INTRODUCTION

Les politiques de lutte contre les changements climatiques dans le monde entier ont eu un impact significatif sur la règlementation de l’énergie. Le présent article traite des trois premières affaires canadiennes qui ont porté sur l’impact de la transition énergétique sur les actifs délaissés. Il traite également de l’impact de la transition énergétique sur la pratique et la procédure en matière de règlementation énergétique.

Cet article vise également à explorer ce que nous appelons aujourd’hui la règlementation agile, soit une nouvelle forme de règlementation qui nécessite que l’on fasse preuve d’innovation et de souplesse en temps réel pour répondre aux exigences de la transition énergétique. Les affaires que nous examinons ont été traitées par trois organismes de règlementation qui se situent dans trois différentes provinces : l’Ontario, la Colombie‑Britannique et la Nouvelle‑Écosse.

Les trois affaires ont trait à un principe fondamental du droit des services publics qui prévoit que les entreprises de ce secteur ne peuvent récupérer que le coût des immobilisations qui sont « utilisées et utiles ». La notion d’utilisation et d’utilité fait partie depuis longtemps du droit canadien^[1] et américain^[2]. La décision de la Cour suprême du Canada dans l’affaire ATCO^[3] indique clairement que les actifs qui ne sont plus nécessaires pour répondre aux besoins des services publics ne peuvent pas être inclus dans les actifs règlementés et considérés comme faisant partie de la base tarifaire.

La transition énergétique est confrontée à la règle « d’utilisation et d’utilité » tous les jours pour un certain nombre de raisons. Premièrement, la transition énergétique entraîne d’importantes dépenses en immobilisations dans de nouvelles technologies dont certaines ne fonctionneront pas^[4]. Si la technologie ne fonctionne pas, elle ne sera pas utilisée ni utile. Deuxièmement, la nouvelle technologie peut rendre inutile la technologie existante ou réduire sa durée de vie utile.

LES DÉCISIONS 

Ontario

Le 21 décembre 2023, la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) a rendu une décision de 145 pages dans le cadre d’une demande tarifaire déposée par Enbridge Gas Inc. (Enbridge) à l’issue d’une audience de 18 jours^[5]. La participation à cette audience n’a pas manqué. En effet, la Commission a examiné les mémoires de 20 intervenants et 385 lettres de commentaires. Dans un communiqué de presse publié le même jour, la Commission a souligné qu’il s’agissait de la première procédure de la CEO à examiner une demande de tarification du gaz naturel dans le contexte de la transition énergétique.

La première section de la décision Enbridge expose les principales conclusions de la Commission concernant la transition énergétique :

[Traduction]

1. La transition énergétique pose le risque que les actifs utilisés pour desservir les clients actuels et nouveaux d’Enbridge soient délaissés. Enbridge n’a pas fourni d’évaluation adéquate de ce risque pour démontrer que son plan de dépenses en immobilisations est prudent. Le risque d’actifs délaissés affecte tous les aspects du réseau d’Enbridge ainsi que ses propositions de dépenses en immobilisations pour l’expansion et le renouvellement du réseau.
2. La CEO a réduit de 250 millions de dollars le budget des immobilisations global proposé pour 2024. On s’attend à ce qu’Enbridge suive son processus de priorisation des projets pour tenir compte de cette réduction de l’enveloppe. La CEO n’a pas accepté l’actuel plan de gestion des actifs comme base pour soutenir les investissements en immobilisations proposés.
3. En ce qui concerne le plan de dépenses en immobilisations proposé pour l’expansion du réseau, la CEO a déterminé que pour les raccordements de clients à faible volume, l’horizon de revenus qu’Enbridge utilise pour déterminer la faisabilité économique des nouveaux raccordements doit être réduit de 40 ans à zéro année, réduisant ainsi le risque d’actifs délaissés pour ces nouveaux raccordements à zéro année, à compter du 1^er janvier 2025^[6].

Enbridge Gas Inc. est la plus grande entreprise de distribution de gaz naturel au Canada, desservant plus de 3,5 millions de clients. L’entreprise est issue de la fusion, en 2018, d’Enbridge Gas Distribution Inc. et d’Union Gas Limited. Il s’agit de la première demande de hausse tarifaire fondée sur le coût des services depuis que la fusion des deux entreprises.

Il s’agit essentiellement d’un dossier tarifaire. Toutefois, l’élément qui a dominé la demande et la décision était la question trois énoncée ci-dessus. Il s’agit de la décision de la CEO de réduire de 40 ans à zéro l’horizon de revenus pour les raccordements des clients à faible volume. Le raccordement d’un client au gaz coûte à Enbridge un peu plus de 4 000 dollars. En réduisant ce chiffre à zéro, les nouveaux clients devaient payer d’emblée le coût total du raccordement. La CEO a estimé que cela permettait d’éviter tout risque d’actifs délaissés.

La CEO a conclu que la compagnie de gaz avait complètement ignoré l’impact de la transition énergétique et supposé qu’il s’agissait d’un « maintien du statu quo » :

[Traduction]

La CEO conclut que la proposition d’Enbridge Gas n’est pas adaptée à la transition énergétique et qu’elle augmente le risque d’actifs délaissés ou sous-utilisés, un risque qui doit être atténué. En particulier, Enbridge Gas ne s’est pas acquittée du fardeau de démontrer que le plan de dépenses en immobilisations qu’elle propose dans son plan de gestion des actifs est prudent et qu’elle a tenu compte comme il se doit du risque découlant de la transition énergétique.

