L’aliénation d’actifs d’entreprises de services publics est un aspect courant de la règlementation de ce secteur depuis plusieurs années. En règle générale, les entreprises de services publics investissent dans les actifs nécessaires à la prestation de leurs services. Ces investissements sont ensuite amortis sur la durée de vie des actifs, ce qui permet de recouvrer progressivement leur coût au moyen des tarifs. À la fin de la durée de vie utile d’un actif, celui-ci, entièrement amorti, est retiré du réseau de services publics, et tous les coûts connexes — par exemple les coûts de démantèlement ou de mise hors service, nets de la valeur de récupération — sont recouvrés par l’entreprise au moyen de la tarification auprès de ses clients. Cependant, que se passe-t-il lorsque la durée de vie utile d’un actif est écourtée ? Dans ce cas, celui-ci est souvent qualifié d’« actif délaissé ».

Le critère « utilisé et utile » (used and useful) est un principe fondamental du droit canadien visant les entreprises de services publics, selon lequel seuls les actifs qui servent activement les clients peuvent donner lieu à un recouvrement de leurs coûts à l’aide des tarifs.^[1] Dans le cadre règlementaire canadien, les actifs délaissés sont des actifs qui n’ont pas encore été entièrement amortis, mais qui ne sont plus « utilisés et utiles » pour la prestation de services publics. Lorsqu’une telle situation survient, le solde non recouvré de l’actif n’est plus inclus dans la base tarifaire et n’est plus récupéré auprès des clients dans le cours normal des activités. Se pose alors la question du traitement du solde non amorti de l’actif délaissé; et de savoir si ce solde doit être assumé par les actionnaires de l’entreprise (et donc ne pas être recouvré à l’aide des tarifs) ou par les clients (auquel cas il peut être recouvré au moyen des tarifs).

Les effets des changements climatiques relancent les débats sur la gestion appropriée des actifs délaissés, car ce phénomène modifie l’environnement opérationnel des entreprises de services publics d’électricité de deux manières. Premièrement, les tendances météorologiques historiques menacent les installations et font de la résilience une priorité pour les responsables de la planification du réseau. Deuxièmement, les directives règlementaires et législatives adoptées en réponse aux risques climatiques imposent de nouvelles exigences aux entreprises de services publics. Les effets du climat et la transition énergétique qui en résulte accroissent les risques liés aux actifs délaissés. Ces risques sont aggravés par les longs horizons d’amortissement des infrastructures des entreprises de services publics, ce qui crée une incertitude quant à savoir si des actifs seront délaissés à l’avenir et qui supportera le fardeau financier si ces actifs sont détruits, sous-utilisés ou doivent être mis hors service prématurément.

En supposant un horizon de planification pouvant s’étendre de trente à quarante ans, les entreprises de services publics peuvent s’attendre à une augmentation des risques physiques pesant sur leurs installations, à une hausse des coûts d’exploitation, ainsi qu’à des exigences accrues en matière de résilience et de décarbonisation^[2]. Les tempêtes fréquentes et violentes aggravent déjà l’ampleur des dégâts causés aux infrastructures de transport et de distribution d’électricité. Les risques d’incendies de forêt s’intensifient, menaçant les infrastructures des entreprises de services publics et augmentant leur responsabilité civile lorsque leurs équipements sont à l’origine d’incendies^[3]. Une étude de McKinsey & Company révèle que les investissements dans des actifs à longue durée de vie situés dans des zones à risque augmentent la possibilité qu’il y ait une incidence sur le bilan^[4]. La destruction d’infrastructures d’entreprises de services publics en raison des conditions météorologiques instables soulève des questions quant à savoir qui doit assumer le remboursement des coûts liés à ces infrastructures lorsqu’elles sont détruites par des phénomènes météorologiques.

Les entreprises de services publics sont de plus en plus tenues d’intégrer les risques climatiques dans leur planification, de réaliser des investissements justifiés en matière de résilience et de mettre en œuvre des stratégies d’adaptation aux changements climatiques, tout en respectant les objectifs de décarbonisation. Le risque lié aux actifs délaissés s’accroît lorsque les infrastructures construites selon des normes climatiques ou relatives aux gaz à effet de serre (« GES »), qu’elles soient historiques ou émergentes, deviennent potentiellement inadéquates ou dangereuses. Qui devrait assumer les coûts non amortis des actifs qui ne sont plus nécessaires en raison de leur inadéquation face aux risques climatiques?

PROBLÈMES LIÉS AUX ACTIFS DÉLAISSÉS

Dans ce contexte émergent, les actifs délaissés peuvent principalement résulter de deux situations. Premièrement, des actifs peuvent devenir délaissés lorsqu’ils sont détruits prématurément lors d’événements liés au climat, tels que des incendies de forêt et des tornades. Dans ces cas, les actifs n’existent plus physiquement, mais le capital non amorti — et donc non récupéré — investi dans les actifs détruits reste inscrit dans les comptes des entreprises de services publics. Deuxièmement, les installations et les infrastructures peuvent devenir sous-utilisées, non rentables, obsolètes ou irrécupérables en vertu d’exigences politiques ou législatives visant à faire face aux risques climatiques. Dans ce cas, bien que les actifs existent toujours physiquement, le capital non récupéré investi dans ces actifs désormais inutiles ou inadaptés peut ne plus être récupérable au moyen des tarifs, car les actifs ne sont plus « utilisés et utiles » pour la prestation de services publics.

À mesure que les changements climatiques et la transition énergétique qui en découle touchent de plus en plus les entreprises de services publics au Canada, les organismes de règlementation devront se pencher sur plusieurs questions, parfois interdépendantes, concernant la gestion des actifs susceptibles de devenir « délaissés » à la suite d’événements climatiques ou de mesures de politique climatique. Comment la règlementation peut-elle atténuer les coûts liés aux actifs délaissés? Comment ces coûts doivent-ils être calculés lorsque le délaissement se produit? Qui doit supporter les coûts liés au délaissement résultant d’événements climatiques ou de politiques climatiques lorsqu’ils surviennent? Les coûts liés aux actifs délaissés doivent-ils être répartis équitablement entre les actionnaires et les clients des entreprises de services publics, et si oui, comment? Comment le risque lié aux coûts des actifs délaissés doit-il être pris en compte dans les besoins en revenus et les tarifs des entreprises de services publics?

