La Requête
Le 22 juillet 2013, la Nova Scotia Utility and Review Board (NSUARB ou la « Commission »), a conditionnellement approuvé le Projet Maritime Link (projet ML) proposé1. Ce projet permettrait la distribution d’énergie à partir du Projet hydroélectrique de Muskrat Falls au Labrador, jusqu’en Nouvelle-Écosse, en passant par le Nouveau-Brunswick, vers les marchés du Nord-est des États-Unis, ce qui provoquerait sans aucun doute une restructuration importante du marché.
Le Projet ML serait réalisé par la NSP Maritime Link Incorporated (NSPML), une filiale d’Emera Inc. (Emera), la mise en service étant prévue pour 2017. Le Projet de Muskrat Falls2 est élaboré par NALCOR, une société d’État de Terre-Neuve-et-Labrador.
En vertu des ententes contractuelles, la NSPML débourserait 20 pour cent du coût du Projet de Muskrat Falls et du Projet ML et percevrait en retour 20 pour cent des résultats de Muskrat Falls pendant 35 ans. Cette pierre angulaire des ententes commerciales entre la NSPML et NALCOR se définit comme le « principe 20 pour 20 »3. Au cours des cinq premières années d’exploitation du Projet Maritime Link, la NSPML recevrait un bloc d’énergie électrique supplémentaire, comme décrit ci-après. Ce bloc supplémentaire, de même que la part de 20 pour cent des résultats de Muskrat Falls, se définissent conjointement comme le « NS Block ».
Le NS Block serait remis à NS Power Inc. (NS Power) par la NSPML pour la distribution à ses clients de la Nouvelle-Écosse. Les coûts du Projet ML assumés par la NSPML seraient récupérés des clients de la Nouvelle-Écosse aux tarifs facturés par NS Power. Cette dernière est également une filiale d’Emera et affiliée à la NSPML.
Le 28 janvier 2013, la NSPML a adressé une requête à la NSUARB pour obtenir une approbation du Projet ML et des transactions commerciales associées, en vertu de la Maritime Link Act4 (Loi Maritime Link) de la Nouvelle-Écosse et de la Maritime Link Cost Recovery Process Regulations5 (Réglementation ML). En vertu du sous-article 5(1) de la Réglementation ML, la Commission devait approuver le projet si elle avait la certitude que :
1) le projet représente les coûts d’électricité les plus bas à long terme pour les contribuables de la Province;
2) le projet est conforme aux obligations en vertu de l’Electricity Act6 (Loi sur l’électricité), et à toutes les obligations régissant la libération de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques en vertu de l’Environment Act7 (Loi sur l’environnement), de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement8 (Canada) et de toute entente associée.
Le projet de Muskrat Falls
Le Projet de Muskrat Falls, présentant une capacité de 824 mégawatts, est la première étape du Projet de développement proposé de Lower Churchill au Labrador. Conjointement avec le développement ultérieur du Projet de Gull Island, le Projet de Lower Churchill aurait une capacité combinée de 3 000 MW et serait en mesure de fournir 16,7 térawattheures (TWh) d’électricité par année. NALCOR le décrit comme « la meilleure source d’hydroélectricité non développée en Amérique du Nord »9.
En plus de l’installation de production, le Projet de Muskrat Falls comprend la Liaison Labrador Island, qui transmettrait de l’électricité du Labrador à l’île de Terre-Neuve, et le Projet ML, de Terre-Neuve vers la Nouvelle-Écosse. Grâce à ces deux liaisons en place, Terre-Neuve serait interconnectée avec le réseau de transport nord-américain, passant par l’interconnexion Nouvelle-Écosse – Nouveau-Brunswick et celle du Nouveau-Brunswick vers les États-Unis. Les ententes commerciales entre les parties permettent à NALCOR d’avoir un accès au réseau de transport de la Nouvelle-Écosse pour 50 ans. Emera doit également fournir une voie de transport du Nouveau-Brunswick vers la Nouvelle-Angleterre. L’énergie de Muskrat Falls pourrait ensuite être vendue par NALCOR sur des marchés au Nord-est des États-Unis. La seule interconnexion interprovinciale existante de Terre-Neuve est celle qui la relie à Hydo- Québec. Ses ventes à Hydro-Québec sont régies par une entente valide jusqu’en 204110.