Deux thèmes importants sont apparus au cours de cette procédure :

• la politique sur les changements climatiques entraîne une transition énergétique qui entraîne un risque d’actifs délaissés;
• la façon habituelle de faire les choses n’est plus viable.

[…]

Comme l’a indiqué le personnel de la CEO,

Enbridge Gas prévoit de continuer à ajouter de nouveaux clients et à élargir sa base tarifaire selon une approche qui semble reposer sur le « maintien du statu quo ».

[…]

Face à la transition énergétique, il incombe à Enbridge Gas de démontrer que le plan de dépenses en immobilisations que l’entreprise propose dans son plan de gestion des actifs est prudent et qu’elle a tenu compte de manière appropriée des risques liés à la transition énergétique.

Le dossier montre clairement qu’Enbridge Gas ne l’a pas fait. Enbridge Gas a adopté la position selon laquelle il n’y a pas de risque d’actifs délaissés aux fins de l’établissement des tarifs pour 2024. Cette position n’est pas logique^[7].

Il y a eu beaucoup de controverse quant à savoir si l’horizon de revenus devait être zéro ou une période plus longue. Les estimations des chiffres sont devenues un jeu de devinette. Enbridge était prête à passer provisoirement de 40 à 30 ans si la période définitive pouvait être déterminée lors d’une audience distincte. Le personnel de la Commission et un membre de celle-ci se sont mis d’accord sur une période de 20 ans, tandis que d’autres se sont entendus sur 15 ans. Deux intervenants et deux membres de la Commission voulait conserver un horizon de revenus de zéro année. Cette dernière période a été retenue. Comme Enbridge l’a souligné à de nombreuses reprises, les chiffres étaient en grande partie des arguments plutôt que des preuves.

L’estimation de l’ampleur des actifs délaissés a nécessité une prévision nouvelle et difficile. Le personnel de la Commission, Enbridge et quatre intervenants ont suggéré que le calcul des actifs délaissés soit reporté à une audience distincte. Cette proposition a été rejetée par la Commission, qui a rendu sa décision :

[Traduction]

Enbridge Gas n’a pas démontré que l’horizon de revenus de 40 ans est approprié à la lumière de la transition énergétique en cours. Enbridge Gas le reconnaît dans sa réponse. Elle propose un horizon de revenus de 30 ans à titre provisoire, en attendant qu’une instance distincte détermine ce que devrait être l’horizon de revenus. La CEO est d’avis que le dossier dont elle dispose est plus que suffisant pour trancher cette question et qu’il n’y a aucun avantage à la reporter à une instance ultérieure.

[…]

La CEO estime que zéro année est l’horizon de revenus optimal, car cela permet de couvrir entièrement le risque d’actifs délaissés résultant de la transition énergétique pour les projets de nouveaux branchements^[8].

Enbridge a réagi à cette décision par deux recours. Le premier était une demande auprès des tribunaux indiquant que la décision devait être annulée parce qu’il n’y avait pas de raisons ou de preuves à l’appui des conclusions. Cette demande a été soutenue par le ministre de l’Énergie, qui a déclaré le lendemain qu’il utiliserait toute son autorité pour suspendre et annuler la décision de la Commission de l’énergie de l’Ontario.

La seconde était une requête en révision qui demandait à la Commission d’établir une nouveau comité d’experts qui réviserait la décision du premier comité d’experts. Les motifs étaient essentiellement les mêmes que ceux exposés dans la demande à la Cour d’appel – il n’y avait pas de preuves ou de raisons. Il y avait cependant un joker.

Dans l’avis de motion, Enbridge déclare ce qui suit :

[Traduction]

« La décision établit effectivement une nouvelle politique qui va directement à l’encontre de la politique du gouvernement de l’Ontario. Ainsi, des aspects clés de la décision sont fondamentalement erronés. De façon appropriée, le rôle du gouvernement provincial est d’élaborer la politique fondamentale et celui de la CEO est de la mettre en œuvre. En tant qu’organisme de règlementation économique, la CEO a pour rôle de servir et de promouvoir la politique énergétique provinciale. Lorsque la CEO crée une nouvelle politique qui entre en conflit avec la politique du gouvernement de l’Ontario, il s’agit d’une erreur de droit contraire aux objectifs statutaires de la CEO en ce qui concerne le gaz naturel et d’un dépassement de compétence qui doit être corrigé »^[9].

À la page 5 de son argumentation en réponse, Enbridge déclare :

[Traduction]

« Les politiques de transition énergétique sont du ressort du gouvernement et non de la CEO, et spéculer sur un état futur en anticipant les directives du gouvernement est au mieux improductif et au pire aboutit à ne pas répondre aux besoins de l’Ontario en matière de fiabilité, d’accessibilité financière et d’accès à l’énergie »^[10].

L’avis d’appel qu’Enbridge a déposé auprès de la Cour divisionnaire se rapproche de ce principe lorsqu’elle y affirme que :

[Traduction]

[…] « la CEO a commis une erreur de droit lorsqu’elle a :

Agi contrairement aux objectifs statutaires pour le gaz, tels qu’ils sont définis dans la Loi sur la CEO et en conformité avec les politiques du gouvernement de l’Ontario »^[11].