LE TRAITEMENT ACTUEL DES ACTIFS DÉLAISSÉS AU CANADA

Le traitement des coûts liés aux actifs délaissés dans la règlementation des services publics au Canada varie d’une région à l’autre et est parfois brouillé par l’influence des politiques gouvernementales sur les organismes de règlementation. Les approches adoptées par l’Ontario et l’Alberta en matière de traitement des actifs délaissés sont, par exemple, très différentes.

Actifs délaissés en raison de phénomènes climatiques

Pour commencer, il convient d’examiner l’approche adoptée par ces deux provinces concernant la prise en compte des actifs délaissés à la suite d’événements climatiques. Tant la Commission de l’énergie de l’Ontario (« CEO ») que l’Alberta Utilities Commission (« AUC ») intègrent des facteurs Z dans leurs cadres règlementaires de fixation des tarifs afin de prendre en compte les coûts liés à des événements imprévus échappant au contrôle de la direction. Ces deux provinces appliquent des critères similaires pour définir ce qui constitue un événement relevant du facteur Z. Les événements admissibles comprennent les événements climatiques, tels que les tornades et les feux de forêt. Cependant, bien que les deux provinces autorisent généralement le recouvrement des coûts supplémentaires découlant d’un événement relevant du facteur Z, y compris l’intégration d’actifs de remplacement dans la base tarifaire, le traitement des coûts des actifs délaissés par l’événement a été différent dans les deux provinces.

La Loi sur la Commission de l’énergie de l’Ontario^[5], en ses articles 36 et 78, confère à la Commission le pouvoir de fixer des tarifs justes et raisonnables pour les services publics de gaz naturel ainsi que pour les distributeurs et les transporteurs d’électricité. L’approche adoptée par la CEO pour traiter les actifs délaissés repose sur le critère de prudence et, en cas d’événements météorologiques, sur l’application d’un facteur Z. En vertu du critère de prudence, si un investissement était prudent au moment où il a été réalisé, la Commission a généralement déterminé que l’entreprise de services publics est en droit de récupérer auprès des clients à la fois les coûts restants des actifs détruits et les coûts des actifs de remplacement. De cette manière, l’Ontario a largement transféré la responsabilité des actifs délaissés liés à des événements climatiques imprévus aux clients des entreprises de services publics.

La décision West Coast Huron Energy Inc. (« EB-2011-0335 »)^[6] constitue un précédent en Ontario. West Coast Huron avait demandé l’autorisation de recouvrer les coûts occasionnés par une tornade survenue en août 2011, qui avait détruit une grande partie de ses actifs dans la ville de Goderich. La demande visait le recouvrement de la valeur comptable nette résiduelle des actifs détruits. La Commission a conclu qu’un événement relevant du facteur Z s’était produit lorsque la tornade de force F3 a détruit une partie importante du réseau de distribution de West Coast Huron ainsi que d’autres actifs, et que cet événement était véritablement « extérieur au régime règlementaire et échappait au contrôle de la direction » [traduction] ^[7]. La Commission a conclu que cet événement remplissait les conditions de causalité, d’importance relative et de prudence requises pour un ajustement des tarifs de l’entreprise au titre du facteur Z. En conséquence, la Commission a enjoint à l’entreprise :

… de demander un ajustement au titre du facteur Z dans sa prochaine demande de révision des bases de calcul, une fois que les coûts supplémentaires réels et les pertes de recettes auront été clairement établis. L’examen se limiterait aux questions de prudence, de répartition des coûts et de conception tarifaire, étant donné que le lien de causalité et le caractère significatif ont été établis dans la présente décision motivée [traduction]^[8].

La demande de révision de la base tarifaire de l’entreprise a été réglée par voie d’entente de règlement, telle qu’elle est définie dans la décision et ordonnance EB-2011-0335. La transaction approuvée par la CEO comprenait un montant de 162 105 dollars au titre des besoins de revenus liés à la valeur comptable nette des actifs délaissés résultant des dommages causés par la tempête^[9].

Contrairement à l’Ontario, l’approche de l’Alberta en matière de recouvrement des coûts liés aux actifs délaissés repose sur l’arrêt Stores Block de la Cour suprême^[10] et est régie par la décision de l’AUC relative à l’aliénation d’actifs d’entreprises de services publics (« UAD » – Utility Asset Disposition)^[11]. Dans sa décision concernant l’UAD, l’AUC a interprété de manière stricte l’arrêt Stores Block, estimant que les abonnés ne détiennent aucun droit de propriété sur les actifs d’une entreprise de services publics. Étant donné que les entreprises de services publics sont propriétaires de leurs actifs, tout gain ou perte résultant de leur aliénation revient aux actionnaires de l’entreprise. Les pertes découlant de mises hors service exceptionnelles — notamment celles résultant d’une obsolescence prématurée, d’une mise hors service anticipée motivée par des raisons stratégiques et de catastrophes naturelles — ont donc généralement été assumées par les actionnaires.

La décision relative aux actifs non utilisés établit une distinction entre la mise hors service normale d’un actif à la fin de sa durée de vie utile et la mise hors service exceptionnelle donnant lieu à des coûts liés aux actifs délaissés. Une mise hors service normale est une opération qui avait été raisonnablement prévue dans les provisions pour amortissement et dépréciation, et dont les coûts ont été recouvrés au cours de la durée de vie de l’actif au moyen des tarifs facturés aux clients. Une mise hors service exceptionnelle survient lorsqu’un actif est retiré de la base tarifaire avant d’être entièrement amorti parce qu’il est devenu obsolète, qu’il résulte d’un surdéveloppement et excède les besoins futurs, qu’il est utilisé à des fins non liées au service public, qu’il est retiré à la suite d’un sinistre inhabituel ou d’une obsolescence soudaine et complète, ou encore qu’il fait l’objet d’un arrêt complet imprévu en raison d’événements qui n’avaient pas été raisonnablement anticipés ni pris en compte dans les provisions d’amortissement et de dépréciation applicables utilisées pour l’établissement des tarifs. Toute insuffisance ou tout excédent de recouvrement des investissements en capital découlant d’une mise hors service exceptionnelle est imputé aux actionnaires de l’entreprise de services publics. Les clients ne participent ni aux pertes ni aux gains découlant de l’aliénation d’un actif.

