rendement admissible pour NSP – des actionnaires aux clients. Elle réduirait également le pouvoir d’incitation du processus réglementaire, qui impose au NSP de respecter la norme de prudence dans la gestion de ses activités.

Peu de temps après, le projet a été présenté de nouveau à l’UARB, avec une différente structure d’appartenance et sous la forme d’une demande pour l’approbation d’un bon de travail d’immobilisation, ce qui entre manifestement dans le mandat de l’UARB⁶³. Après avoir acheté la chaudière de l’usine et les biens connexes et acheté et payé l’usine pour l’installation des générateurs requis, NSP serait propriétaire des « installations de production d’électricité » proposées et de toute l’électricité qui y est produite et paierait l’usine de pâtes et papiers pour le combustible et les services de gestion de façon continue.

L’UARB a été très clair dans sa désapprobation de l’« aversion inhabituelle de NSP au risque assumé par les actionnaires » dans la restructuration du projet, exigeant ainsi l’approbation de l’UARB⁶⁴. Il a exprimé sa frustration relativement au manque de justification fourni par NSP pour certains éléments du projet, comme l’état des biens vieux de 30 ans que NSP achetait pour un projet de 40 ans⁶⁵. Il a toutefois approuvé le projet, acceptant la vision de NSP selon laquelle le projet de biomasse ajouterait de l’énergie renouvelable prévisible à la quantité considérable d’énergie éolienne intermittente que NSP voulait produire ou acheter pour répondre à la « transformation dans le mélange d’énergie » requis par la politique du gouvernement visant à avoir 25 pour cent de l’électricité produite à partir de sources renouvelables d’ici 2015⁶⁶. La question pendante concernait le paiement d’avance de 80 millions de dollars (sur un projet de 208,6 millions) à un « partenaire en difficulté pour des biens pour lesquels l’UARB n’a reçu aucune évaluation ». Pour remédier à ce problème, l’UARB a stipulé que le projet devait être construit pour le coût global indiqué dans la demande et que tout coût supplémentaire occasionné par le défaut de l’usine en raison de sa situation financière irait au compte de NSP, et non à celui des contribuables⁶⁷. De plus, l’UARB a stipulé que les surcharges d’immobilisations ne seraient pas traitées comme des demandes « normales et courantes donnant l’autorisation de dépenser outre mesure » mais qu’elles devraient « faire l’objet d’une demande et être débattues et décidées dans le cadre d’un processus d’audience publique ».

Décisions sur le tarif de maintien de la charge

Le contexte d’ensemble pour l’examen du projet de biomasse de Port Hawkesbury par l’UARB comprend les multiples occasions au cours desquelles il a été appelé pour examiner l’incidence des coûts de l’électricité sur l’industrie de pâtes et papiers en difficulté en Nouvelle-Écosse. Plusieurs de ces décisions entrecoupent celles de l’UARB sur la MDE et l’énergie renouvelable et illustrent d’autant plus l’équilibre que l’UARB a atteint entre la « tarification traditionnelle » et les réalités économiques, sociales et politiques qui doivent être prises en compte dans la réglementation.

Les décisions de l’UARB concernant les pâtes et papiers comprennent l’approbation en 2000 du tarif de maintien de la charge (TMC) pour l’usine de Port Hawkesbury et l’usine de Liverpool appartenant à Bowater en fonction des options voulant que chacune d’elles fasse appel à un fournisseur unique pour son électricité⁶⁸. En 2011, alors que l’usine de Port Hawkesbury jouissait de la protection contre les créanciers et que l’usine de Liverpool faisait face à une fermeture imminente, l’UARB a approuvé des modifications au TMC⁶⁹. L’une visait à le rendre applicable en cas de problèmes économiques. Une autre consistait à fixer le TMC pour trois ans à des taux visant à aider les usines à survivre tout en assurant l’équité pour d’autres contribuables. L’UARB a conclu qu’il était « prêt à déroger de la tarification traditionnelle mais avec réticence… et à permettre [aux usines] de demeurer dans le réseau et de faire, au meilleur jugement de l’UARB, une contribution aux coûts fixes du réseau »⁷⁰. Le TMC approuvé pour trois ans était une solution de rechange élaborée par l’UARB au tarif de cinq ans proposé par les usines et qui, selon l’UARB, transférait un risque inacceptable concernant les coûts des combustibles à d’autres contribuables. L’UARB a opté pour cette solution au lieu de rejeter la demande parce que ce rejet « ne contribuerait pas à la résolution des difficultés financières auxquelles font face les deux usines » ou « donnerait à tout le moins aux autres clients la possibilité de recevoir une contribution » pour les coûts du réseau « découlant de l’exploitation continue des deux usines »⁷¹.