Si elle est confirmée, l’affirmation selon laquelle le fait de ne pas agir conformément aux politiques du gouvernement constitue une erreur de droit et de compétence de la part d’un organisme de règlementation de l’énergie pourrait modifier de manière significative la règlementation canadienne en matière d’énergie.

Comme indiqué, la CEO a rejeté d’emblée la demande d’Enbridge d’étaler le coût sur 40 ans. Plus important encore, la Commission a ignoré la demande d’Enbridge, du personnel de la Commission, de l’un des membres de la Commission et d’un certain nombre d’intervenants de tenir une audience séparée pour déterminer correctement le chiffre à retenir. Ces parties ont toutes fait valoir que les preuves étaient insuffisantes et qu’un certain nombre de parties concernées par la décision n’étaient pas présentes et n’avaient pas reçu d’avis.

Aucune inquiétude n’a été exprimée quant à un éventuel retard causé par la seconde audience. Enbridge et le personnel de la Commission ont convenu qu’il n’y aurait pas d’actifs délaissés au cours de la première année. Il semble qu’une période de 30 ou 20 ans conviendrait à titre provisoire. Cependant, la CEO n’était pas d’accord et a déclaré :

[Traduction]

« La CEO est d’avis que le dossier dont elle dispose est plus que suffisant pour trancher cette question et qu’il n’y a aucun avantage à la reporter à une instance ultérieure »^[12].

La décision Enbridge a fait l’objet de nombreuses critiques. Le ministre de l’Énergie de l’Ontario a notamment réagi en proposant une nouvelle loi qui donnerait au gouvernement le pouvoir d’annuler la décision. Elle prévoit également le droit pour le gouvernement d’ordonner des audiences génériques sur certains aspects d’une procédure lorsque le gouvernement estime que les preuves sont insuffisantes.

Il y a cependant une caractéristique de la décision pour laquelle la CEO mérite d’être félicitée. Il s’agit d’un aspect de la règlementation agile appelé « directive règlementaire ». Dans la décision Enbridge, cet aspect est énoncé à l’article 10 de l’ordonnance comme suit :

[Traduction]

10. Pour sa prochaine demande de changement de l’année de base, Enbridge Gas doit :

1. déposer un plan de gestion des actifs qui établit des liens clairs entre les dépenses d’investissement et les risques liés à la transition énergétique. Le plan de gestion des actifs doit porter sur les scénarios associés au risque de créer des actifs sous-utilisés ou délaissés et indiquer des mesures d’atténuation;
2. déposer un rapport portant sur les solutions possibles pour s’assurer que sa politique d’amortissement traite de manière appropriée le risque d’engager des coûts pour les actifs délaissés. Ces solutions doivent englober toutes les approches de rechange raisonnables, y compris l’approche des unités de production;
3. suivre et étudier les dix comptes proposés par InterGroup en ce qui concerne la récupération nette et déposer un rapport sur les résultats;
4. déposer une proposition visant à réduire à zéro les frais généraux indirects capitalisés restants;
5. déposer une étude d’un expert indépendant qui porte sur l’évaluation de sa méthode de capitalisation des frais généraux;
6. effectuer une évaluation des risques et élaborer un plan visant à réduire le risque lié aux actifs délaissés dans le cadre du renouvellement du réseau^[13].

Il s’agit là d’un élément de pratique et de procédure important dans la règlementation agile de l’énergie qui a déjà été utilisé par l’autorité de règlementation de la Nouvelle-Écosse dans l’affaire Annapolis Tidal Generation, sur laquelle on se penche plus loin dans le présent article.

Colombie-Britannique

La décision Enbridge n’est pas la seule décision canadienne à traiter de la règlementation des tarifs et de la transition énergétique. Le lendemain, le 22 décembre 2023, la British Columbia Utilities Commission (BCUC) a rendu une décision portant sur la même question. La décision^[14] de la BCUC concernait une demande de FortisBC Energy Inc. (FortisBC ou FEI) visant à prolonger un gazoduc dans la région de l’Okanagan de la Colombie-Britannique.

Dans le cas de la Colombie-Britannique, la compagnie d’électricité FortisBC a demandé à la BCUC de prolonger un gazoduc dans l’Okanagan pour un coût de 327 millions de dollars. FortisBC a déclaré que le prolongement du gazoduc était nécessaire pour répondre à l’augmentation prévue de la demande de gaz naturel dans la région de l’Okanagan en raison de la croissance de la population.

La BCUC a rejeté la demande en déclarant :

[Traduction]

FEI justifie la construction du projet OCU par le fait que la croissance de la population et le développement dans la région de l’Okanagan sont solides et que la courbe de croissance se poursuivra sans relâche. Les trois prévisions de demande de pointe vont toutes dans ce sens, bien qu’il y ait une grande variabilité entre elles. Ce qui préoccupe particulièrement la Commission, c’est que FEI admet qu’aucune de ses prévisions n’a pris en compte la possibilité d’un aplatissement ou même d’une inversion de la courbe en raison des engagements pris dans la feuille de route CleanBC et de l’impact des changements apportés au BC Energy Step Code, à d’autres directives de planification ou à des règlements de zonage. Malgré ces risques, FEI a maintenu une approche de « statu quo » dans ses prévisions en s’attendant à une augmentation continue de la demande de pointe au cours des 20 prochaines années.