Le 11 juin 2018, le pouvoir législatif de l’Alberta a adopté le projet de loi 13, An Act to Secure Alberta’s Electricity Future^[12], qui apportait des modifications à plusieurs lois existantes. Le projet de loi visait à traiter des répercussions règlementaires de l’arrêt Stores Block concernant l’aliénation d’actifs de services publics en Alberta, mais ces dispositions ont été supprimées^[13]. La portée de la décision relative à l’UAD est restée inchangée.

À titre d’exemple, dans la décision 21609-D01-2019 ATCO Electric Ltd., Z Factor Adjustment for the 2016 Regional Municipality of Wood Buffalo Wildfire^[14], l’AUC a refusé à ATCO le remboursement de la valeur non amortie des actifs détruits lors de l’incendie de forêt de Wood Buffalo^[15]. La Commission a estimé, conformément à sa décision relative à l’UAD, que l’entreprise de services publics et ses actionnaires étaient responsables de la valeur comptable nette restante des actifs détruits.

Cependant, un arrêt rendu en 2023 par la Cour d’appel de l’Alberta^[16] a accueilli l’appel interjeté contre la décision 21609-D01-2019, estimant que la décision portée en appel reposait sur des erreurs de droit, notamment la conclusion selon laquelle les possibilités dont disposait la Commission pour traiter les actifs détruits étaient limitées par l’arrêt Stores Block. La Cour a estimé que l’établissement des tarifs relevait clairement du pouvoir discrétionnaire de la Commission, y compris la détermination des dépenses pouvant être incluses dans les coûts recouvrables, la manière de traiter l’amortissement et la manière de traiter les actifs délaissés ou détruits de manière imprévisible. La Cour a résumé sa conclusion comme suit :

Dans la décision 28320-D01-2023^[18], l’AUC a réexaminé sa décision 21609-D01-2019. Au cours de ce réexamen, la Commission a axé son analyse sur la question de savoir si ATCO avait bénéficié d’une possibilité raisonnable de recouvrer ses coûts, après avoir admis que ces coûts avaient été engagés avec prudence et que les actifs étaient nécessaires à la fourniture du service public. Sur cette question, la Commission a conclu :

…dans le contexte de l’incendie de Wood Buffalo, le fait d’avoir isolé et ordonné l’enlèvement de la totalité de la valeur comptable nette des actifs détruits a eu pour effet de priver ATCO Electric de la possibilité raisonnable qui lui avait été précédemment offerte de recouvrer ces coûts, et ce pour des raisons indépendantes de sa volonté [traduction]^[19].

ATCO a ensuite été autorisée à récupérer, par le biais de ses tarifs, la valeur comptable nette des actifs détruits lors de l’incendie de forêt.

Actifs délaissés en raison de la politique gouvernementale

Jusqu’à présent, l’Alberta Utilities Commission (« AUC ») a appliqué strictement la décision relative à l’UAD dans les cas où une entreprise procède au remplacement d’infrastructures en réponse à une politique gouvernementale. Dans l’une des premières applications de la décision relative à l’UAD, l’AUC a refusé à EPCOR le recouvrement des coûts irrécupérables liés au remplacement des compteurs par des compteurs d’infrastructure de comptage avancée (« AMI » – Advance Metering Infrastructure), bien qu’elle ait reconnu que l’adoption de ces nouveaux compteurs était conforme à la politique gouvernementale^[20].

Dans ce cas, EPCOR a indiqué avoir pris en compte deux aspects de la politique gouvernementale dans son analyse de la faisabilité du projet relatif à l’AMI. Premièrement, EPCOR a tenu compte de la nouvelle spécification S-S-06 de Mesures Canada, qui a donné lieu à un règlement plus strict concernant les essais d’échantillons de conformité des compteurs et le remplacement de ces derniers^[21]. Deuxièmement, l’entreprise a fait valoir que sa décision d’acquérir un système de compteurs d’AMI afin d’automatiser le relevé des compteurs et les processus connexes était conforme à la politique gouvernementale en matière de compteurs intelligents^[22]. La Commission a considéré que ces deux initiatives stratégiques allaient dans le sens de la décision de l’entreprise d’adopter le système des compteurs AMI^[23]. La Commission a ensuite examiné si le retrait des compteurs existants, résultant de leur remplacement par des compteurs AMI, constituait un « retrait normal » ou un « retrait exceptionnel ». La Commission a conclu qu’étant donné qu’il n’était :

… pas raisonnable de conclure que les caractéristiques du retrait proposé des compteurs existants d’EPCOR Distribution & Transmission Inc. (EDTI) sur une période prévisionnelle de trois ans avaient été anticipées ou envisagées lors de la détermination des paramètres utilisés pour l’élaboration de la dernière rétrospective des amortissements d’EDTI et qu’elles se reflétaient dans les tarifs de cette entreprise, la valeur comptable des compteurs non amortis est à la charge des actionnaires d’EDTI [traduction]^[24].

En conséquence, EPCOR n’a pas pu répercuter sur ses tarifs la valeur comptable nette restante des compteurs existants qui devaient être mis hors service, estimée entre 10 et 12 millions de dollars environ.

Il reste à voir si la décision 28320-D01-2023 obligera l’AUC à réexaminer et à reconsidérer son approche non seulement à l’égard des actifs détruits prématurément par les forces de la nature, mais aussi à l’égard des actifs délaissés prématurément en raison de la politique gouvernementale. La Commission a pris soin de circonscrire sa conclusion dans la décision 28320-D01-2023, en déclarant ce qui suit :

Pour parvenir à cette décision, la Commission n’a pas adopté de nouveau cadre ni de nouveau critère concernant le traitement des actifs détruits par une catastrophe naturelle. Elle a plutôt établi sa décision sur les dispositions pertinentes de l’Electric Utilities Act et sur les orientations de la Cour d’appel, telles qu’elles s’appliquent aux circonstances particulières de l’incendie de Wood Buffalo [traduction]^[25].