Le Projet de Muskrat Falls a été sanctionné par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador en décembre 201211.
Le Projet Maritime Link
La liaison physique du Projet Maritime Link s’étendrait sur une distance totale d’environ 360 km, comprenant une section sous-marine de 170 km traversant le Détroit de Cabot. Elle s’interconnecterait avec les réseaux de transport existants aux sous-stations Bottom Brook à Terre-Neuve et Woodbine en Nouvelle-Écosse.
Cependant, aux fins de la requête devant la NSUARB, le Projet ML était défini de manière à comprendre, en plus de la conception, de la construction, de l’exploitation et de la maintenance de la liaison physique maritime elle-même :
…les transactions reliées impliquant la distribution d’énergie, la prestation de services de transport au moyen du Projet Maritime Link et l’accessibilité au service de transport par [la Nouvelle-Écosse], comme il a été prévu dans une liste de conditions entre Emera Incorporated et Nalcor Energy datant du 18 novembre 2010…12
Comme il a déjà été mentionné, la NSUARB devait approuver le Projet ML si elle avait la certitude que ce projet offrirait la solution à plus faible coût pour les contribuables de la Nouvelle-Écosse et qu’il serait conforme aux obligations en vertu de la législation concernée. Ainsi, bien que la « Liste de questions finales » de la Commission comprenne les détails de l’ingénierie et de la conception de la Liaison maritime elle-même13, les questions centrales devant la Commission tournaient autour de la structure et de l’exploitation en général des nombreuses ententes contractuelles appuyant le projet.
Ces ententes contractuelles comprennent une garantie de prêt de la part du Canada. La Commission a constaté que celle-ci assurerait un coût ou une dette nettement plus bas pour le projet entier14.
Ententes Commerciales
Comme il a été mentionné, la prémisse de base des ententes commerciales appuyant le Projet ML sous-tend que la NSPML paiera 20 pour cent du coût d’investissement et du coût d’exploitation estimés des projets de Muskrat Falls et Maritime Link en échange de 20 pour cent de l’énergie et de la capacité de Muskrat Falls pendant 35 ans : le « principe 20 pour 20 »15.
Les installations du Projet Maritime Link auraient une durée de vie prévue de 50 ans. La NSPML serait propriétaire de ces installations pendant la période de 35 ans, après laquelle la propriété serait transférée à NALCOR. Pour compenser cette différence de 15 ans, pour les cinq premières années d’exploitation du Projet ML, NALCOR fournirait à la NSPML près de 240 gigawattheure (GWh) supplémentaires par année, soit un « supplément d’énergie » (supplemental energy)16.
Le Projet Maritime Link aurait la capacité de transporter plus de 4 TWh par année, tandis que le NS Block d’énergie garantie (comprenant la part de 20 pour cent d’énergie et de capacité de Muskrat Falls et le Supplément d’énergie) serait de moins de 1 TWh. La capacité supplémentaire du Projet Maritime Link pourrait être utilisée afin que NALCOR approvisionne les contribuables de la Nouvelle- Écosse en énergie non garantie provenant de surplus d’énergie disponibles de Muskrat Falls ou d’autres sources. Aux fins de la requête de la NSPLM, cette énergie non garantie fournie à la Nouvelle-Écosse par NALCOR ou par d’autres sources (y compris par les importations par l’interconnexion Nouvelle-Écosse – Nouveau- Brunswick) se dénomme « énergie au prix du marché » (market-priced Energy)17. Qu’une telle Énergie au prix du marché soit réellement disponible pour la Nouvelle-Écosse est devenu la question centrale pendant la procédure de la NSUARB.