La même réceptivité aux difficultés de l’industrie de pâtes et papiers a été observée en 2012 lorsque l’UARB a approuvé un TMC spécialement pour l’usine de Port Hawkesbury⁷². Mais, l’usine de Liverpool avait fermé et l’usine de Port Hawkesbury était sur le point d’être achetée dans le cadre d’un plan de restructuration faisant appel à une importante réduction des coûts de main-d’œuvre, fiscaux et d’électricité. Le TMC a été présenté comme nécessaire à la conclusion de l’achat et à la réouverture de l’usine. On proposait un tarif fondé, comme celui qui avait été approuvé en 2011, sur le coût incrémentiel pour alimenter l’usine mais qui, contrairement à celui de 2011, ne comprenait pas les coûts de la MDE ni les coûts liés au respect des normes en matière d’énergie renouvelable⁷³. Le tarif proposé serait fixe, assujetti à une réouverture après cinq ans, pour plus de sept ans, et comprendrait un « ajout » pour les coûts fixes inférieur à celui inclus dans le tarif de trois ans approuvé en 2011.

L’UARB a approuvé le nouveau TMC pour les motifs courants : il est préférable pour les contribuables que l’usine soit raccordée au réseau et qu’elle contribue aux coûts fixes. Plusieurs facteurs particuliers ont été essentiels à la prise de décision. Le mécanisme d’établissement de prix, contrairement au tarif proposé en 2011, tenait compte des coûts hebdomadaires réels de combustible.⁷⁴ La province a pris deux engagements clés dans ce dossier : d’abord qu’il ne serait pas exigé des contribuables de payer les coûts incrémentiels pour toute obligation supplémentaire liée aux SER et occasionnée par l’exploitation de l’usine, et deuxièmement que la province adopterait un règlement assurant l’« obligation d’exploiter » l’installation de biomasse afin d’interdire son exploitation pour l’usine lorsque cela n’est pas nécessaire pour le réseau d’être considéré comme un coût incrémentiel.⁷⁵ Le facteur plus général a tout simplement été l’acceptation de la demande par l’UARB, appuyée par des renseignements financiers déposés à titre confidentiel, selon laquelle l’usine ne serait ni achetée ni rouverte sans le TMC proposé.⁷⁶

Observations et réflexions

Bien qu’il ne soit pas possible d’évaluer définitivement l’incidence de l’UARB sur la transformation du réseau d’électricité de la Nouvelle-Écosse simplement en prenant connaissance de ses décisions, bon nombre de conclusions particulières peuvent être offertes. D’abord, en exigeant un PRI en 2007, l’UARB a été un catalyseur pour le développement rapide de la MDE et de l’énergie renouvelable. Deuxièmement, l’UARB a élaboré un cadre de réglementation pour la MDE afin de s’assurer qu’elle puisse offrir les économies d’énergie qui justifient sa raison d’être. Troisièmement, l’UARB a contribué à l’élaboration d’un cadre de travail exploitable pour le développement de l’énergie renouvelable et a soumis à une surveillance rigoureuse les projets d’énergie renouvelable qui lui ont été présentés, y compris le projet transformationnel Maritime Link. Quatrièmement, l’UARB a géré la difficile tâche de protéger les contribuables et les principes de base de la réglementation économique tout en étant sensible et réceptif aux défis que pose le coût de l’énergie dans une petite province isolée sur le plan de l’électricité, avec une économie fragile, où l’électricité est principalement produite par la combustion de charbon coûteux et où des investissements considérables devront être faits dans les domaines de l’énergie renouvelable et de la MDE en vue de réduire la dépendance au charbon dans le futur.

On pourrait également supposer que l’UARB a contribué à maintenir le processus de transformation du réseau d’électricité sur la bonne voie en soumettant le processus, et plus particulièrement ses aspects économiques, à une règlementation efficace et responsable qui est appliquée de façon raisonnable.

L’importance du cadre législatif

Bien sûr, il importe pour le rôle qu’a joué l’UARB dans la transformation du réseau d’électricité que des gouvernements néo-écossais successifs aient introduit leurs principaux choix politiques dans la loi, donnant ainsi à l’UARB le mandat conféré par la loi requis pour exiger la gestion et le développement du réseau d’électricité en conformité avec ces objectifs politiques.

Il importe peut-être également que ces gouvernements successifs aient largement résisté à la tentation de prescrire des mesures à prendre et des plans précis pour atteindre les buts et les objectifs établis par la loi⁷⁷. Ainsi, l’UARB a été en mesure, pour le compte des contribuables, de tenir NSP (ainsi qu’ENSC pour ce qui est de la MDE) responsable de l’élaboration et de la mise en œuvre de ces plans et mesures, ce qui veut également dire que ces mesures et plans ont été étudiés en détail et mis à l’essai dans le cadre d’un processus qui a été rigoureux, ouvert, transparent et responsable. De plus, un cadre législatif non normatif a également laissé à l’UARB la souplesse nécessaire pour assurer la réceptivité du système de réglementation aux conditions changeantes et aux attentes en constante évolution des parties prenantes, ainsi qu’aux adaptations particulières qui ont dû être apportées à la « tarification traditionnelle » pour faire face aux réalités de la Nouvelle-Écosse.