Le défi que représente la mise en œuvre des objectifs politiques du gouvernement

Les organismes de règlementation peuvent être enclins à tenir compte des objectifs politiques du gouvernement dans leur approche, en reconnaissant qu’ils sont investis d’un large mandat d’intérêt public. Cependant, quel poids convient-il d’accorder aux lettres de mandat du gouvernement ou à d’autres instruments politiques qui ne trouvent pas d’application dans la législation habilitante de l’organisme de règlementation? Le fait de répondre à des objectifs de politique gouvernementale lorsque ceux-ci ne sont pas adéquatement pris en compte dans la législation peut poser des difficultés aux organismes de règlementation. Lorsqu’il existe un écart entre les objectifs de politique déclarés et la législation habilitante qui conférerait clairement à l’organisme de règlementation le pouvoir de réaliser ces objectifs, les organismes de règlementation s’exposent, d’une part, à des appels judiciaires de leurs décisions et, d’autre part, à des reproches du gouvernement, voire à une éventuelle révocation.

La décision 2026 NSEB 8^[26] de la Nova Scotia Energy Board (« NSEB ») illustre les défis auxquels sont confrontés les organismes de règlementation et le type de solutions créatives auxquelles ils ont parfois recours pour parvenir à un résultat d’intérêt public, lorsque la politique gouvernementale et les mandats législatifs ne sont pas alignés.

Le « Clean Power Plan^[27] » du gouvernement de la Nouvelle-Écosse prévoit, entre autres, l’abandon progressif de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030. Dans sa demande générale de révision tarifaire du 18 septembre 2025, Nova Scotia Power a déclaré qu’elle avait l’intention « de demander l’autorisation de titriser 704 millions de dollars de la valeur comptable nette non récupérée des actifs thermiques dans le cadre du compte de report de décarbonisation^[28] ». Comme je l’explique en détail plus loin, la titrisation réduit le coût de recouvrement de la valeur comptable nette des actifs délaissés en remplaçant le coût moyen pondéré du capital de l’entreprise de services publics, établi en fonction du marché, par un financement obligataire moins coûteux, afin d’atténuer l’incidence sur les tarifs de l’entreprise. Cependant, en Nouvelle-Écosse, la titrisation nécessitait une loi habilitante et des règlements d’application qui n’auraient peut-être pas été adoptés à temps pour permettre à l’entreprise d’appliquer les tarifs approuvés au 1er janvier 2026; tarifs qui auraient inclus les paiements sur l’obligation de titrisation si celle-ci avait été approuvée. À titre subsidiaire, l’entreprise a demandé à la NSEB d’approuver un « report de titrisation » afin de reporter la charge d’amortissement et les coûts de financement de la valeur comptable nette non récupérée des actifs de la centrale thermique jusqu’à ce que la loi nécessaire soit promulguée, moment auquel la titrisation pourrait alors avoir lieu. Dans sa décision, la NSEB a reconnu que « la titrisation ne peut actuellement pas avoir lieu en Nouvelle-Écosse, car la disposition législative habilitante n’a pas été promulguée et la règlementation visant à mettre en œuvre ce mécanisme n’a pas été adoptée par la province » [traduction]^[29]. La NSEB a approuvé le report demandé concernant la titrisation. Une demande ultérieure permettrait d’approuver la titrisation de la valeur comptable nette non récupérée des actifs thermiques, et les tarifs seraient ajustés en conséquence.

Les organismes de règlementation pourraient être de plus en plus amenés à envisager d’autres approches pour faire face au risque de voir des actifs devenir délaissés en raison d’événements climatiques ou d’initiatives politiques gouvernementales, tout en conciliant des objectifs contradictoires, tels que l’accessibilité financière; en particulier lorsque les politiques gouvernementales et les obligations législatives sont susceptibles d’être en contradiction.

AUTRES APPROCHES RÉGLEMENTAIRES / SOLUTIONS RÉGLEMENTAIRES DE RECHANGE

Une étude des différentes solutions de rechange à la règlementation visant à gérer à la fois le risque d’actifs délaissés et la répartition des coûts liés à ces actifs dans les différentes régions de l’Amérique du Nord met en évidence certaines solutions aux problèmes liés aux actifs délaissés qui méritent d’être examinées et débattues.

Réduire le coût résiduel des actifs susceptibles d’être délaissés en raison des changements climatiques

Si l’on parvient à réduire la probabilité et la gravité potentielle des coûts liés aux actifs délaissés avant que ceux-ci ne se retrouvent délaissés, il sera alors possible de limiter à long terme l’impact de ces actifs sur les entreprises de services publics et leurs clients. Cependant, les organismes de règlementation sont de plus en plus confrontés au défi de trouver un équilibre entre la nécessité d’atténuer le risque que des actifs deviennent délaissés et celle de permettre aux entreprises de services publics de fournir des services en temps opportun, sûrs et fiables au coût le plus bas possible, tout en leur accordant une possibilité raisonnable de recouvrer les coûts qu’ils ont engagés avec prudence — et ce, tout en gérant le risque de choc tarifaire et d’aggravation de la précarité énergétique pour certains clients des entreprises de services publics.

La directive de la CEO selon laquelle le prochain plan de gestion des actifs d’Enbridge traite des scénarios liés au risque d’actifs sous-utilisés ou délaissés et propose des mesures d’atténuation a pour but de réduire le coût potentiel des actifs gaziers délaissés. La CEO a examiné les risques liés aux actifs délaissés découlant de la politique climatique lors de l’instance tarifaire d’Enbridge Gas pour 2023-2024 (« EB-2022-0200 »)^[30]. La CEO a estimé que la transition énergétique comportait un risque de délaissement d’actifs desservant à la fois les nouveaux clients et les clients existants, et que le plan de gestion des actifs d’Enbridge ne traitait pas ces risques de manière adéquate. La Commission a ordonné que le prochain plan de gestion des actifs d’Enbridge traite des scénarios associés au risque d’actifs sous-utilisés ou délaissés et propose des mesures d’atténuation. La nature des mesures d’atténuation proposées par Enbridge ainsi que la réponse de la CEO à ces mesures établiront le cadre du traitement futur des coûts liés aux actifs délaissés découlant des politiques climatiques et de la transition énergétique en Ontario. Cela marque un changement dans l’approche de la gestion règlementaire des risques liés aux actifs délaissés découlant de la politique climatique.