[…]

Si le projet OCU représentait une dépense mineure, le comité d’experts pourrait être enclin à aller de l’avant avec une décision favorable à ce stade. Mais selon la dernière estimation, le coût total du projet s’élève à 327,4 millions de dollars, avec un impact de 2,37 % sur le taux d’exécution. Il s’agit d’une dépense très importante et, pour qu’elle soit approuvée, il doit y avoir une plus grande certitude que la portée proposée du projet est entièrement requise^[15].

La BCUC a également demandé à FortisBC d’examiner une question non abordée dans la demande. Il s’agissait d’une solution à court terme qui pourrait répondre à une demande supplémentaire au cours des premières années. La Commission a demandé à la compagnie d’électricité de déposer un nouveau plan avant la fin du mois de juillet 2024 pour traiter cette question.

Nouvelle-Écosse

Les organismes de règlementation de l’énergie d’aujourd’hui vivent dans un monde nouveau. Les organismes de règlementation de l’énergie du monde entier doivent investir 131 billions de dollars dans de nouvelles technologies conçues pour réduire la quantité de carbone dans la production, la distribution et l’utilisation de l’électricité^[16]. Il n’est pas facile de choisir les nouvelles technologies qui seront retenues et celles qui seront écartées. Ce choix représente toujours un défi.

L’approbation d’un projet pilote de technologie n’est que le premier problème. Le deuxième, c’est ce que font les organismes de règlementation lorsque la technologie fait défaut. La première décision concernant ce problème a récemment dû être prise en Nouvelle-Écosse^[17]. Dans cette affaire, l’organisme de règlementation de l’énergie a dû faire face à une demande de Nova Scotia Power visant à amortir des coûts importants liés à un projet pilote de nouvelle technologie qui, après de nombreuses années, n’était plus viable sur le plan commercial.

Le projet en question est connu sous le nom d’Annapolis Tidal Generation Station. Au moment de sa mise en service au milieu des années 1980, la centrale se voulait une initiative de recherche à court terme visant à tester la viabilité de la technologie des barrages marémoteurs dans la baie de Fundy^[18]. Dans les dernières années, le service public qui exploitait le projet, Nova Scotia Power, a dû assumer d’importants coûts d’exploitation et d’entretien liés à la centrale. Les dépenses en immobilisations augmentaient considérablement alors que la quantité d’électricité produite diminuait.

Dans sa demande, Nova Scotia Power a demandé à la Commission des services publics et d’examen de la Nouvelle-Écosse (NSUARB) d’approuver l’amortissement de la valeur non amortie et du reste des travaux de construction en cours sur une période de dix ans. Nova Scotia Power n’a pas présenté parallèlement de demande de mise hors service.

La décision de la Commission et son raisonnement montrent à quel point ces cas peuvent devenir complexes. Nova Scotia Power a demandé à la Commission de conclure que le projet n’était plus utilisé ni utile. Il s’avère qu’il n’est pas facile de trancher sur cette question.

Il ne fait aucun doute qu’au moment de la demande, la centrale n’était pas utilisée. La question était de savoir si la technologie pouvait s’avérer utile à l’avenir. La NSUARB a souligné les arguments des groupes d’intervenants au paragraphe 32.

[Traduction]

Dans ses observations finales, le défenseur de la petite entreprise, le groupe industriel, le défenseur du consommateur et la Ville d’Annapolis Royal ont tous exprimé des préoccupations au sujet de l’affirmation de NS Power selon laquelle la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins coûteuse pour les clients. Les quatre intervenants ont fait remarquer qu’ils ne sont pas d’accord pour dire que NS Power a présenté une analyse suffisamment complète pour les convaincre qu’il n’y a pas d’utilisation future viable des biens en question à des fins d’utilité publique^[19].

L’analyse de la NSUARB est mieux décrite dans les paragraphes suivants :

[Traduction]

Dans ce cas, compte tenu du montant important du coût non amorti restant dans la base tarifaire, NS Power a proposé une période d’amortissement de 10 ans. Aucune partie n’a contesté la durée proposée de la période d’amortissement. M. Reed et Grant Thornton l’ont appuyée. La Commission convient que, si la mise hors service est la solution possible la moins coûteuse, une période d’amortissement de 10 ans semble créer un équilibre raisonnable entre les répercussions négatives pour les contribuables actuels et les considérations relatives à l’équité intergénérationnelle.

La question de fond en litige est de savoir si NS Power a démontré que la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins coûteuse pour les contribuables. La Commission reconnaît qu’en préparant son dossier, NS Power a pris plusieurs mesures appropriées dans la préparation de la demande. Le recours à des consultants externes pour compléter l’expertise interne est conforme aux directives de la Commission. La Commission reconnaît que ces consultants appuient l’approche énoncée dans la demande. De plus, l’utilisation de la modélisation probabiliste était appropriée dans ce cas, compte tenu du nombre d’incertitudes qui pourraient avoir une incidence sur les estimations des coûts. Cela dit, la Commission a déterminé qu’elle n’a pas suffisamment d’information pour conclure que la mise hors service est, en fait, la solution possible la moins coûteuse. Par conséquent, la Commission conclut que NS Power ne s’est pas acquittée du fardeau de la preuve qui lui incombait d’obtenir la réparation en matière de traitement comptable demandée en l’espèce.