Questions et Décision
1) Solution du coût le plus bas à long terme
Comme il a été mentionné, la ML Regulations a exigé de la Commission qu’elle approuve le Projet ML si elle avait la certitude que ce projet représentait « la solution du coût pour l’électricité le plus bas à long terme pour les contribuables de la province… »18 La Commission a statué que le requérant avait « le fardeau de preuve… sur une prépondérance de probabilités »19 de démontrer que le projet répondait à cette exigence.
La NSPML a calculé la valeur actuelle nette (VAN) du Projet et d’autres scénarios possibles et a conclu que la VAN du Projet était la plus basse parmi un éventail de points sensibles. La conclusion de la NSPML se basait sur l’insertion de volumes d’Énergie au prix du marché (en plus du NS Block) dans le calcul de la VAN. La possibilité que la NSPML passe le test du coût le plus bas à long terme sans l’Énergie au prix du marché était mise en jeu20.
Les avocats de la Commission ont engagé Synapse Energy Economics Inc. (Synapse) « pour analyser l’aspect économique du projet ML proposé, en comparaison avec des solutions de rechange qui comprennent, sans s’y limiter, les solutions spécifiques élaborées par la NSPML21. Synapse a conclu que « le projet ML, tel que proposé par la NSPML… n’avait pas été démontré comme étant une source croissante définitive d’approvisionnement à moindre coût pour le réseau de NSPI en comparaison avec d’autres options permettant d’obtenir de l’énergie renouvelable nécessaire pour satisfaire aux [exigences en matière d’énergie renouvelable en vertu de la politique provinciale] »22. Ces autres options comprenaient l’énergie éolienne indigène ou d’autres combinaisons d’énergie éolienne indigène et d’importations pour l’interconnexion Nouvelle-Écosse – Nouveau- Brunswick.
La Commission a constaté que le Projet Maritime Link pourrait potentiellement présenter d’autres avantages pour les contribuables de la Nouvelle-Écosse, notamment l’accès à l’Énergie au prix du marché et le positionnement de la Nouvelle-Écosse « au milieu des marchés d’électricité, non plus au bout des lignes de transport ayant un accès limité au marché »23. La Liaison Maritime augmenterait également la fiabilité24.
Cependant, « l’analyse en vertu de la ML Regulations n’est pas une évaluation qualitative des nombreux avantages ou risques du Projet ML », mais plutôt « une mesure quantitative de la requête »25. La Commission a conclu que :
En tenant compte de tous les documents, la Commission croit, selon la prépondérance des probabilités, que le Projet ML (avec l’ énergie au prix du marché prise en compte) représente la solution du coût d’électricité le plus bas à long terme pour les contribuables de la Nouvelle-Écosse. À défaut d’Énergie au prix du marché, le Projet Maritime Link n’est pas la solution du coût le plus bas à long terme.
Bien que la Commission considère que le Projet ML soit la solution du coût le plus bas à long terme, il ne s’agit pas du facteur dominant. Il existe plusieurs scénarios, à l’intérieur d’un éventail d’hypothèses raisonnables presque tout aussi justes, ou même mieux dans certains cas, que le Projet ML. Pourtant, la Commission conclut que parmi le plus vaste éventail d’hypothèses pour le Projet ML, il s’agit d’une solution légèrement plus fiable que toutes les autres. Compte tenu de ce qui précède, le Projet Maritime Link se démarque des autres solutions et mérite son approbation en vertu de l’article 5(1) de la Réglementation ML26.
La Commission a cependant observé que « l’hypothèse fondamentale » appuyant la requête de la NSPML soutenait que les clients de la Nouvelle-Écosse recevraient un tarif combiné pour l’électricité qui représenterait la moyenne pondérée des coûts établis à partir du NS Block et des montants et des prix prévus pour l’ énergie au prix du marché pour la durée de la période de 35 ans27. Elle a conclu que la disponibilité de l’Énergie au prix du marché « est cruciale pour la viabilité de la proposition du Projet Maritime Link contrairement aux autres solutions » et que « sans un pacte exécutoire concernant la disponibilité de l’Énergie au prix du marché, le Projet Maritime Link ne représente pas la solution du coût d’électricité le plus bas à long terme pour les contribuables de la Nouvelle-Écosse »28.