D’autres organismes de règlementation exigent des entreprises de services publics qu’elles présentent des plans de gestion des actifs et des plans de gestion intégrée des ressources tenant compte de la baisse de la demande de gaz attribuable à l’électrification. La Utilities and Transportation Commission (« UTC ») de l’État de Washington impose aux entreprises de services publics desservant à la fois des consommateurs de gaz naturel et d’électricité de déposer, d’ici 2027, des plans de réseau intégrés incluant une stratégie de transition énergétique^[31]. En 2023, l’Assemblée législative de l’État de Washington a adopté le projet de loi ESHB 1589 (la Large Combination Utilities Decarbonization Act, une loi sur la décarbonisation combinée des grandes entreprises de services publics), qui impose à l’UTC d’élaborer des règles permettant aux entreprises de services publics fournissant à la fois du gaz naturel et de l’électricité de regrouper leur planification des ressources au sein d’un seul plan de réseau intégré. Ces plans visent à empêcher, dans la mesure du possible, les entreprises de services publics de prolonger des infrastructures gazières susceptibles de devenir obsolètes, en alignant davantage les investissements en infrastructures sur les effets des lois climatiques. Ils encouragent les investissements dans des solutions autres que des pipelines, comme des programmes d’électrification, la réponse à la demande et l’alignement adéquat de l’amortissement accéléré.

Dans l’État de New York, les entreprises de services publics sont tenues de déposer tous les trois ans des projets de plans à long terme. Ces documents doivent inclure au moins un scénario ne prévoyant aucune nouvelle infrastructure gazière traditionnelle et quantifier les émissions de gaz à effet de serre. La New York Public Service Commission a engagé une procédure de planification gazière exigeant des entreprises de services publics qu’elles présentent des solutions autres que des pipelines et au moindre coût avant d’approuver le prolongement des réseaux gaziers. Cette procédure prend également en compte les révisions de la durée de vie des actifs, les mises hors service ciblées et l’accélération de l’amortissement qui en résulte^[32].

Il incombe de plus en plus aux entreprises de services publics dont les actifs sont susceptibles d’être désuets ou d’être mis hors service prématurément de se conformer aux politiques climatiques de demander l’approbation de l’amortissement accéléré pour tout actif à risque (pipelines, compteurs et infrastructure). Raccourcir la durée de vie des infrastructures gazières afin que les coûts soient récupérés plus rapidement pendant que les clients utilisent encore le réseau permet d’éviter de laisser d’importants soldes non recouvrés lorsque la demande diminue. Afin de réduire l’exposition des actifs délaissés à long terme, la Colorado Public Utilities Commission (« CPUC ») exige que la Public Service Company of Colorado (« PSCC ») révise ses taux d’amortissement pour les actifs gaziers et qu’elle commence à préfinancer les futures mises hors service du réseau gazier^[33]. La CPUC a ordonné à la PSCC d’établir un compte en fiducie pour financer les coûts futurs de mise hors service des actifs gaziers et de verser 15 millions de dollars par année à la fiducie^[34]. Ces mesures visent à s’harmoniser avec les objectifs de décarbonisation du secteur du chauffage.

L’amortissement accéléré des actifs à risque, visant à éviter ou à réduire les coûts liés aux actifs délaissés, entraîne un recouvrement accéléré des coûts, ce qui augmente les besoins annuels en recettes et, en fin de compte, les tarifs facturés aux clients. Cela a deux conséquences évidentes. À mesure que les tarifs augmentent pour les consommateurs de gaz naturel, l’électrification (p. ex. l’adoption de thermopompes pour le chauffage domestique ou le remplacement des cuisinières à gaz) peut devenir plus intéressante sur le plan économique. Ce résultat est favorable à l’objectif parallèle de réalisation des objectifs de décarbonisation. Cependant, à mesure que les tarifs augmentent, les consommateurs à faibles revenus peuvent être affectés de manière négative et disproportionnée, ce qui aggrave la précarité énergétique en l’absence d’initiatives compensatoires. Je traite de certaines des initiatives compensatoires adoptées par les organismes de règlementation ci-dessous.

Certaines régions adoptent une approche plus globale en envisageant une règlementation axée sur le rendement (« RAR ») afin d’inciter les entreprises de services publics à rechercher des gains d’efficacité qui compenseront les effets des coûts supplémentaires liés au climat, parmi d’autres facteurs influant sur la hausse des coûts, tout en atténuant les augmentations tarifaires grâce à des plafonds et à des formules de fixation des tarifs. Le passage d’une règlementation du coût du service sur une seule année à des cadres pluriannuels assortis d’indicateurs d’efficacité et d’accessibilité financière peut atténuer l’effet des coûts liés au climat sur les tarifs facturés aux clients.

Bien que seules deux provinces canadiennes (l’Alberta et l’Ontario) aient adopté la RAR, les organismes de règlementation américains adoptent de plus en plus souvent, ou envisagent activement, des cadres pluriannuels assortis d’indicateurs d’efficacité, d’accessibilité financière et de décarbonisation. Le Massachusetts, le New Hampshire, le Connecticut et Hawaï ont tous mis en place des plans de RAR, et l’Oregon a annoncé son intention d’adopter ce système. D’autres États envisagent également la RAR ou d’autres mesures incitatives. Les États de Washington, de la Caroline du Nord, de New York, du Nevada, du Colorado, du Nouveau-Mexique, de l’Ohio, du Minnesota, du Michigan, de la Pennsylvanie, du Maryland et de la Virginie et le District de Columbia ont entamé des consultations avec les parties prenantes afin d’étudier l’adoption de la RAR et la forme qu’elle pourrait prendre. Seuls deux États n’ont pas envisagé d’adopter une forme quelconque de règlementation incitative : le Texas et l’Oklahoma.