Compte tenu de la preuve déposée par Midgard et MS Consulting, la Commission est généralement d’accord avec les intervenants pour dire qu’il y a un trop grand nombre de variables relatives aux coûts qui n’ont pas été examinées suffisamment ou qui l’ont été de façon incohérente en ce qui a trait aux diverses solutions possibles. La Commission reconnaît que NS Power et MS Consulting ne s’entendent pas au sujet de l’incidence réelle de certains intrants sur les résultats de la modélisation, y compris certains intrants utilisés par MS Consulting. La Commission reconnaît également que la recommandation finale de Midgard était que la solution de prolongement de la vie et de modernisation (PVM) soit maintenue. En théorie, cela pourrait se faire en approuvant la demande actuelle et en réexaminant la question, au besoin, lorsqu’une demande de mise hors service est déposée.

Cela dit, compte tenu de l’ampleur et de la portée des problèmes non réglés, la Commission conclut que l’approbation du traitement comptable à ce stade est prématurée. Les données probantes indiquent qu’il y a différents niveaux d’estimations par catégorie pour les différentes solutions possibles. En particulier, l’écart entre les valeurs actualisées nettes des besoins en matière de revenus de la solution de PVM et de celle de la mise hors service n’est pas si grand. Dans certains scénarios, la solution de PVM pourrait en fait être plus rentable, bien qu’elle comporte un risque plus élevé.

Il est donc important de comparer, dans la mesure du possible, des pommes avec des pommes entre la solution de PVM et celle de la mise hors service. La Commission est préoccupée par le fait que, si le traitement comptable est approuvé maintenant, on pourrait avoir tendance à mettre l’accent sur l’approbation de la solution de mise hors service. Cela pourrait inciter moins à continuer d’évaluer rigoureusement la solution de PVM^[20].

En fin de compte, la NSUARB a conclu qu’elle n’avait pas suffisamment d’information pour prendre une décision. La complexité des enjeux auxquels sont confrontés les organismes de règlementation dans ce type de cas est évidente dans les ordonnances que la Commission a données à Nova Scotia Power au sujet des renseignements supplémentaires requis pour régler adéquatement le problème :

[Traduction]

Bien qu’elle n’ordonne pas à NS Power d’entreprendre des études particulières, il semblerait, pour la Commission, que les renseignements suivants aideraient à déterminer la solution possible la moins coûteuse dans cette affaire :

1. une évaluation plus complète des coûts de PVM;
2. une évaluation plus complète de la nouvelle solution technologique possible, y compris : a. une évaluation plus approfondie des solutions possibles et des coûts pour changer la capacité de la centrale dans le cadre de la nouvelle solution technologique possible; et b. la sollicitation de prix auprès de plusieurs fabricants de la nouvelle solution technologique possible;
3. une évaluation plus complète des problèmes de sédimentation et des coûts associés à la solution de mise hors service;
4. la réalisation des études environnementales nécessaires pour évaluer les risques environnementaux et les coûts associés à chaque solution de rechange;
5. une évaluation plus complète des solutions possibles d’élimination des actifs de la centrale;
6. une explication détaillée de la raison pour laquelle les estimations des dépenses en immobilisations pour la solution de mise hors service ont diminué de façon si spectaculaire par rapport aux estimations incluses dans l’étude de 2018 sur les actifs hydroélectriques de NS Power;
7. la mobilisation du personnel du ministère des Pêches et des Océans (MPO) pour déterminer si NS Power peut présenter de façon satisfaisante des études ou des données de rechange sur les périodes de migration du poisson et la mortalité du poisson pour le site, à moins que la centrale ne soit remise en service; y compris la possibilité de modifier son exploitation afin de réduire ou d’atténuer les effets potentiels sur le poisson de manière à éviter l’obligation d’obtenir une autorisation du MPO;
8. la mobilisation du personnel du MPO pour déterminer s’il envisagerait un plan de conformité avec une demande d’autorisation connexe. Si le MPO accepte une telle demande, NS Power pourrait estimer le coût de l’élaboration et de la mise en œuvre d’un plan de conformité dans son analyse de la décision;
9. la mobilisation du personnel du MPO et de la province à l’égard de toute question liée à la Loi sur les pêches ou à la conformité environnementale dans le cadre de la solution de mise hors service en ce qui a trait au rétablissement de la zone à son état initial (c.-à-d. qu’il n’y a pas d’écoulement d’eau dans le pont-jetée à l’emplacement de la centrale et que les coûts de conformité liés à la mise hors service concernent les vannes des écluses, au pont-jetée et aux passages pour poissons). Les résultats de ces discussions pourraient être intégrés à la solution de mise hors service dans l’analyse décisionnelle;
10. en ce qui concerne les initiatives susmentionnées, la mobilisation des collectivités autochtones à l’égard des diverses solutions possibles (y compris le PVM, la nouvelle solution technologique possible et la mise hors service) afin de mieux éclairer les coûts potentiels à intégrer à l’analyse décisionnelle^[21].

La Commission a conclu que tant qu’elle ne recevrait pas ces renseignements présentés dans une nouvelle demande, elle ne serait pas en mesure de rendre une décision :

[Traduction]

La Commission a déterminé qu’elle n’a pas suffisamment de données probantes, à l’heure actuelle, pour conclure que la mise hors service de la centrale est la solution possible la moins coûteuse pour les contribuables. Elle n’est donc pas en mesure de déterminer que le bien n’est pas utilisé et n’est pas utile au sens de la convention comptable 6350. Par conséquent, la Commission n’approuvera pas la demande pour le moment. La Commission est d’avis que la meilleure façon de procéder consiste à réexaminer la demande d’approbation du traitement comptable ainsi que la demande de mise hors service. Cela dit, NS Power est libre de rouvrir l’affaire si elle est en mesure de répondre aux préoccupations de la Commission^[22].