L’approbation de la Commission à l’égard du Projet était donc soumise à la condition que :
…la NSPML obtienne de la part de Nalcor le droit d’accéder à son Énergie au prix du marché… au besoin, afin de desservir économiquement la NSPI et ses contribuables, ou d’établir une autre entente pour assurer l’accès à l’Énergie au prix du marché.Selon l’opinion de la Commission, une telle condition ne devrait pas susciter de problème pratique puisqu’elle ne ferait que codifier ce qu’affirme la NSPML à l’égard de l’effet de l’entente de toute façon. Elle confirmerait également ce que la NSPLM soutient déjà concernant la vision de Nalcor de leur relation future29.
La vision de la Commission à l’égard de la condition peut cependant s’avérer mal fondée. Dans la foulée de l’annonce de sa décision, les paroles du premier ministre de Terre-Neuve-et- Labrador ont été citées à savoir que le Maritime Link serait construit avec ou sans l’approbation de la Commission et qu’en aucun cas, Terre- Neuve-et-Labrador ne signerait une garantie à long terme pour vendre au taux du marché de l’énergie hydroélectrique à la Nouvelle-Écosse30.
Le premier ministre de la Nouvelle-Écosse a également été cité comme étant d’accord que le Projet irait de l’avant et qu’il n’a jamais été dépendant de la décision de la Commission31. Cette position semble incompatible avec la Maritime Link Act32 (Loi Maritime Link) et la ML Regulations33 et ébranle la valeur d’une analyse indépendante du Projet par la Commission.
Les opinions du premier ministre peuvent, toutefois, s’avérer académiques- le 21 octobre, le NSUARB a reçu un dépôt règlementaire abordant les préoccupations de la commission réfletés en l’espèce. Il est prévu que la commission établira un processus afin d’éxaminer le dépôt.
2) Conformité avec les obligations en vertu de la loi
Avant d’approuver le Projet, la Commission devait également avoir la certitude qu’il était conforme aux obligations en vertu de l’Electricity Act (Loi provinciale sur l’électricité)34 et toute obligation régissant la libération de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques en vertu de l’Environment Act (Loi sur l’environnement)35, la Loi canadienne sur la protection de l’environnement36 et « toute entente associée ». Cette exigence sert à déterminer si le Projet serait conforme au Renewable Electricity Plan (Plan sur l’électricité renouvelable) de la Nouvelle-Écosse pour écarter la province de l’électricité au charbon « vers des sources plus locales et plus écologiques »38. En vertu de la Renewable Electricity Regulations (Réglementation en matière d’électricité renouvelable)39, l’électricité et l’énergie de Muskrat Falls sont considérées comme étant des énergies renouvelables aux fins de la Réglementation40.
Aucune partie n’a suggéré que le Projet n’était pas conforme aux obligations décrites dans le paragraphe 5(1)(b) de la Réglementation ML et la Commission a expressément jugé qu’il était conforme à ces obligations41.
Délais obligatoires
L’expérience de la NSUARB au cours de cette procédure illustre l’une des conséquences potentielles négatives que peuvent provoquer les délais obligatoires pour les autorités de réglementation et les participants à la procédure devant la Commission. Le sous-article 5(4) de la Réglementation ML42 exigeait que la Commission prenne une décision en vertu du paragraphe 5(1) « au plus tard 180 jours après la date à laquelle le requérant soumet une requête ». La requête de la NSPML a été déposée devant la Commission le 28 janvier 2013 et la décision a été rendue le 22 juillet 2013. Le délai obligatoire a donc été respecté.