Calcul des coûts des actifs délaissés

Il n’est pas toujours aisé de déterminer avec précision le coût des actifs délaissés, et ce calcul entraîne des conséquences tant pour les actionnaires des entreprises de services publics que pour les clients. Pour déterminer le coût des actifs délaissés lorsqu’ils sont considérés comme sous-utilisés, obsolètes, non rentables ou irrécupérables, il convient tout d’abord d’examiner la valeur comptable nette résiduelle de l’actif. La valeur comptable nette désigne la partie de l’investissement initial dans l’actif qui n’a pas encore été récupérée sur les tarifs des services publics au moyen de la dépréciation ou de l’amortissement. Si un actif délaissé conserve une quelconque juste valeur marchande, cette valeur doit être soustraite de la valeur comptable nette de l’actif lors du calcul du coût de l’actif délaissé. La juste valeur marchande d’un actif peut être déterminée par sa valeur de récupération nette ou sa valeur de revente sur le marché. Des valeurs de récupération nettes négatives, qui augmentent les coûts des actifs délaissés, sont également possibles.

Par exemple, lors de la suppression progressive de la production d’électricité à partir du charbon, certaines centrales pourraient se prêter à une conversion vers la production d’électricité au gaz naturel. Dans ces conditions, la juste valeur marchande de la centrale à charbon supprimée avant conversion devrait être déduite de sa valeur comptable nette résiduelle afin de déterminer les coûts des actifs délaissés. Après la conversion, uniquement la juste valeur marchande de la centrale fermée (établie selon le principe de pleine concurrence) et les coûts de conversion éventuels devraient être inclus dans le coût d’investissement de la conversion au gaz et pris en compte dans la base tarifaire^[35]. Les coûts irrécupérables de la centrale au charbon (nets de la juste valeur marchande) sont exclus du coût d’investissement de la centrale convertie au gaz naturel et récupérés séparément par d’autres mécanismes (p. ex. la titrisation).

Certains organismes de règlementation exigent des entreprises de services publics qu’elles démontrent avoir pris des mesures pour atténuer les coûts liés aux actifs délaissés avant d’autoriser le recouvrement intégral de ces coûts. Certaines des exigences légales en vigueur aux États-Unis concernant le recouvrement des coûts liés aux actifs délaissés comprennent une disposition selon laquelle les entreprises de services publics doivent démontrer qu’elles ont pris des mesures pour atténuer ces coûts. En l’absence de preuves suffisantes de ces mesures d’atténuation, le recouvrement de la totalité des coûts liés aux actifs délaissés peut ne pas être approuvé, étant donné que l’entreprise de services publics peut être considérée comme ayant fait preuve d’imprudence dans la gestion de ces coûts. Par exemple, les États de New York et de la Pennsylvanie exigent des entreprises de services publics qu’elles prouvent avoir pris des mesures d’atténuation comme condition préalable au recouvrement intégral.

Prise en compte des coûts liés aux actifs délaissés dans les tarifs

Les mesures visant à réduire l’impact des coûts liés aux actifs délaissés résultant d’initiatives climatiques en tenant compte à l’avance de ces coûts potentiels entraîneront très certainement une hausse des tarifs pour les clients. Lorsque ces actifs se retrouveront délaissés, l’organisme de règlementation devra à nouveau s’efforcer d’atténuer l’impact sur les tarifs des clients. Les organismes de règlementation sont généralement réticents à augmenter les tarifs, mais lorsque des hausses sont nécessaires, ils sont alors confrontés à la question de savoir comment répartir équitablement la récupération des coûts supplémentaires entre les différentes catégories de clients, en particulier lorsque les clients à faibles revenus risquent d’être pénalisés.

Il existe un principe fondamental en matière de tarification selon lequel la personne qui engendre un coût doit en assumer le fardeau dans ses tarifs. Un corollaire de ce principe est que la personne qui en tire profit doit supporter les coûts correspondants. Cependant, les coûts et les avantages découlant des mesures adoptées pour se conformer aux politiques climatiques ne peuvent pas être facilement attribués à une catégorie tarifaire particulière. En théorie, l’ensemble de la société bénéficie des politiques climatiques et les coûts associés devraient être répartis largement. Les coûts supplémentaires découlant de la politique climatique relèvent de la responsabilité du gouvernement qui met en place ces politiques et l’on pourrait soutenir que c’est à lui de les assumer au moyen de crédits d’impôt, d’investissements directs ou d’autres mesures. Cependant, les gouvernements laissent généralement aux organismes de règlementation le soin de gérer les conséquences de la politique climatique sur les coûts des services publics. Par conséquent, les organismes de règlementation sont confrontés au défi de répartir équitablement les coûts entre les catégories tarifaires en établissant des critères tels que l’impact relatif ou la capacité de paiement.

Répartir équitablement les coûts liés au délaissement des actifs lorsqu’il se produit

Le partage des risques liés aux coûts entre les entreprises de services publics et les clients fait depuis longtemps partie intégrante de la règlementation des services publics. Traditionnellement, les clients ont supporté certains risques liés aux coûts des services publics, notamment les fluctuations du coût des combustibles, les dépassements de coûts raisonnables, ainsi que les risques liés à la charge ou au volume (en l’absence de découplage des recettes), entre autres. Le défi pour les organismes de règlementation, lorsqu’ils examinent la meilleure façon de répartir équitablement les coûts des actifs délaissés, consiste à le faire tout en évitant les recours fondés sur l’argument selon lequel tout partage serait confiscatoire et contraire au droit des entreprises de services publics de disposer d’une possibilité raisonnable de récupérer leurs coûts engagés avec prudence, comme l’a démontré l’affaire de l’Alberta. Les organismes de règlementation, les tribunaux et les législateurs s’efforcent de trouver le juste équilibre en matière de partage des coûts.