L’arrivée de nouvelles technologies crée deux problèmes pour les organismes de règlementation de l’énergie. Le premier est celui de définir les modalités selon lesquelles les organismes de règlementation acceptent et approuvent les investissements dans les nouvelles technologies. Le deuxième, tel qu’il est décrit dans l’affaire de la Nouvelle-Écosse, concerne les modalités selon lesquelles les organismes de règlementation retirent les coûts liés à ladite technologie de la base tarifaire lorsque celle-ci s’avère inutile. 

UNE RÈGLEMENTATION AGILE

Récemment, trois économistes de l’Université d’Ottawa ont publié une étude sur la règlementation de l’énergie pendant la transition énergétique, préparée pour le gouvernement canadien. Cela a commencé par la prémisse suivante :

[Traduction]

La réalisation de l’ambitieuse stratégie de réduction des émissions du gouvernement du Canada exigera une échelle et un rythme d’innovation sans précédent. Dans ce contexte, il n’a jamais été aussi urgent de passer à un système de règlementation plus agile … le passage à un système de règlementation plus agile comporte deux dimensions. Il implique de changer les instruments politiques et les institutions règlementaires^[23].

Les auteurs ont ensuite ajouté : [traduction] « L’excellence en matière de règlementation suppose l’utilisation des meilleures données probantes disponibles et la promotion de la transparence et de l’inclusivité »^[24].

Plus récemment, le ministre de l’Énergie de l’Ontario a envoyé une nouvelle lettre d’instructions au président par intérim de la Commission de l’énergie de l’Ontario déclarant :

[Traduction]

« Au fur et à mesure que l’électrification et la transition énergétique progressent, la CEO devrait continuellement explorer comment maximiser sa flexibilité pour faciliter l’innovation dans le cadre règlementaire existant. La CEO devrait continuer de collaborer avec la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), les représentants du ministère et les parties prenantes du secteur à cet égard. L’innovation dans les secteurs du gaz et de l’électricité est essentielle pour atteindre nos objectifs de répondre à la demande future en énergie tout en réduisant les émissions »^[25].

Les trois décisions examinées dans le présent article ont été les premières décisions au Canada où les organismes de règlementation de l’énergie ont affronté de plein fouet la force de la transition énergétique en termes d’impact sur les actifs délaissés. Cette question est importante aujourd’hui. Elle le sera encore plus demain.

Les pratiques et procédures règlementaires dans ce domaine devront être affinées. Les organismes de règlementation de l’énergie devront devenir plus souples et plus innovants, ce que le ministre de l’Énergie de l’Ontario a approuvé. Les économistes d’Ottawa ont suggéré qu’une règlementation agile est une règlementation qui est non seulement transparente mais qui recherche les meilleures preuves possibles.

Les décisions examinées dans cet article indiquent que la règlementation de l’énergie concernant la transition énergétique et les actifs délaissés nécessite la prise en compte de six facteurs : de meilleures preuves, des solutions différentes, de nouvelles directives règlementaires, la répartition des coûts, l’ajustement des risques et l’harmonisation des politiques.

MEILLEURES PREUVES

Il est intéressant de se demander pourquoi la CEO n’a pas demandé de meilleures preuves dans l’affaire Enbridge. Un certain nombre de parties à cette procédure, y compris le personnel de la Commission, ont demandé à la CEO de reporter l’affaire à une audience générique afin d’obtenir de meilleures preuves. Cette procédure n’est pas nouvelle dans la règlementation de l’énergie. Récemment, lorsque Nova Scotia Power a demandé à la NSUARB d’approuver l’amortissement de la valeur non amortie de l’Annapolis Tidal Generation Station^[26], la NSUARB a indiqué qu’elle ne pouvait pas rendre sa décision tant que des informations supplémentaires traitant correctement de certaines questions n’auraient pas été fournies.

La CEO a traité le cas Enbridge comme un cas de tarification ordinaire. Dans ce cas, si le demandeur ne s’acquitte pas du fardeau de la preuve qui lui incombe, la demande est rejetée. Le traitement des actifs délaissés dans le cadre de la transition énergétique exige une approche différente.

Les organismes de règlementation canadiens du secteur de l’énergie devront revoir leurs pratiques et procédures pour relever ce nouveau défi. Le point de départ est la procédure adoptée par la NSUARB dans l’affaire Annapolis Tidal Generation. Lorsque les preuves relatives aux actifs délaissés ne sont pas satisfaisantes, les organismes de règlementation doivent prendre des mesures pour obtenir de meilleures preuves. L’organisme de règlementation devrait également fournir de meilleures directives et être plus précis quant aux informations requises, comme l’a fait la NSUARB dans l’affaire Annapolis Tidal Generation.

Différentes solutions

La décision de la Colombie-Britannique dans l’affaire FortisBC est un bon exemple d’une autre caractéristique du monde de la règlementation agile. Plutôt que de rejeter purement et simplement la demande, la BCUC a décidé que, bien qu’elle ne puisse pas approuver le projet de pipeline de 327 millions de dollars, il était important de résoudre un problème à court terme. La BCUC était préoccupée par le fait que, sur la base des preuves, il pourrait y avoir un manque de capacité à court terme, voire à long terme, et qu’il convenait d’y remédier. La BCUC a donc ordonné à la compagnie de préparer une autre demande pour résoudre les problèmes avant la fin du mois de juillet 2024. Il s’agit là d’un autre exemple de l’importance d’une règlementation agile.