Par ailleurs, la Commission a constaté que la NSPML n’avait pas élaboré une option hybride combinant « des quantités plus modestes d’énergie provenant de différentes sources, telles que l’énergie éolienne indigène, l’énergie importée pour l’interconnexion N.-É. – N.-B. et la production par cycle combiné parmi d’autres sources »43. Selon l’opinion de la Commission, la NSPML n’a pas expliqué de façon satisfaisante les raisons pour lesquelles un tel scénario n’a pas été poursuivi. La Commission a alors noté :
Étant donné le délai serré accordé à la Commission et aux parties en regard de cette procédure en vertu de la ML Regulations, Synapse a tenté, sans succès, de réaliser une analyse à l’aide du modèle « Strategist » pour une option hybride avant la date limite pour la déposition des documents à l’appui44.
Bien que Synapse ait complété avec succès une analyse pour une option hybride avant l’audience et qu’elle ait déposé les résultats lors de cette audience, l’expérience illustre le potentiel d’iniquité envers les autres parties et les autorités de réglementation elles- mêmes lorsqu’elles sont soumises à des délais obligatoires qui ne laissent pas assez de temps pour la compilation d’un dossier complet.
* Rowland J. Harrison, Q.C., à la tête du projet de recherche de TransCanada en droit administratif et règlementaire, à la faculté de droit, de la University of Alberta. Il détient plus de 40 ans d’expérience dans les enjeux relatifs à la réglementation de l’énergie canadienne, comme avocat en pratique privée, haut fonctionnaire du gouvernement et théoricien. De 1997 à 2011, il a assumé deux mandats successifs à titre de membre permanent de l’Office national de l’énergie à Calgary, faisant de lui l’un des membres ayant été le plus longtemps en poste de l’histoire de l’Office.
1 NSP Maritime Link Incorporated (Re) (22 juillet 2013), NSUARB 154, en ligne: NSUARB <http://nsuarb.novascotia. ca/>. (Pour un apercu du projet ML, voir: http://www.emeranl.com/en/home/ourbusiness/aboutthemaritimelink/ informationcentre.aspx).
2 Pour un aperçu du Projet de Muskrat Falls, voir : http://www.nalcorenergy.com/lower-churchill-project.asp.
3 Décision supra note 1 au para 27.
4 Maritime Link Act, SNS 2012, c 9.
6 Electricity Act SNS 2004, c 25, (comme modifié).
7 Environment Act , SNS 1994-95, c 1, (comme modifié).
8 Loi canadienne sur la protection de l’environnement, SC 1999, c 33.
10 Supra note 1 au para 456. Le 22 juillet 2013 (la date de la décision de la NSUARB sur le Projet Maritime Link), il a été rapporté qu’Hydro-Québec a entamé une procédure judiciaire contre Terre-Neuve prétendant que le Projet de Muskrat Falls violerait les droits d’Hydro-Québec de déterminer les résultats du Projet de Churchill Falls existant. Le Projet de Churchill Falls est développé en amont de celui de Muskrat Falls. http://thechronicleherald.ca/novascotia/1143721- hydro-quebec-challenge-could-endanger-muskrat-falls-project.
12 Maritime Link Act, supra note 4 au para 2 (c).
13 Supra note 1 au para 73, point 4.
18 ML Regulations, supra note 5 au para 5(1)(a).
19 Décision supra note 1 au para 75.
20 Décision supra note 1 au para 89.
21 Décision supra note 1 au para 92.
22 Voir la discussion plus approfondie sur la politique sur l’énergie renouvelable de la Nouvelle-Écosse (Nova Scotia’s renewable energy policy) dans la section 2, ci-dessous.
23 Supra note 1 aux para 159 et 160.
26 Supra note 1 aux para 452 et 453.
30 Paul McLeod, “Dunderdale: Link ever hinged on review board decision” The Chronicle Herald (26 juillet 2013), en ligne: The Herald News <http://thechronicleherald.ca/novascotia/1144536-dunderdale-link-never-hinged-on-review- board-decision>.
37 Réglementation ML, supra note 5, paragraphe 5(1)(b).
38 Supra note 1 au para 56. Actuellement, près de 90 % de l’approvisionnement en électricité de la Nouvelle-Écosse provient de combustibles fossiles, en ligne : Government of Nova Scotia <http://www.gov.ns.ca/energy/renewables/ renewable-electricity-plan>
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