Du même coup, le cadre législatif de la Nouvelle-Écosse a été suffisamment normatif pour faire en sorte que les choix complexes et contestés auxquels a dû faire face la province pour même entamer le processus de transformation du réseau d’électricité ont, pour la plupart, été assumés. Ils n’ont pas été différés, comme ils l’auraient été dans un processus de gouvernance plus internalisé, tels des « vérités dérangeantes ». Ici, l’indépendance de l’UARB et son sens de la responsabilité pour traiter les questions devant être réglées en vue de s’assurer que la transformation du réseau se fasse de façon conforme à la loi, efficace par rapport au coût pour les contribuables et dans l’intérêt supérieur du public ont été d’une importance critique. Dans certains cas, cela a permis de voir à ce que l’attention soit accordée aux questions sur lesquelles le gouvernement devait encore se pencher. De cette façon, le cadre législatif a assuré une dynamique itérative entre les processus stratégique et réglementaire.

De manière cruciale, les résultats de l’UARB ont reçu suffisamment d’appui pour constituer un fondement fiable pour la prise de décisions et de mesures d’ampleur qui concordent avec la transformation pluriannuelle prévue par la loi. À cet égard, il importait probablement que des gouvernements successifs aient non seulement respecté l’indépendance institutionnelle officielle de l’UARB mais aussi qu’ils aient fermement résisté à la tentation de faire pencher le mandat de l’UARB en faveur des propositions ou des plans que le gouvernement pouvait favoriser. Le gouvernement a également laissé l’UARB décider en grande partie de son processus et a grandement contribué au processus réglementaire en comparaissant devant l’UARB pour exprimer son opinion sur des questions de fond et procédurales dont l’UARB était saisi.

L’exception à cette approche « passive » en a été une significative : la loi adoptée en 2013 pour définir la portée et limiter la durée de l’examen du projet Maritime Link par l’UARB. Il s’agissait toutefois, et de loin, d’un projet exceptionnel. Le choix du gouvernement de le faire examiner par l’UARB a été, à tout le moins, aussi significatif que son choix de limiter la portée de cet examen. De surcroît, la loi adoptée a donné à l’UARB un important pouvoir lui permettant de procéder à un examen indépendant et rigoureux d’un projet faisant l’objet d’ententes intergouvernementales importantes sur le plan politique et d’une politique essentielle sur l’énergie, l’économie et l’environnement.

De multiples facteurs, dont certains sont plus valables que d’autres, peuvent expliquer les raisons pour lesquelles les gouvernements de la Nouvelle-Écosse ne sont pas entré dans les détails de la compétence de l’UARB afin d’harmoniser celle-ci de façon plus explicite avec les résultats de la politique sur l’électricité que ces mêmes gouvernements ont introduite dans la loi. Il n’est pas clair non plus si l’UARB a, à tous les égards, bénéficié de l’approche « passive » qu’a prise le gouvernement. En lisant les décisions de l’UARB, on peut soupçonner que sur certaines questions, l’UARB aurait aimé disposer de prescriptions législatives plus claires, comparables à celles dont disposent leurs homologues dans d’autres secteurs⁷⁸. Parallèlement, il est possible que l’indépendance, l’objectivité et l’impartialité perçues à l’égard du processus de l’UARB – et donc de ses décisions – aient bénéficié du fait que le mandat de ce dernier est, en grande partie, un mandat d’organisme de réglementation économique⁷⁹.

L’importance du rendement de l’UARB

Tout comme le cadre législatif l’a été pour créer les conditions permettant à l’UARB de jouer le rôle qu’il a joué, la façon dont l’UARB a assumé ce rôle a été d’une grande importance. En effet, le rendement de l’UARB pourrait avoir autant à faire avec son mandat non normatif que son mandat législatif aurait à faire avec son rendement. Quatre éléments de l’approche de l’UARB méritent d’être soulignés.