Nouvelle directive règlementaire

Un autre nouveau domaine de pratique et de procédure en règlementation de l’énergie qui aide les parties dans les cas difficiles comme ceux impliquant la transition énergétique et les actifs délaissés est la « nouvelle directive ». Les principaux exemples dans les trois décisions examinées dans le présent article sont la décision Enbridge de la CEO et la décision Annapolis Tidal Generation de la NSUARB.

L’article 10 de l’ordonnance rendue dans l’affaire Enbridge Gas, citée plus haut, énumère six calculs et documents différents que la Commission a demandé à Enbridge de présenter dans sa prochaine demande de révision tarifaire.

Dans l’affaire Annapolis Tidal Generation, la NSUARB a énuméré en détail les informations qu’elle rechercherait dans une demande révisée concernant ce projet. La Commission avait jugé qu’elle ne disposait pas de suffisamment d’informations pour prendre les décisions appropriées dans le cadre de la première demande. La Commission a mis cette demande en veilleuse et a demandé au demandeur de présenter une demande révisée. Dans les cas difficiles, cette approche est plus productive que le rejet pur et simple de la demande initiale.

Répartition des coûts

Un élément important dans les affaires d’actifs délaissés est la compréhension par toutes les parties de la question de savoir qui assume le coût; et dans quelle proportion. Pour citer Scott Hempling, éminent spécialiste américain de la règlementation de l’énergie, les organismes de règlementation disposent d’un large pouvoir d’appréciation. Dans un article bien connu, Hempling déclare :

Les situations liées aux coûts échoués combinent toujours deux facteurs clés : les investissements prudents et les circonstances après investissement qui n’avaient pas pu être prévues au moment de l’investissement. Ces développements factuels peuvent être des réductions dans la demande, une augmentation des coûts des intrants, l’obsolescence et les changements dans la politique de réglementation. La question est toujours la suivante : lorsque des actions prudentes produisent des résultats non économiques, qui doivent en assumer les coûts non recouvrés : les actionnaires ou les clients? Les lecteurs espérant des directives claires sur les choses « à faire » ou « à ne pas faire » seront déçus; ceux espérant une grande discrétion réglementaire seront ravis. Le principe de base est le suivant : les organismes de réglementation ont différentes options, allant d’un recouvrement avec profit à aucun recouvrement sans profit, et tous les points entre ceux-ci^[27].

Les décisions canadiennes concernant la prise en charge du coût des actifs délaissés varient également considérablement. La décision de la CEO concernant Enbridge n’est qu’un exemple parmi d’autres. Enbridge y affirmait que tous les coûts liés aux actifs délaissés devaient être assumés par les clients. Un certain nombre de parties ont contesté cette affirmation, mais la Commission, pour une raison quelconque, n’a pas pris de décision à ce sujet. Cependant, la décision prise dans cette affaire, selon laquelle le client devait payer d’emblée tous les coûts de raccordement, laisse entendre que la Commission estimait que les clients devaient assumer tous les coûts des actifs délaissés.

Il se peut que si les autorités de règlementation indiquent clairement la façon dont les coûts échoués seront répartis entre le service public et le client, les demandeurs puissent estimer avec plus de soin dans quelle mesure le projet entraînera des coûts échoués. Il convient de rappeler que dans ces trois premières affaires, deux d’entre elles reposaient sur une conclusion de l’autorité de règlementation selon laquelle il n’y avait pas eu de tentative sérieuse d’estimer le potentiel de coûts échoués du projet.

Rajustement en fonction des risques

Le facteur de rajustement en fonction des risques est un autre instrument important auquel les organismes de règlementation sont confrontés dans les cas d’actifs délaissés. Il s’agissait d’une question brûlante dans l’affaire Enbridge, où la structure financière aux fins de la tarification correspondait à un ratio de 64 % de dettes pour 36 % de capitaux propres. Enbridge a proposé d’augmenter l’épaisseur des capitaux propres de 36 à 42 %. Le personnel de la Commission et quatre intervenants ont recommandé une augmentation à 38 %, tandis que huit intervenants ont recommandé un maintien à 36 %. En fin de compte, la CEO a approuvé l’augmentation de l’épaisseur des capitaux propres d’Enbridge de 36 à 38 %.

Il s’agit d’un facteur de rajustement important dont disposent les organismes de règlementation, bien qu’il soit généralement limité aux cas de tarification. Il nécessite cependant une estimation très fiable de la mesure dans laquelle le demandeur est confronté à un risque d’actifs délaissés.

Harmonisation des politiques

Les cas d’actifs délaissés existent depuis longtemps. Cependant, les actifs délaissés causés par la transition énergétique soulèvent des problèmes uniques. Il s’agit de décisions règlementaires qui vont à l’encontre de la politique gouvernementale.

Par définition, la transition énergétique est le fruit d’une politique gouvernementale et, dans de nombreux cas, d’investissements publics importants. Ce facteur s’est avéré être la principale caractéristique de l’affaire Enbridge qui a conduit le gouvernement de l’Ontario à introduire une nouvelle loi qui permettrait au gouvernement d’annuler certains aspects de la décision de la CEO. Ceux qui croient fermement à l’importance d’une règlementation indépendante en matière d’énergie ont trouvé cette évolution troublante.