Dans l’État de Washington, la Climate Commitment Act^[36] vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans l’État en fixant une limite d’émissions évolutive. En vertu de cette loi, les entreprises de services publics doivent soit réduire leurs émissions, soit acheter des crédits de compensation. La UTC a ordonné un partage des risques concernant les coûts liés à la mise en conformité avec la Climate Commitment Act, ce qui oblige les entreprises de services publics à absorber une partie du risque lié aux coûts irrécupérables, plutôt que de le répercuter intégralement sur les clients^[37]. Dans son arrêté, l’UTC a estimé qu’elle avait le pouvoir d’imposer un mécanisme de partage des risques à Puget Sound Energy en particulier, et a décidé que ce mécanisme ferait l’objet d’une future procédure de règlementation qui s’appliquera à toutes les entreprises de services publics relevant de sa compétence. Il est intéressant de noter que la loi de l’État de Washington prévoit que les entreprises de services publics fournissant à la fois du gaz naturel et de l’électricité combinent leurs bases tarifaires pour ces deux sources d’énergie en une seule base tarifaire afin de mieux gérer le partage des coûts de décarbonisation^[38]. À ce jour, l’UTC n’a pas adopté cette mesure, et les entreprises de services publics ne l’ont pas non plus demandée.

Atténuer l’impact des coûts des actifs délaissés sur les tarifs

Les organismes de règlementation atténuent l’impact des coûts des actifs délaissés sur les clients en ajustant les ratios recettes-coûts dans toutes les catégories tarifaires, en élargissant les réductions accordées aux clients à faibles revenus et en mettant en place des plafonds de facturation pour les clients du gaz restants les plus exposés au recouvrement de ces coûts. De plus, la titrisation est devenue un outil largement utilisé pour réduire le coût de recouvrement des actifs délaissés et atténuer les répercussions potentielles sur les tarifs des clients.

La titrisation est apparue comme une approche utile pour concilier efficacité financière et protection des clients. Elle permet de remplacer le coût moyen pondéré du capital, établi par le marché, par un financement obligataire moins coûteux, afin de financer progressivement le recouvrement des coûts des actifs délaissés. Le financement obligataire est considéré comme un actif règlementaire, dont les dépenses sont récupérées auprès des clients au moyen de leurs tarifs. La titrisation est souvent utilisée pour récupérer les coûts des actifs délaissés lorsque des installations sont mises hors service prématurément en raison de risques climatiques ou d’autres exigences politiques et/ou règlementaires, telles que la fermeture anticipée de centrales au charbon ou nucléaires. À l’heure actuelle, plus de vingt-cinq États américains ont adopté une loi sur la titrisation afin de gérer les risques financiers liés à la transition vers les énergies propres.

L’AVENIR DES COÛTS LIÉS AUX ACTIFS DÉLAISSÉS

Il existe manifestement des solutions de rechange à la règlementation qui pourraient régler les problèmes liés au traitement équitable des coûts des actifs délaissés. Dans la mesure où ce sont les actionnaires des entreprises de services publics ou leurs clients qui supportent le poids des coûts liés au climat, et en particulier les coûts des actifs délaissés qui pourraient en résulter, les organismes de règlementation, chargés de la tâche liée à l’intérêt public qui consiste à trouver un partage équitable des coûts et des avantages des politiques climatiques, devraient se voir conférer une large autorité législative leur permettant d’envisager des solutions de rechange à la règlementation innovantes. L’adoption de solutions précises et viables pour le traitement des actifs susceptibles d’être délaissés en raison d’événements climatiques, des politiques climatiques et de la transition énergétique en général exigera que les organismes de règlementation disposent de l’autorité législative, de la latitude et de la détermination nécessaires pour y parvenir.

La loi doit également reconnaître que les politiques climatiques visent à servir un bien public universel. La lutte contre les changements climatiques profite à tous, et la charge financière liée à la mise en œuvre de ces politiques ne devrait pas peser de manière disproportionnée ni sur les actionnaires des entreprises de services publics, ni sur leurs clients. Sur le marché émergent des services publics, où, de plus en plus, les consommateurs d’électricité ne dépendent pas uniquement de l’énergie fournie par ces derniers, ceux qui ne dépendent pas de cette énergie ne devraient pas être dispensés de contribuer au financement des initiatives climatiques. Agir ainsi ne ferait qu’exacerber le problème du recouvrement des coûts auprès d’une clientèle en déclin. Cela pourrait nécessiter une approche plus large de la gestion des coûts des politiques climatiques au moyen de mesures non règlementaires, telles que des crédits d’impôt ou des subventions publiques directes, afin de couvrir les risques et les coûts potentiels liés à la mise en œuvre de ces politiques. Une restructuration significative des tarifs, visant à mieux aligner le recouvrement des coûts des entreprises de services publics, y compris les coûts liés au climat, pourrait également s’avérer nécessaire^[39]. 

• * Mark Kolesar est chercheur, auteur et consultant dans le domaine de la règlementation des services publics et de l’élaboration de politiques, et participe fréquemment à des webinaires et à des conférences au Canada et aux États-Unis. Il a été membre de l’Alberta Utilities Commission (« AUC ») pendant douze ans, dont six ans à titre de vice-président et deux ans à titre de président. Mark est maintenant directeur principal chez Kolesar Buchanan & Associates Ltd., où il prodigue des conseils sur les questions de règlementation des services publics. Comme M. Kolesar n’est pas avocat, il ne donne pas d’avis juridique sur les questions abordées dans le présent article.

  ¹ Il existe peu d’exceptions à l’application stricte du critère « utilisé et utile » dans la règlementation canadienne des services publics. Les immobilisations détenues en vue d’une utilisation future (PHFFU – Plant Held for Future Use) peuvent, dans certains cas, être autorisées à générer un rendement règlementé jusqu’à leur mise en service, et les travaux de construction en cours (CWIP – Construction Work in Progress) sont parfois inclus dans la base tarifaire et autorisés à produire un rendement règlementé avant leur achèvement et leur utilisation subséquente dans la prestation des services publics.

• ² Association canadienne de l’électricité, Adaptation aux changements climatiques : bilan de la situation et recommandations pour le secteur de l’électricité au Canada (2016), en ligne (pdf) : <https://www.electricity.ca/files/reports/french/Adaptation_aux_changements_climatiques-bilan_de_la_situation_et_recomman.pdf>.