Le premier réside tout simplement dans la qualité des décisions de l’UARB en tant que produits de la réglementation. Chaque décision comprend une analyse détaillée et rigoureuse des arguments et des preuves présentés sur toutes les questions importantes soulevées au cours de l’audience connexe. De façon uniforme, les conclusions sont fondées sur une analyse rigoureuse, détaillée et exhaustive. Chaque audience, si les circonstances le permettent, donne amplement l’occasion à tous les participants de présenter leur cas et d’examiner celui des autres. Chaque audience est l’événement culminant dans un processus d’échange d’information qui permet à toutes les parties de participer à l’audience en toute connaissance de cause. Du point de vue du droit administratif, les raisons que donne l’UARB pour ses décisions ont exactement l’effet que devraient avoir les raisons de ce type de décision :⁸⁰ elles font clairement état des motifs pour lesquels l’UARB en est arrivé à sa décision; elles montrent que l’UARB a soigneusement étudié toutes les questions et fait des choix éclairés dans chacun de ces cas; elles offrent des directives claires sur ce qui devrait être fait pour mettre en œuvre ou donner suite à la décision de l’UARB et elles décrivent clairement la jurisprudence sur laquelle s’est fondé l’UARB et sur laquelle il est donc susceptible de se fonder dans le futur.

Deuxièmement, l’UARB a adopté une approche claire mais nuancée quant à la ligne entre les politiques et la réglementation. D’un côté, il a pris son rôle de mandataire de la politique du gouvernement très au sérieux, tout en insistant pour que le gouvernement exprime sa politique dans la loi, ce qui se voit dans la prudence avec laquelle l’UARB a abordé les questions concernant son autorité, tant dans les cas où il a conclu qu’il n’avait pas compétence que dans les cas où il a conclu qu’il l’avait.

D’un autre côté, l’UARB a été sensible au contexte politique plus général entourant les questions dont il a été saisi, que ce contexte soit l’exposition des contribuables à des tarifs chocs, l’importance des usines de pâtes et papiers dans l’économie des communautés rurales, les bienfaits généraux du projet Maritime Link dans l’intégration de la Nouvelle-Écosse dans le réseau nord-américain, l’importance de la sensibilisation du public à l’efficacité énergétique pour la réussite de ces programmes ou l’avancement dans le développement de l’énergie marémotrice. Bien que ces facteurs ne soient peut-être pas du ressort formel de l’UARB, ils nous informent de ce qu’il a fait dans les limites de sa compétence. Qui plus est, ces facteurs stratégiques plus généraux ont été cités et expliqués dans les décisions de l’UARB, ce qui leur confère une fonction didactique dans l’explication du contexte, de l’importance et des répercussions des choix stratégiques et réglementaires.

Troisièmement, dans un même ordre d’idées, l’UARB s’est bien gardé de rester du bon côté de la ligne entre la réglementation et la gestion, ce qui est des plus évident dans sa première décision concernant le projet de biomasse de Port Hawkesbury, mais qui se voit également dans les réponses de l’UARB à toute une gamme de propositions qui sont souvent faites en vue d’inclure des conditions aux approbations et dans la volonté de l’UARB de réorienter la réglementation de la MDE afin qu’elle soit moins prescriptive. Comme l’UARB l’a expliqué dans sa première décision sur le projet de biomasse, il est très conscient que sa capacité en matière de réglementation dépend de la distinction qui est faite entre son rôle comme organisme de réglementation et le rôle de la direction des entités réglementées dans la prise des décisions ou dans l’élaboration des plans que l’UARB doit examiner. Il comprend, en d’autres mots, qu’un organisme de réglementation que jouit d’une confiance doit être indépendant de ceux qu’il réglemente, de même que du gouvernement.

Quatrièmement, l’UARB croit et a recours à un processus qui est non seulement juste, mais aussi fondé sur l’inclusion et la coopération. Il a clairement indiqué qu’il s’attend à ce que ceux qu’il réglemente travaillent avec les différentes parties prenantes, ou plutôt avec les représentants des parties prenantes qui interviennent habituellement au cours des audiences. Indiquant clairement qu’il ne subordonnerait pas son rôle de protecteur de l’intérêt public pour négocier des ententes, l’UARB a également précisé qu’un règlement faisant consensus et fondé sur une résolution défendable des questions est un important indicateur de l’intérêt que porte le public à ces questions⁸¹. De façon plus générale, l’UARB a clairement manifesté son intention qu’une consultation significative avec les parties prenantes soit comprise dans les demandes qui lui sont présentées pour une résolution par voie d’audience. De plus, l’UARB a institué plusieurs processus de consultation permanents, comme un mécanisme d’ajustement selon le combustible et le groupe de travail sur la MDE.

À tous ces égards, l’UARB a rendu le processus hautement technique de la réglementation économique relativement inclusif. Il incite fortement ceux qui ont des « intérêts en jeu » et qui s’en remettraient autrement au gouvernement à participer au processus de réglementation. Parallèlement, l’insistance de l’UARB sur l’engagement a donné au gouvernement un motif hautement défendable de laisser les questions de réglementation au processus réglementaire. Il semble également que l’engagement de l’UARB visant à favoriser la participation des parties prenantes ait renforcé la fonctionnalité du processus de réglementation en lui apportant un important élément du tripartisme associé à la réglementation adaptée et, de façon plus générale, aux approches modernes de réglementation en vigueur dans de multiples secteurs⁸².