Une meilleure approche consisterait à avertir les agences gouvernementales concernées de tout aspect d’une audience proposée qui soulève la possibilité d’un conflit avec la politique gouvernementale. Il n’y a aucune raison pour que les agences gouvernementales ne puissent pas intervenir dans les audiences règlementaires.

L’affaire Enbridge a soulevé une grave question juridique. Il s’agit de l’argument selon lequel, dans la mesure où un organisme de règlementation de l’énergie rend une décision qui entre en conflit avec la politique du gouvernement, cet organisme de règlementation agit au-delà de sa compétence légale. Dans le monde de la transition énergétique et des actifs délaissés, il s’agit d’un problème permanent. Il sera difficile de le résoudre au moyen de directives politiques du gouvernement à l’intention des organismes de règlementation. Des solutions plus dynamiques en temps réel sont nécessaires.

La règlementation agile exige une plus grande transparence. Cela signifie que toutes les parties concernées, y compris le ministre de l’Énergie, doivent être informées. Le gouvernement est par définition partie à chaque cas de transition énergétique.

Cet article et ces trois cas ne sont que le début de ce qui pourrait facilement devenir une réforme très importante de la règlementation canadienne de l’énergie. Nous vous tiendrons au courant.

 

* Gordon Kaiser est associé au sein d’Energy Law Chambers à Toronto. Il a déjà été vice-président de la Commission de l’énergie de l’Ontario et administrateur de la surveillance du marché de l’Alberta.

1. Voir London Hydro Inc. (20 mars 2009), EB-2008-0235; PowerStream Inc. (27 juillet 2009), EB-2008-0244; Toronto Hydro Electric System (2 avril 2013).
2. Voir James J. Hoecker, « Used and Useful, Autopsy of a Ratemaking Policy » (1987) 8:303 Energy Law Journal, en ligne (pdf) : <www.eba-net.org/wp-content/uploads/2023/02/25_8EnergyLJ3031987.pdf>.
3. ATCO Gas & Pipelines Ltd. c Alberta (Energy & Utilities Board), 2006 CSC 4.
4. Nova Scotia Power Incorporated (Re), 2022, NSUARB 2; Gordon Kaiser, « Les organismes canadiens de règlementation de l’énergie et les nouvelles technologies : La transition vers une économie à faible émission de carbone » (juillet 2021) 9:2 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie, en ligne : ERQ <energyregulationquarterly.ca/fr/articles/canadian-energy-regulators-and-new-technology-the-transition-to-a-low-carbon-economy>.
5. OEB EB-2022-0200, 21 décembre 2023, Decision and Order, Enbridge Gas Inc.
6. Ibid à la p 2.
7. Ibid aux pp 19–21.
8. Ibid à la p 39.
9. OEB EB-2022-0200/EB-2024-0078, January 29, 2024, Enbridge Gas Motion for Review and Variance, au para 14.
10. OEB EB-2022-0200, October 11, 2023, Reply Argument, au para 11.
11. OEB EB-2022-0200, January 22, 2024, Notice of Appeal, à la p 5.
12. Supra note 5 à la p 39.
13. Ibid aux pp 140-141.
14. BCUC Order G-361-23, Fortis BC Energy Inc.
15. BCUC Order G-361-23, 22 décembre 2023, Decision and Order, à la p 24.
16. International Renewable Energy Agency, « World Energy Transition Outlook » (2021), à la p 28, en ligne (pdf) : IREA <www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2021/Jun/IRENA_World_Energy_Transitions_Outlook_2021.pdf?rev=71105a4b8682418297cd220c007da1b9>.
17. Nova Scotia Power Incorporated (Re), 2022, NSUARB 2.
18. Pour obtenir des renseignements détaillés sur le projet, voir : William Lahey, « Règlementation et création d’une nouvelle industrie de l’énergie : énergie marémotrice en Nouvelle-Écosse » (septembre 2015) 3:3 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie , en ligne : ERQ <energyregulationquarterly.ca/fr/articles/regulation-and-development-of-a-new-energy-industry-tidal-energy-in-nova-scotia>.
19. Supra note 17 at para 32.
20. Ibid aux para 89–93.
21. Ibid au para 99.
22. Ibid au para 118.
23. Colleen Kaiser, Geoff McCarney et Stewart Elgie, « Agile Regulation for Clean Energy Innovation » (juillet 2021), à la p 1, en ligne (pdf) : Institut pour l’IntelliProspérité <institute.smartprosperity.ca/sites/default/files/WP_Agile_regulation.pdf>.
24. Ibid à la p 4.
25. Lettre d’instructions du ministre de l’Énergie au président par intérim de la Commission de l’énergie de l’Ontario, (29 novembre 2023), à la p 3, en ligne (pdf) : <www.oeb.ca/sites/default/files/letter-of-direction-from-the-Minister-of-Energy-20231129.pdf>.
26. Supra note 17.
27. Scott Hempling, « Des tramways aux panneaux solaires : La politique des coûts échoués aux États‑Unis » (septembre 2015) 3:3 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie, en ligne : ERQ <energyregulationquarterly.ca/fr/articles/from-streetcars-to-solar-panels-stranded-cost-policy-in-the-united-states>.