• ³ Des exemples notables à Hawaï, en Alberta et en Californie ont conduit à l’adoption de mesures renforcées visant à réduire le risque que les installations électriques ne provoquent des feux de forêt.

• ⁴ Sarah Brody, Matt Rogers et Giulia Siccardo, « Why, and How, Utilities Should Start to Manage Climate-Change Risk » (2013), McKinsey & Company, en ligne (pdf) : <mckinsey.com/~/media/McKinsey/Industries/Electric%20Power%20and%20Natural%20Gas/Our%20Insights/Why%20and%20how%20utilities%20should%20start%20to%20manage%20climate%20change%20risk/Why-and-how-utilities-should-start-to-manage-climate-change-risk-vF.pdf>.

• ⁵ Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario, LO 1998, c 15, ann B.

• ⁶ Commission de l’énergie de l’Ontario, Notice of Application and Hearing for an Electricity Distribution Rate Change – West Coast Huron Energy Inc, décision et ordonnance, EB-2011-0335.

• ⁷ Ibid à la p 8.

• ⁸ Ibid à la p 9.

• ⁹ Ibid annexe O à la p 13.

• ¹⁰ ATCO Gas & Pipelines Ltd c Alberta (Energy & Utilities Board), 2006 CSC 4.

• ¹¹ Alberta Utilities Commission, Utility Asset Disposition, décision 2013-417 (26 novembre 2013), en ligne : AUC <auc.ab.ca/applications/decisions/Decisions/2013/2013-417.pdf>.

• ¹² An Act to Secure Alberta’s Electricity Future, SA 2018, c A-14.5 (loi sanctionnée le 11 juin 2018).

• ¹³ Les modifications rejetées au projet de loi n° 13 auraient garanti aux entreprises de services publics de récupérer l’intégralité du coût des actifs délaissés dans les tarifs facturés aux clients, à condition que l’investissement initial soit jugé prudent. Cependant, ces modifications auraient également modifié le critère de prudence, apparemment en faveur des actionnaires des entreprises de services publics. Ces modifications ont finalement été écartées du texte de loi.

• ¹⁴ ATCO Electric Ltd, Z Factor Adjustment for the 2016 Regional Municipality of Wood Buffalo Wildfire, décision 21609-D01-2019.

• ¹⁵ L’auteur faisait partie du comité de l’AUC qui a rendu la décision n° 21609-D01-2019 concernant l’ajustement du facteur Z pour ATCO Electric Ltd dans le cadre des incendies de forêt de 2016 dans la municipalité régionale de Wood Buffalo.

• ¹⁶ ATCO Electric Ltd v Alberta Utilities Commission, 2023 ABCA 129.

• ¹⁷ Ibid au para 60.

• ¹⁸ Alberta Utilities Commission, Reconsideration of ATCO Electric Ltd, Z Factor Adjustment for the 2016 Wood Buffalo Fire, décision 28320-D01-2023 (19 décembre 2023).

• ¹⁹ Ibid au para 36.

• ²⁰ Alberta Utilities Commission, 2013 PBR Capital Tracker True-Up and 2014–2015 PBR Capital Tracker Forecast, décision 3100-D01-2015 aux para 639–91. L’auteur était le président du comité de l’AUC qui a rendu la décision 3100-D01-2015.

• ²¹ Ibid au para 645.

• ²² Ibid au para 643.

• ²³ Ibid aux paras 657–58.

• ²⁴ Ibid au para 691.

• ²⁵ Supra note 18 au para 24.

• ²⁶ Nova Scotia Energy Board, General Rate Application by Nova Scotia Power Incorporated for Approval of Certain Revisions to its Rates, Charges and Regulations, décision 2026 NSEB 8, M12451.

• ²⁷ Gouvernement de la Nouvelle-Écosse, Clean Power Plan, en ligne : <novascotia.ca/clean-power-plan>.

• ²⁸ Supra note 26 au para 285.

• ²⁹ Ibid au para 314.

• ³⁰ Commission de l’énergie de l’Ontario, Enbridge Gas Inc – Application to Change its Natural Gas Rates and Other Charges Beginning January 1, 2024, Decision on Settlement Proposal (décision relative à la proposition de règlement), EB-2022-0200.

• ³¹ Washington Utilities and Transportation Commission, State Regulators Adopt Rules for Integrated System Plans, dossier U-240281 (26 septembre 2025), en ligne : WUTC <publicnow.com/view/A9CA8167E4A875654138C0752D4966C10B997728?1758930484>.

• ³² New York State Department of Public Service, PSC Accepts Plan to Advance Gas System Reliability (18 septembre 2025), en ligne : NY DPS <publicnow.com/view/D0B5B3EF399A45232225C6465D25F44A42F92B4C>.

• ³³ Colorado Department of Regulatory Agencies, procédure 25A-0165G.

• ³⁴ « UCA Staff Flag Stranded-Asset Risk in PSCo Depreciation and Gas Infrastructure Filings » (13 juillet 2025), en ligne : Citizen Portal <citizenportal.ai/articles/6173324/UCA-staff-flag-stranded-asset-risk-in-PSCo-depreciation-and-gas-infrastructure-filings>.

• ³⁵ Cela suppose un service public intégré verticalement, sans production déréglementée (concurrentielle).

• ³⁶ Climate Commitment Act, Wash Rev Code (Washington Revised Code) § 70A.65 (2021).

• ³⁷ Washington Utilities and Transportation Commission, ordonnance définitive, dossier U230968 (21 février 2025).

• ³⁸ Amanda Zhou, « State’s New Law Involving PSE Aspires to Set a Course for the Future », The Seattle Times (22 avril 2024), en ligne : <seattletimes.com/seattle-news/climate-lab/states-new-law-involving-pse-aspires-to-set-a-course-for-the-future>.

• ³⁹ Voir : Mark Kolesar, « Réévaluer les tarifs du réseau : celui-ci devrait-il être règlementé en tant que transporteur public ? », (2025) 13:2 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie.